2017-09-21 16:42:00

Текущее регулирование тарифов на тепло по методу "затраты плюс" приводит лишь к убыткам

Текущее регулирование тарифов на тепло по методу "затраты плюс" приводит лишь к убыткам и вынуждает энергетиков отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.
Минэнерго дало старт дискуссии о модернизации энергомощностей, чей ресурс будет исчерпан в ближайшие годы. До конца года министерство намерено завершить работу над механизмом, который должен стимулировать инвестиции в новые проекты.
У отраслевого сообщества нет сомнений, что проблему выбывающего по сроку использования энергооборудования необходимо решать. Судя по статистике, котлы и турбины приближаются по среднему возрасту к музейным экспонатам. За последние 20 лет средний срок службы котлов в России вырос с 29 до 43 лет, а без учета новых вводов достигает 49 лет. Текущие рыночные цены на мощность и доходность в свободном секторе электроэнергии не позволяют окупить модернизацию.
Новый договор
Возможно, лучшим решением является обращение к успешному опыту строительства новых энергоблоков на условиях договоров о поставке мощности (ДПМ). Большинство генерирующих компаний закончило масштабные стройки.
Отрасль обрела 36,1 ГВт современных мощностей.
Основной предпосылкой для выбора площадок под ДПМ-проекты была энергодефицитность территории в ближайшие десять лет. Таким образом, новые энергоблоки строились с ориентиром на крупного потребителя, а стоимость их строительства гарантированно покрывалась за счет продажи электроэнергии и мощности на оптовый рынок. Из возведенных в рамках ДПМ новых генерирующих мощностей только 12 ГВт пришлось на теплофикационные станции, обеспечивающие централизованное теплоснабжение городов. В масштабах страны когенерация, то есть совместная выработка электрической и тепловой энергии, обновилась в наименьшей степени. В условиях российского климата централизованное теплоснабжение вдвойне значимо, оно обеспечивает отопление более 80% жилого фонда в городах России - это почти 70 млн человек.
Отложенная на потом проблема износа в теплоснабжении дает о себе знать, аварийность на старом оборудовании трудно удерживать хотя бы на прежнем уровне без глубокой модернизации. Если ждать и дальше, то придется строить новые котельные, что потребует колоссальных бюджетных средств. Развитие менее эффективных локальных источников приведет к росту тарифа на тепло для потребителей. Поэтому отправной точкой при отборе проектов дальнейшей модернизации генерации должны стать именно центры тепловых нагрузок.
А как же цена?
Но без пересмотра правил игры в теплоснабжении экономика модернизации не сложится. Текущее регулирование тарифов на тепло по методу "затраты плюс" приводит лишь к убыткам от реализации тепла и вынуждает генерирующие компании отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.
В поисках выхода из ситуации приняты поправки в закон "О теплоснабжении". Новая модель, предусматривающая свободное ценообразование на тепло в рамках предельных уровней, вызывает интерес представителей власти в ряде регионов. На наш взгляд, тем, кто выберет новый механизм, в первую очередь и должна быть предоставлена возможность включить свои объекты тепловой и электрической генерации в программу ДПМ-2.
Нередко приходится слышать от промышленных потребителей претензии к генераторам по поводу высокой стоимости программы ДПМ, отразившейся в ценах на мощность. Но парадокс в том, что потребитель все равно остался в выигрыше: новые высокоэффективные мощности достались потребителям фактически бесплатно.
Поясню. Рост оптовых цен на электроэнергию все последние годы существенно отстает от темпов роста цен на газ за счет более эффективного использования топлива на новых блоках. По нашим расчетам, за 2010-2028 годы совокупный рост цен на газ достигнет 66% против 10% роста оптовых цен на электроэнергию. Если бы новые блоки по ДПМ не вводились в эксплуатацию, то оптовые цены на электроэнергию росли бы синхронно с ценами на газ, а технологическое отставание генерации только прогрессировало бы. Рост эффективности оборудования позволяет потребителям экономить до 11% платежей за электроэнергию ежегодно и компенсирует стоимость новой генерации для оптового рынка. Потребитель останется в плюсе, заплатив за новые мощности к 2028 году 2,9 трлн руб. при снижении цен на электроэнергию и мощность на 3,2 трлн руб. по сравнению с теми, которые выставила бы старая генерация.
Решение для ТЭЦ
Новая волна модернизации генерирующих мощностей также направлена на удешевление выработки тепловой и электроэнергии, поэтому будет как минимум безвредной для кармана потребителя. Повышая надежность и мощность действующего оборудования, компании смогут быстрее выводить профицитные и выработавшие нормативный ресурс генерирующие мощности. Профицит тепловых мощностей огромен: их установленная мощность достигает 18 ГВт. ТЭЦ в России загружены в среднем лишь на 30%. Прекращение оплаты избыточных объектов позволит снизить ценовую нагрузку на потребителей.
В эффективности генерации будут напрямую заинтересованы единые теплоснабжающие организации в городах, закупающие для поставки конечному потребителю тепловую энергию из наиболее дешевых источников.
Чтобы не допустить перехода отрасли в критическое состояние, необходимо принять решения по запуску программы ДПМ-2 к началу 2018 года. Ведь электроэнергетика и теплоснабжение относятся к базовым отраслям, развитие которых должно опираться на долгосрочные ценовые и инфраструктурные эффекты. Модернизация ТЭЦ потянет за собой развитие смежных сфер экономики, в том числе энергетического машиностроения и инжиниринга. Региональные власти, в том числе территории присутствия "Т Плюс", в первую очередь заинтересованы в таких эффектах и поддержат включение проектов энергокомпании в программу ДПМ-2.
Точка зрения авторов, статьи которых публикуются в разделе "Мнения", может не совпадать с мнением редакции.

источник: