Одна из самых «горячих» тем лета 2015 года – реформирование российской теплоэнергетики. Минэнерго РФ и компании-инвесторы требуют безотлагательного принятия решительных мер, напоминая о плачевном положении, в котором находится отрасль.
Говорят они и о рисках, связанных с дальнейшим промедлением и с разочарованием инвесторов, не получающих внятных рыночных сигналов. Между тем предлагаемая в настоящее время модель рынка тепла сама содержит немало спорных положений и рисков, связанных как с путями возврата инвестиций, так и с определением обязанностей и прав одного из главных «действующих лиц» реформы – единой теплоснабжающей организации (ЕТО). Так считают специалисты ОАО «ТГК-2» – крупнейшего теплоэнергетического предприятия Севера Европейской части России. По мнению энергетиков, ключ к решению «тепловых» проблем – активная совместная работа отраслевого сообщества, потребителей теплоэнергии и законодателей на стадии подготовки соответствующих решений.
– Реформирование теплового сектора – одна из самых актуальных и самых «долгоиграющих» проблем энергетики РФ, которая имеет шансы наконец сдвинуться с мертвой точки. Как вы оцениваете эффективность продвигаемой Минэнерго модели рынка тепла, в частности изменений, которые могут быть внесены в закон «О теплоснабжении»? Какие плюсы и минусысодержит данный законопроект, насколько они весомы для основных заинтересованных лиц – энергетиков, потребителей, муниципалитетов?
– Главное, что требуется от новой модели рынка тепла, – это долгосрочное тарифное регулирование, прозрачные и эффективные механизмы реализации теплоснабжающими организациями полномочий единой теплоснабжающей организации (ЕТО), прозрачная модель возврата инвестиций в теплогенерацию.
К сожалению, в предложенном законопроекте эти требования недостаточно выражены. К числу наиболее важных недостатков проекта следует отнести недостаточную проработанность расчетной модели цены альтернативной котельной и «размытость» в определении обязанностей и прав единой теплоснабжающей организации. В итоге предлагаемая модель не позволяет говорить о создании условий для инвестирования в теплогенерацию, износ основных фондов которой достигает 80 процентов. С нашей точки зрения, также существуют и другие существенные риски.
Так, при комбинированной выработке тепла есть проблема наличия перекрестного субсидирования между электрической и тепловой энергией, и сложно предсказать, как будет реагировать оптовый рынок электрической энергии в случае внедрения новой модели ценообразования в сфере теплоснабжения. Кроме того, если стоимость производства тепла на ТЭЦ будет определяться предельным уровнем цены на тепловую энергию, экономия от производства тепловой энергии будет относиться на производство электроэнергии. Таким образом, при комбинированной выработке производство электрической энергии станет более прибыльным, но производство тепловой энергии станет значительно более дорогим. Учитывая, что большая часть тепловой энергии (порядка 70 процентов) предназначена для населения, внедрение цены «альткотельной» может привести к росту стоимости тепловой энергии выше предельных индексов роста коммунальных услуг, что потребует соответствующей компенсации из местных бюджетов.
Еще один риск принятия проекта в существующей редакции – значительная неопределенность при ведении бизнеса для организаций, не получивших статуса ЕТО. Такие организации будут отказываться от осуществления инвестиций в модернизацию и развитие генерации, учитывая непредсказуемость колебаний цен и доходов и, как следствие, непредсказуемость финансовых результатов бизнеса, который и сейчас отличается низкой маржинальностью.
Предложенная модель ценообразования позволит увеличить финансирование работ по модернизации систем теплоснабжения, но источника возврата инвестиций недостаточно для проведения масштабных проектов и тем более для кардинального решения проблем отрасли. Так, например, предлагаемый метод формирования цены не предусматривает источника возмещения затрат, связанных с необходимостью перехода на закрытую систему теплоснабжения (горячего водоснабжения), предусмотренную требованиями Федерального закона от 7 декабря 2011 года № 416‑ФЗ «О водоснабжении и водоотведении». При этом ориентировочная сумма затрат на реализацию данных требований федерального законодательства составит, к примеру, в городе Ярославле – примерно 20 миллиардов рублей. Учитывая необходимость модернизации существующих и строительства новых сетей, также считаем необходимым сохранить плату за подключение при расходах на подключение 1 Гкал-ч свыше фиксированной цены (например, свыше 10 млн / Гкал-ч) или при подключении объектов комплексной застройки с введением указанного термина в законодательство.
Реформа рынка тепла может и должна рассматриваться комплексно, на практике же фактически отсутствует взаимосвязь между различными предложениями по модели рынка мощности и проводимой реформой теплоснабжения. В частности, обсуждаемый проект предполагает, что комбинированные ТЭЦ, на которые приходится львиная доля так называемой «вынужденной генерации», в первую очередь должны уйти с рынка электроэнергии. При этом непонятно, за счет какого механизма в сложившихся сложных экономических условиях возможно замещение комбинированных ТЭЦ современными и экономичными мощностями по выработке тепла. Более того, искусственно «оторвать» теплогенерацию от выработки электроэнергии значит в перспективе вообще отказаться от инвестиций в теплоснабжение, которая так в них нуждается, поскольку себестоимость выработки исключительно тепловой энергии возрастет.
Вместе с тем, существует реальная возможность решения указанных проблем в сфере теплоснабжения. Это возможно при активной совместной работе отраслевого сообщества, потребителей теплоэнергии и законодателей на стадии подготовки соответствующих решений, с последующим их закреплением на уровне нормативных актов Российской Федерации.
– В каких направлениях, на ваш взгляд, должна совершаться доработка основных положений реформы?
– Доработка отдельных положений – это нормальная практика в законотворческой деятельности. В идеале хотелось бы видеть в законопроекте компромиссные решения по замечаниям министерств и включение предложений субъектов теплоснабжения, дополнение и исправление с учетом практического опыта по итогам первого этапа. Крайне важным считаем в кратчайшие сроки проработать вопрос наделения ЕТО реальными полномочиями – как гаранта надежности теплоснабжения в системе и создания для этого законодательных механизмов.
Концепция ЕТО имеет ряд позитивных моментов (в том числе повышение управляемости и эффективности систем теплоснабжения, рост инвестиционной привлекательности, вывод неэффективных мощностей и прочее), однако, к сожалению, пока что трудноосуществима, поскольку до настоящего времени законодатель не завершил создания правовых условий для достижения указанных целей. Существующие пробелы в законодательстве фактически лишают ЕТО возможности осуществить свои полномочия на практике. Для всех регионов характерны одинаковые системные проблемы. А именно, с присвоением статуса ЕТО дополнительных источников финансирования у генератора не появляется, а дополнительные издержки возрастают (в связи с отсутствием учета на границах сетей небалансы распределения тепловой энергии и потери в сетях транспортирующих организаций увеличиваются, и ЕТО вынуждено отражать эти потери как убытки). Кроме того, статус ЕТО сегодня не решает проблему неплатежей, а, наоборот, ее усугубляет. Между потребителем и ресурсоснабжающей организацией остаются недобросовестные посредники в лице управляющих компаний и товариществ собственников жилья. Учитывая, что население является основным потребителем тепловой энергии, ответственность «посредников» в расчетах за теплоэнергию в законе ничтожна в сравнении с тем объемом средств, которыми они распоряжаются.
При этом действующая нормативная правовая база не дает возможности повлиять на процесс формирования схем теплоснабжения, которые проводятся без учета интересов ЕТО, выводить из эксплуатации неэффективные генерирующие мощности (нередко поддерживаемые администрациями муниципалитетов), контролировать потери теплоэнергии на магистральных и разводящих сетях, заключать прямые договоры с конечными потребителями – физическими лицами. Таким образом, вопрос фактического наделения ЕТО полномочиями для реализации своих функций остается нерешенным.
Кроме того, сроки введения переходного периода, предусмотренные проектом акта, не учитывают осуществляющееся в настоящее время долгосрочное регулирование тарифов теплоснабжающих организаций и то обстоятельство, что при установлении действующих тарифов в состав необходимой валовой выручки включались затраты и объемы тепловой энергии из расчета минимального годичного периода действия тарифов. Необходима синхронизация с долгосрочным регулированием.
– Насколько, на ваш взгляд, проработана формула определения цены одного из ключевых постулатов реформы – альтернативной котельной? Нуждается ли она в дальнейшей доработке?
– Учитывая, что при формировании концепции реформы теплоснабжения во многом использовался опыт реформирования электроэнергетики, целесообразно сравнить принципы формирования цены на примере долгосрочных ценовых параметров рынка электроэнергии и уровня оплаты по генерирующим объектам, строящихся в соответствии с договорами о предоставлении мощности (ДПМ). Расчеты возможности возврата инвестиций в электроэнергетике и тепловой энергетике – тариф «альтернативной котельной» – с уровнем оплаты ДПМ на примере города Вологда показывают, что уровень цены альтернативной котельной выше ожидаемого тарифа только на 40 процентов. В свою очередь, цена на мощность по ДПМ блока ПГУ выше цены конкурентного отбора мощности (КОМ) в 6,6 раза.
Очевидно, что цена альтернативной котельной недостаточна для реализации крупных инвестиционных проектов, быть может – даже для инвестиционной привлекательности отрасли в целом. Возможно, с точки зрения экономики, сравнение не совсем корректно, зато очень наглядно демонстрирует сущность сомнений в возможности привлечения инвестиций в теплоэнергетику.
Кроме того, для определения корректной цены альтернативной котельной (АК) необходимо учитывать стоимость аренды земли и стоимость подключения к инфраструктуре. Эта часть расчетов формулы цены АК требует доработки.
– Как ваша компания относится к идее поэтапного внедрения модели альтернативной котельной в отдельных регионах, а также к эффективности методов ценообразования, которые предлагаются в настоящее время как альтернатива альтернативной котельной? Насколько критично, на ваш взгляд, отступление от первоначальной идеи повсеместного внедрения альтернативной котельной и другие отклонения от первоначальной формулы реформы?
– На наш взгляд, представляется наиболее разумным и логичным проводить поэтапное внедрение модели альтернативной котельной. При этом важно учитывать все возможные различия в техническом и экономическом состоянии отрасли в регионах. Критерии выбора регионов для первого этапа внедрения могут быть различны. Так, приоритет при определении пилотных регионов может отдаваться регионам, где текущие тарифы выше предполагаемого уровня цены альткотельной, или тем, где ожидается существенный рост тарифов для целей проработки механизма адресных субсидий из бюджета для населения. Возможен выбор региона по принципу существенного – от 50 процентов и выше – износа генерирующего оборудования теплоисточников и необходимости замены более 30 процентов трубопроводов на тепловых сетях. В любом случае, такое поэтапное внедрение позволит выявить слабые места реформы и доработать ее без значительного ущерба для отрасли.
Альтернативные варианты развития отрасли могут заключаться в осуществлении постепенного совершенствования существующей в настоящее время модели ценообразования с постепенным отказом от государственного регулирования. В том числе метод предельного ценообразования может применяться как один из методов ценового регулирования. Применение такой модели также имеет существенные недостатки, в частности не решает основную задачу реформы – привлечение инвестиций в отрасль.
– С одной стороны, промедление в реализации реформы может обойтись слишком дорого, с другой стороны, предложенная модель реформирования сама содержит немало значительных рисков. Как найти «золотую середину», создать модель реформы, учитывающую пожелания всех заинтересованных сторон?
– Сегодня отрасль как никогда нуждается в инвестировании, повышении эффективности функционирования тепловой генерации, снижении темпов износа тепловых сетей и оборудования источников тепловой энергии. Широкое обсуждение проекта с участием всех заинтересованных сторон направлено именно на минимизацию указанных рисков, выработку положений, устраивающих как конечного потребителя тепловой энергии, так и инвестора, например в части создания долгосрочного ценового ориентира как для производителей, так и для потребителей тепловой энергии. Необходимо четко понимать, что наиболее серьезные риски связаны как раз с отсутствием практических шагов по реализации реформы теплоснабжения, которое неизбежно приведет к ухудшению ситуации, вплоть до развала системы теплоснабжения.
Реформе тепла не хватает публичности
Мнения экспертов
Пресс-служба группы «Т Плюс» (ранее КЭС-Холдинг):
– В ходе обсуждений предлагаемая Минэнерго новая модель рынка тепла претерпела ряд изменений, но при этом переход к ней остается единственным способом привлечения частных средств в теплоэнергетическую отрасль, недоинвестированность которой составляет порядка 1 триллиона рублей.
Внедрение метода альтернативной котельной создаст прозрачный и понятный производителям тепла ценовой горизонт, что позволит им планировать и осуществлять долгосрочные инвестиционные программы. При этом у всех без исключения тепловых компаний впервые появятся реальные стимулы к модернизации своих активов. В настоящий же момент на рынке действует модель ценообразования «расходы плюс», согласно которой наименее эффективные игроки получают наибольший тариф.
Переход на предлагаемую Минэнерго модель рынка тепла критически необходим в свете происходящего в отрасли роста неплатежей за тепловую энергию со стороны практически всех групп потребителей.
Пресс-служба ОАО «Квадра»:
Необходимость реформирования систем централизованного теплоснабжения назрела давно. Первоначальная версия законопроекта появилась более полутора лет назад в развитие концепции Минэнерго России о внедрении нового рынка тепла, включающей в себя принципиальное изменение подхода к системе отношений (ослабление контроля государства, введение института единой теплоснабжающей организации (ЕТО), повышение энергоэффективности) и к модели ценообразования в сфере теплоснабжения (либерализация отпускных цен источников тепла, введение тарифообразования по методу «альтернативной котельной»).
Основная цель реформы, прежде всего, – создание привлекательных условий для прихода инвесторов и модернизация отрасли. Для инвесторов правила игры должны быть прозрачны, эффективны и ясны, как и перспективы развития теплового бизнеса. В рамках реальных условий и существующего законодательства это крайне затруднительно: накопилось множество проблем в отрасли, прежде всего, технических и технологических. Они касаются надёжности и качества систем теплоснабжения, экономических и финансовых вопросов (недостаточность и разброс тарифов, сдерживание их роста, убыточность, долги потребителей, высокая степень государственного регулирования) и др. В мае прошлого года предложенная модель реформирования рынка тепла с учетом введения метода «альтернативной котельной» в целом была одобрена президентом РФ Владимиром Путиным. Правительству РФ было поручено разработать дорожную карту реализации модели в реальности. Однако принципы перехода, принятые в дорожной карте («Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии», утвержденной распоряжением правительства Российской Федерации от 2 октября 2014 года №1949-р.) существенно поменяли первоначальную модель реформирования. Прежде всего это коснулось сроков и порядка введения новой модели. Ранее достигнутые договоренности о введении новой модели одномоментно и повсеместно, порядок определения справедливой цены по методу «альтернативной котельной» как единственный способ тарифообразования трансформировались в совсем иные решения.
Сегодня дорожная карта говорит о необходимости обеспечения поэтапного перехода на целевую модель рынка тепловой энергии с началом реализации в 2015 году и обязательности внедрения целевой модели на всей территории РФ только к 2023 году. При этом решение о сроках и этапах внедрения модели и перехода к регулированию по методу альтернативной котельной принимается субъектами, которые будут выбраны в качестве пилотных регионов для внедрения новой модели. Сам метод рассматривается не в качестве единственного, а в качестве одного из возможных подходов при определении справедливой цены для потребителя и посредством выбора пилотных регионов для внедрения новой модели.
Обсуждение новой модели рынка тепла и, прежде всего, значительный рост тарифов при введении метода альтернативной котельной по некоторым регионам вызывал много вопросов: метод альткотельной в том виде, в котором он в настоящий момент обсуждается, может быть выгоден одним регионам, но в других регионах он может оказаться недостаточным. Возможно, было бы правильней разработать эффективный механизм предоставления адресных субсидий социально незащищенным слоям населения при переходе к новой модели рынка. Однако, прежде всего, важно иметь методологию формирования цены в тепле в тепле, которая бы носила долгосрочный характер, таким образом, стимулируя к снижению издержек, а с другой стороны, обеспечивала бы справедливый тариф, позволяющий привлекать инвестиции в отрасль.
Сегодня важно не замедлять темпов перехода к новой модели рынка, что будет означать фактическое откладывание решения проблем в теплоснабжении на более поздний срок. Это отложит инвестиционные проекты в сфере теплоснабжения и окажет в перспективе до 2023 года отрицательное влияние как на техническое состояние систем, так и на качество теплоснабжения потребителей.
Между тем, переход к новой модели теплоснабжения выгоден всем, будет способствовать приходу необходимых инвестиций и скажется на повышении эффективности и снижении затрат.
http://www.eprussia.ru/teploenergetika/18/7991842.htm
