CC BY
0
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ СЕКТОРА ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ДО 2030 г.
СЕМИКАШЕВ Валерий Валерьевич, к.э.н., [email protected], Институт народнохозяйственного прогнозирования, Российская академия наук, Москва, Россия ORCID: 0000-0002-6992-2017
ТЕРЕНТЬЕВА Александра Станиславовна, [email protected], Институт народнохозяйственного прогнозирования, Российская академия наук, Москва, Россия ORCID: 0000-0002-7366-8189
В статье предложена модель функционирования отрасли централизованного теплоснабжения в условиях действия механизма альтернативной котельной. На этой модели построены прогнозные сценарии развития отрасли и двух ее сегментов: альткотельной и прочих систем централизованного теплоснабжения. Кроме того, показаны варианты реформирования отрасли и предложены механизмы и инструменты для ее перехода к безубыточному функционированию.
Ключевые слова: централизованное теплоснабжение, СЦТ, альтернативная котельная, ценовая зона теплоснабжения, инвестиции.
DOI: 10.47711/0868-6351-204-43-55
Централизованное теплоснабжение (ЦТ) в России является основным видом отопления жилых, промышленных и общественных зданий и помещений. ЦТ состоит из множества локальных систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) и локальных же рынков тепла, границы которых проходят в радиусе действия СЦТ и часто совпадают или близки к границам населенных пунктов в части их плотной застройки, преимущественно, многоквартирными домами.
На наш взгляд, последние 20 лет системы централизованного теплоснабжения в целом в стране развивались неэффективно. Это обусловлено сочетанием нескольких производственно-технологических и экономических факторов.
Во-первых, доля эксплуатируемых объектов теплоснабжения, превышающих нормативный срок службы, составляет 31% - среди источников тепла и 68% - в тепловых сетях [1]. Около 31% тепловых сетей нуждаются в замене, потери тепла в сетях составляют порядка 12%, по данным Росстата'. Источники теплоснабжения также имеют низкую эффективность, а именно, низкий коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) - 17% в среднем по году для всех источников и 30% - в отопительный период.
Во-вторых, снижается спрос на тепловую энергию. Здесь сочетаются два фактора - рост эффективности у потребителей и потеря ЦТ (и в частности, старыми СЦТ) доли на рынке тепла. Многие прежние потребители отключаются от СЦТ и переходят на собственные котельные [3-4]. А новые потребители зачастую даже при наличии и доступности мощностей по теплу предпочитают построить собственную систему отопления. Последнее можно трактовать либо как проигрыш конкуренции
' Форма Росстата 1-ТЕП. По другим источникам, потери составляют от 80% (Баланс энергоресурсов Росстата) до 25-30% (в отдельных исследованиях и высказываниях экспертов и ответственных чиновников, а также в тексте ЭС-2035 [2]).
СЦТ из-за крайней неэффективности, либо как недоверие к СЦТ: никто не гарантирует, что через пять-десять лет цена тепла от СЦТ не станет выше цены от собственной котельной, хотя в теории такого быть не должно, так как система с ТЭЦ должна быть экономичнее и эффективнее, чем отдельная котельная.
В-третьих, имеется комплекс экономических проблем: убыточность сектора в целом, значимая доля субсидий, а также отсутствие стимулов для повышения эффективности и инвестиций.
Одной из центральных проблем сектора является применяемый в большинстве СЦТ традиционный метод тарифообразования, основанный на сочетании метода индексации и метода экономически обоснованных затрат (согласно проекту ФЗ «Об основах государственного регулирования цен (тарифов): методы тарифообра-зования»2). В научной литературе такой подход обычно называется «затраты плюс» [5-7]. Иными словами, тарифы на теплоэнергию, как правило, устанавливаются от предыдущего достигнутого уровня путем оценки изменения затрат за предыдущий год и плановых затрат на будущий год. Под это готовятся сметы, но их адекватность реальным потребностям, как правило, не проверяется. Поэтому часто тарифы в некоторых СЦТ оказываются выше теоретического уровня (например, себестоимости тепла от собственной котельной). Искажение реальных потребностей приводит к завышению тарифа5. Так, в ряде регионов уже сложились цены выше уровня цен альтернативной котельной (например, на Дальнем Востоке), хотя последние - теоретический предел цен на тепло для конкретной территории.
Кроме того, сокращение затрат будет трактоваться регуляторами как причина для снижения тарифов. Иными словами, организации теплоснабжения законодательством дестимулированы к повышению эффективности. Такой подход не позволяет модернизировать СЦТ, даже если это экономически выгодно в рамках конкретной производственной системы.
В 2017 г. начался очередной этап реформирования отрасли теплоснабжения - был введен механизм альтернативной котельной (альткотельной)4 Данный механизм предполагает возможность отнесения населенного пункта к ценовой зоне теплоснабжения (ЦЗ), в рамках которой цена на тепло устанавливается свободно в пределах цены поставки тепла от альтернативного источника - новой современной котельной.
В настоящий момент нет прогноза развития отрасли теплоснабжения (например, в Энергостратегии-2035 [2] приводится лишь ряд индикаторов). При этом активно ведется политика введения ценовых зон теплоснабжения, что может стать значимым фактором развития отрасли.
В данной статье делается попытка дать макроэкономическую (на уровне всей страны) оценку перспектив развития сектора централизованного теплоснабжения при разных сценариях распространения ценовых зон и различной технико-экономической политике.
Обзор литературы. Основные принципы реформирования сферы теплоснабжения, преимущества механизма альткотельной описаны в статье П.Н. Сниккарса и коллег [8]. Авторы статьи выделили показатели для проверки эффективности механизма альткотельной, содержащиеся в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года [2]: число ценовых зон теплоснабжения, ежегодное снижение числа аварий на источниках тепла и тепловых сетях, доля теплофикации и удельный расход топлива при производстве тепловой энергии. Кроме того, описывается опыт
2 Проект ФЗ «Об основах государственного регулирования цен (тарифов): методы тарифообразования» URL: https://regulation.gov.ru/Regulation/Npa/PublicView?npaID=128954
3 Шацкий П.О. Безальтернативная котельная. Газпром Энергохолдинг, 2020. URL: https://energoholding. gazprom.ru/press/about-company/2020/03/23/
4 Федеральный закон от 29.07.2017 г. № 279-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О тепло-
снабжении» и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения». URL: http://base.garant.ru/71733096/
первых ценовых зон (г. Рубцовск и другие). Более половины инвестиций в теплоснабжение в ценовых зонах - инвестиции в ремонт и строительство тепловых сетей. Авторы статьи фокусируют внимание на том, что отнесение муниципалитета к ценовой зоне не является основанием для отказа в участии в федеральных или региональных программах по модернизации объектов теплоснабжения.
В статье В.И. Гимади описываются факторы, которые влияют на решение инвесторов о вложении средств в проекты в сфере теплоснабжения [9]. Существующий метод тарифообразования в теплоснабжении оценивается как не создающий стимулов для инвестиций. Также в статье показано, как переход к долгосрочному тарифообразова-нию влияет на решения инвесторов в теплоснабжении на примере концессий.
С.В. Бухаров в своей статье описывает возможные последствия перехода к модели альткотельной для отрасли и потребителей, а также механизмы сглаживания ценовых последствий этого перехода для потребителей [10]. В работе положительно оценивается модель альтернативной котельной и отмечается, что она хорошо подходит для малых муниципалитетов, которым крайне сложно привлечь инвестиции при традиционном способе тарифообразования.
В интервью Е.Г. Гашо отмечается, что действующий механизм альткотельной отражает лишь часть блока мер и механизмов комплексной программы модернизации отрасли теплоснабжения, разработанных совместно АНО «Аналитический центр при Правительстве РФ», представителями теплоснабжающих организаций, общественностью и другими экспертами. При этом метод альткотельной не включает положения, связанные с регламентами (техническими и нормативными), схемами теплоснабжения, со знанием реальной ситуации в городах, работой с потребителями [11].
В.А. Стенников и коллеги критикуют модель альткотельной и называют данный механизм разрушителем теплофикации. Переход на тарифы, определяемые по методу альткотельной, ведет к котельнизации страны ввиду перехода потребителей на собственную генерацию из-за высоких тарифов и, таким образом, уменьшает конкурентоспособность ТЭЦ [12; 13]. Кроме того, показывается, что для СЦТ с крупными ТЭЦ метод альткотельной приводит к более высоким ценам на тепло для потребителей, чем при оптимизации СЦТ, ориентированной на минимум затрат [14].
Представители крупных энергетических компаний (ПАО «Т Плюс», ООО «СибТЭК», ПАО «Фортум», АО «ЕвроСибЭнерго» и др.) отмечают некоторые технические недостатки самой модели, методики расчета предельного уровня тарифа по методу альткотельной, юридические препоны, устранение которых привело бы к более массовому и ускоренному внедрению новой модели рынка тепла5.
В зарубежных публикациях также уделяется внимание методам ценообразования и способам устройства рынка централизованного теплоснабжения - в странах, где присутствует ЦТ. В разных странах существует два подхода к тарифообразованию в теплоснабжении - регулирование или конкуренция. В Финляндии, Швеции, Канаде, Германии цены на тепло устанавливаются рынком. А в большинстве постсоветских стран и Дании цены на тепло регулируются государством или муниципалитетами [5]. Рыночное ценообразование позволяет отрасли теплоснабжения работать эффективно (как это видно на примере многих стран), однако существуют успешные примеры применения затратного метода тарифообразования в теплоснабжении, например, в Дании. При этом, как показано в [15], при рыночном ценообразовании цены на тепло выше, чем при регулируемом.
5 Попов А. Почему «альткотельная» не стала массовым явлением? // Кислород.ЛАЙФ, 2019. URL: https://kislorod.life/question_answer/pochemu_altkotelnaya_ne_stala_massovym_yavleniem/
В [16] описывается шведский опыт применения ценообразования на основе затрат в ЦТ на интегрированном рынке тепла с муниципальными, частными и государственными компаниями. В статье сделан вывод, что, пока рынок тепла в Швеции формируется, необходим какой-то механизм регулирования цен на тепло.
В статье авторов из Китая [17] проанализированы разные применяемые в стране методы ценообразования (затраты плюс, по предельным затратам) и предложена новая модель ценообразования, которая позволяет обеспечить разумную отдачу от инвестиций. Модель использует эксергию (предельное значение энергии, которое может быть полезным образом использовано) в качестве стоимости тепла, и инвестиционные затраты тесно связаны с этой стоимостью. При этом цена на тепло ограничена как в сторону увеличения, так и в сторону снижения.
В [18] сравниваются различные подходы к организации рынков ЦТ и последствия их применения в разных странах - Швеции, Дании, Польше, Литве. В статье делается вывод, что конкуренция со стороны предложения может положительно повлиять на динамику потребительских цен на тепло.
ООО «Газпром-энергохолдинг» разрабатывает «второй» метод альткотельной, поскольку существующий метод не подходит для ряда регионов, где уровень тарифов на тепло сложился уже выше уровня альткотельной (что, собственно, должно говорить о проблемах с эффективностью эксплуатации СЦТ)6. Рекомендуется обратить внимание на метод регуляторных контрактов для ряда регионов, включающий элементы государственного регулирования. Переработанный метод должен учитывать динамику спроса на тепло и электроэнергию, а также просчитывать сценарии с оптимизацией загрузки мощностей.
Текущее состояние проектов по альткотельной и инвестиционный процесс в отрасли. По состоянию на февраль 2023 г. ценовые зоны теплоснабжения были введены на территории РФ в 37 населенных пунктах в 18 регионах (табл. 1). Совокупный объем инвестиций в данные проекты составляет порядка 283 млрд руб., что почти вдвое больше ежегодных инвестиций в отрасль по стране и в 2,6 раза выше объема инвестиций, который был бы направлен в эти муниципалитеты без перехода в ЦЗ. Доля проектов альткотельной составляет порядка 11% в совокупном отпуске тепла по стране. Еще 15 населенных пунктов рассматривают возможность введения ценовой зоны теплоснабжения на своей территории [19].
Большинство проектов рассчитано на срок 10-15 лет. Средние инвестиции на проект составляют 7-8 млрд руб. Однако есть небольшие города - Куйбышев Новосибирской области, Новокуйбышевск Самарской области, Белово Пермского края с относительно высокими инвестициями в проект. Также есть крупные города -Пермь, Новосибирск, Барнаул с относительно невысокими инвестициями, учитывая численность населения и объемы генерации.
Крупнейшими инвесторами в проекты альткотельной являются ООО «СГК» (12 ЦЗ), ПАО «Т плюс» (18 ЦЗ), ПАО «РусГидро».
Среди ценовых зон есть города-миллионники: Новосибирск, Красноярск, Самара, Пермь. Также много крупных столиц субъектов РФ: Барнаул, Кемерово, Оренбург, Пенза, Ульяновск, Чебоксары. Однако есть и небольшие населенные пункты: Линево и Куйбышев в Новосибирской области, Медногорск в Оренбургской области.
Ценовые зоны отличаются также состоянием СЦТ. Так, например, сюда входят города с относительно хорошим состоянием СЦТ и низкими потерями тепла - Владимир
6 Заседание Рабочей группы Госсовета РФ по направлению «Энергетика» по теме «О ходе реализации целевой модели рынка тепловой энергии и опыте перехода субъектов РФ на новую модель рынка тепла» от 27 ноября 2020 г. URL: https://minenergo.gov.ru/node/4227
(5,1%), Иваново (8,7%), Самара (8,4%). Также здесь присутствуют города с высокими потерями тепла в сетях - Биробиджан (23,7%), Кемерово (21,8%), Абакан (18,6%).
На практике рост тарифа в будущем периоде происходит согласно формуле ИПЦ+1,5-4%, в зависимости от муниципалитета.
На рис. 1 представлено распределение инвестиций в принятые проекты альтко-тельной по годам. Предполагается, что большая часть инвестиций будет реализована до 2027 г. Преимущественно это инвестиции в тепловые сети. Но есть инвестиции и в источники теплоснабжения и прочие направления.
Доля инвестиций в теплоснабжение в совокупных инвестициях в стране составляет 1%, и с 2010 г. она сокращалась, однако в 2015-2020 гг. эта доля немного выросла, вернувшись к уровню 2010 г. В то же время доля инвестиций в топливно-энергетический комплекс составляет 20-30% от совокупных инвестиций.
Таблица 1
Введенные ценовые зоны теплоснабжения, февраль 2023 г.
Инвестор Населенный пункт Численность населения, тыс. чел. Инвестиции, млрд руб. Год начала функционирования Вложения на жителя, тыс. руб./чел.
ПАО «Т Плюс» г. Самара 1157 29,9 2020 26
г. Пермь 1048 6,3 2022 6
г. Тольятти 711 23,7 2022 33
г. Ульяновск 649 8,0 2020 12
г. Оренбург 580 10,5 2020 18
г. Орск 227 2,9 2023 13
г. Пенза 520 6,3 2021 12
г. Чебоксары 497 18,1 2022 36
г. Иваново 404 6,4 2022 16
г. Владимир 357 8,9 2021 25
г. Прокопьевск 190 1,8 2021 9
г. Новочебоксарск 127 3,6 2021 28
г. Новокуйбышевск 103 4,5 2021 44
г. Чайковский 82 0,9 2022 11
г. Кирово-Чепецк 72 2,0 2022 28
г. Медногорск 26 0,7 2021 27
г. Кохма 31 0,5 2023 16
г. Ижевск 645 8,9 2023 14
ООО «СГК» г. Новосибирск 1613 18,0 2022 11
г. Красноярск 1094 15,0 2021 14
г. Барнаул 696 8,0 2020 11
г. Кемерово 556 7,0 2022 13
г. Саранск 320 5,5 2022 17
г. Абакан
Усть-Абаканский поссовет 256* 3,0* 2022 12
г. Черногорск
г. Бийск 200 1 ,8 2022 9
г. Рубцовск 145 2,0 2019 14
г. Канск 89 1,6 2021 18
г. Белово 71 3,5 2022 49
г. Куйбышев 47 20,5 2022 436
ПАО «РусГидро» г. Благовещенск
р. п. Прогресс 226** 5 5** 2022 24
Чигиринский сельсовет
ПАО «Иркутскэнерго» г. Усолье-Сибирское 76 2,2 2022 29
ООО «СибТЭК» р. п. Линево 18 0,2 2019 11
ООО «Центр» г. Обь 13 0,2 2023 15
Оценка уже заявленных будущих ценовых зон 12926 283,0
* Совместные инвестиции в г. Абакан, Усть-Абаканский поссовет, г. Черногорск.
** Совместные инвестиции в г. Благовещенск, р. п. Прогресс, Чигиринский сельсовет.
Источник: собрано авторами по данным Минэнерго.
Отрасль теплоснабжения достаточно крупная - около 2-3% ВВП по выручке. Объемы инвестиций в отрасль не соответствуют ее выпуску. Однако в последние пять лет объемы инвестиций имеют положительную динамику - прирост в текущих ценах в 1,7 раз в 2015-2020 гг. (а совокупные инвестиции за этот период выросли на 47%). Скорее всего, этот прирост инвестиций во многом произошел за счет реализации концессионных соглашений и проектов альткотельной.
Модель для прогнозирования развития сектора ЦТ. Исследователями предлагались различные подходы к моделированию систем теплоснабжения. А.В. Затонский и Л.Г. Тугашова предложили математическую модель прогнозирования отпуска тепловой энергии на уровне города, учитывающую различные факторы: нормативы потребления, метеоусловия, характеристики зданий и др. [20].
140 120 100 80 60 40 20 0
Млрд руб.
Год
2018-2022
2023-2027
2028-2032
2032-2046
Рис. 1. Распределение инвестиций по годам во введенные ценовые зоны теплоснабжения,
млрд руб. в текущих ценах
Источник: собрано авторами по данным Минэнерго.
В.А. Стенников и коллеги разработали математическую модель управления регулируемым монопольным рынком централизованного теплоснабжения в двухуровневой системе, где верхний уровень - регулирующий орган, а нижний уровень - система теплоснабжения потребителей (источники тепла, сети, потребители). Это модель для СЦТ в одном населенном пункте [21].
Нами предложена модель макроуровня, суммирующая функционирование всех СЦТ в стране в одну отрасль/сектор [22].
Предлагаемая в данной статье версия модели строится для двух сегментов: сегмента альткотельной (в настоящее время это 11% всего производства тепла в СЦТ), который составляет совокупность всех ценовых зон, и сегмента прочих СЦТ, который представляет собой разницу между всей отраслью и сегментом альткотельной. Сегмент прочих СЦТ функционирует в логике традиционного тарифообразования.
Эти сегменты имеют различные экономические модели функционирования, учет специфики которых позволит получить представление об их прогнозных показателях. И общая картина отрасли составляется как сумма этих двух сегментов.
Для каждого сегмента строятся три взаимосвязанных баланса: баланс производства и потребления тепла, топливный и финансовый балансы (рис. 2).
Связь баланса производства и потребления тепла и баланса расходуемого топлива на нужды теплоснабжения происходит через удельный расход топлива (УРУТ) на произведенное тепло. Объемы УРУТ используются для расчета совокупных расходов топлива и затрат на него.
Рис. 2. Схема взаимодействия балансов в модели централизованного теплоснабжения
Источник: составлено авторами.
Основу финансового баланса составляет выручка - произведение совокупного отпуска и средневзвешенной цены 1 Гкал тепла. В расходной части финансового баланса рассчитываются затраты и убыток/прибыль (балансово). Затраты на топливо рассчитываются через расход топлива, который связывает финансовый и топливный балансы. Остальные статьи затрат моделируются через структуру затрат. Финансовый баланс замыкает все балансы. Итоговым результатом расчета становится оценка прибыли или убытка в сегментах и секторе в целом. При этом расчетной выручке соответствуют определенные состояния балансов производства и потребления тепла, а также расходов топлива. Подробнее построение балансов описано в [22].
Производственные, экономические и финансовые показатели каждого сегмента на прогнозном периоде формируются в своей логике.
Сегмент прочих СЦТразвивается в инерционной логике. В нем потребление тепла равно сумме потребления тепла населением, промышленностью и прочими потребителями и потерь. Потребление тепла населением моделируется как функция от численности населения, потребление тепла промышленностью и прочими потребителями - через заданный ежегодный прирост, который связан с темпами экономического роста. Потери тепла - функция от износа тепловых сетей и инвестиций, направляемых в отрасль теплоснабжения.
Производство тепла равно потреблению: моделируется структура производства -распределение между производством тепла на электростанциях и котельных.
На ретроспективе удельный расход условного топлива рассчитывается через производство тепла и совокупные затраты топлива на нужды теплоснабжения. На прогнозном периоде УРУТ моделируется через ежегодный прирост/сокращение, который зависит от инвестиций в отрасль или является сценарным параметром. Потребление топлива на прогнозном периоде рассчитывается через производство тепла и значения УРУТ.
Для расчета выручки в сегменте прочих СЦТ суммируются: произведение цен на тепло для населения и потребления тепла населением и произведение цен на тепло для промышленности и прочих и потребления тепла этими сегментами. В финансовом балансе моделируется структура затрат. Затраты на топливо рассчитываются через цены на топливо и расход топлива. Доля амортизации в структуре затрат -
функция от инвестиций в теплоснабжение. Затраты на оплату труда рассчитываются через ежегодный прирост, доля прочих затрат балансирует. Совокупные затраты -функция от рентабельности и выручки, рентабельность зависит от инвестиций.
Расчет финансового баланса производится в текущих ценах, индексы цен были заданы на уровне 4%.
Для сегмента альткотельных прогноз основан на планах по реализации инвестиционных проектов. В рамках инвестиционных проектов снижаются потери в сетях и удельные расходы топлива. При этом задается повышенный тренд тарифов на тепло. Кроме того, нами предполагается, что этот сегмент не должен быть убыточен - такова логика механизма альткотельной. Иначе бы инвесторы не пришли со своими проектами.
Расчет прогнозных показателей в сегменте альткотельной происходит для каждой ценовой зоны отдельно, затем они суммируются. Показатели производства и потребления тепла, удельного расхода топлива в прогнозном периоде - заложены в инвест-проектах и отражены в схемах теплоснабжения для этих ценовых зон. Потребление топлива на прогнозном периоде рассчитывается через производство тепла и УРУТ.
Начальная структура затрат в финансовом балансе моделируется в зависимости от структуры производства тепловой энергии, показателей потерь и УРУТ. В прогнозе выручка и затраты топлива, скорректированные с помощью показателя эффективности - расчетные. Затраты на оплату труда в прогнозном периоде определяются двумя противоположными факторами: ростом эффективности (снижением численности занятых в расчете на единицу отпускаемого тепла) и ростом заработных плат. Амортизация рассчитывается, исходя из вложенных в отрасль инвестиций (по проекту альткотельной, а также прочих инвестиций), срок амортизации: 8-15 лет. Прочие затраты задаются через определяемую экспертно долю в структуре затрат.
При моделировании отрасли теплоснабжения в отдельных ценовых зонах были выявлены значительные проблемы, связанные с нереальностью и нелогичностью данных, представленных в схемах теплоснабжения городов. Например, в этих схемах спрос на тепло растет, хотя тренд последних лет - сокращение потребления. Кроме того, в схемах теплоснабжения часто занижены показатели УРУТ, иногда не соответствуя даже теоретическим значениям. По этим причинам в расчетах появляются аномально высокие в городах с преимущественно угольным топливом и аномально низкие в городах с преимущественно газовым топливом показатели рентабельности. В целом реальное финансовое состояние отрасли в городах представляется довольно слабо при использовании только данных схем теплоснабжения. При этом альтернативы схемам теплоснабжения нет, и другого способа получения данных по городам не существует.
Сценарии и параметры прогноза. Прогноз функционирования СЦТ построен для альткотельных и прочих СЦТ до 2030 г. Предлагаются три сценария развития сектора централизованного теплоснабжения (табл. 2-4).
Первый сценарий предполагает реализацию только проектов альткотельных, введенных на октябрь 2022 г.
Второй сценарий предполагает увеличение доли ценовых зон теплоснабжения на рынке тепла до 50%. В данном сценарии происходит масштабирование эффектов, связанных с введением ценовых зон.
Третий сценарий предполагает модернизацию отрасли теплоснабжения, при которой растет доля отпуска тепла от ТЭЦ до 65%, происходит снижение издержек в отрасли и повышение эффективности (снижение УРУТ на 5%, сокращение прочих затрат). Доля ценовых зон теплоснабжения растет до 20% на рынке тепла. Данная оценка соответствует целевым показателям числа проектов альткотельной, заданным в Энергостратегии-2035 [2].
Входными параметрами модели являются сценарные значения потерь тепла, удельных расходов топлива при производстве тепла, тарифов и инвестиций в теплоснабжение. Для ЦЗ они берутся из заявленных планов инвесторов и соглашений о переходе в ценовую зону.
Таблица 2
Сценарии развития отрасли теплоснабжения, 2020-2030 гг.
Производство Производство Рост произ- Рост расхода
Сценарий Показатель тепла 2020 г., тепла 2030 г., водства, % топлива, %
млн Гкал млн Гкал 2030/2020 2030/2020
Сценарий 1 Всего 1336 1220 91 90
Реализация дей- ЦЗ 123 134 109 108
ствующих ЦЗ Прочие СЦТ 1213 1087 90 89
Сценарий 2 Всего 1242 1295 104 102
Масштабирова- ЦЗ 217 662 306 306
ние ЦЗ до 50% Прочие СЦТ 1025 633 62 69
Сценарий 3 Всего 1242 1295 104 94
Модернизация ЦЗ 123 267 217 209
отрасли Прочие СЦТ 1119 1028 92 84
Для сегмента, включающего все остальные СЦТ, входные параметры задаются, исходя из инерции и макроэкономических параметров (например, ценовые и стоимостные индексы задаются на уровне 4%, если иное не предусмотрено сценарием).
По нашей оценке, в число новых ценовых зон могут войти муниципалитеты, которые уже рассматривают такую возможность, а их число соответствует числу реализуемых проектов альткотельной. Кроме того, данную возможность могут рассматривать еще несколько столиц субъектов страны, крупные и малые города восточной части страны, которые имеют изношенную теплосетевую инфраструктуру и крупного поставщика тепловой энергии в муниципалитете. По нашим оценкам, доля таких городов может составлять еще минимум 10 -20% рынка тепла.
Таблица 3
Сценарные параметры развития отрасли теплоснабжения, 2020-2030 гг.
Сценарий Показатель Доля на рын ке, % Доля ЭС, % Доля котельных, % Потери тепла, % Снижение УРУТ, кг у. т. Удельные инвестиции, млрд руб./ Гкал
Сценарий 1 Всего 100 45 ^ 47 55 ^ 53 8 ^ 9 -2,3 1,8
Реализация дей- ЦЗ 10 65 ^ 67 35 ^ 33 17 ^ 16 -0,7 2,4
ствующих ЦЗ Прочие СЦТ 90 44 ^ 44 56 ^ 56 8 ^ 9 -2,3 1,7
Сценарий 2 Всего 100 45 ^ 46 55 ^ 54 8 ^ 9 -4,0 2,1
Масштабирова- ЦЗ 50 65 ^ 67 35 ^ 33 17 ^ 12 -4,0 2,4
ние ЦЗ до 50% Прочие СЦТ 50 44 ^ 29 56 ^ 71 8 ^ 9 - 1,7
Сценарий 3 Всего 100 45 ^ 65 55 ^ 35 8 ^ 9 -9,0 2,1
Модернизация ЦЗ 20 65 ^ 62 35 ^ 38 17 ^ 8 -5,8 2,4
отрасли Прочие СЦТ 80 44 ^ 65 56 ^ 35 8 ^ 9 -10,0 2,0
По результатам трех сценариев для всей отрасли теплоснабжения различия в объеме и структуре производства и потребления тепла, расхода топлива незначительны. Однако можно отметить изменения в финансовой части (табл. 4, рис. 3). В инерционном сценарии (1) отрасль остается убыточной на уровне рентабельности минус 7-8%. В сценариях модернизации (3) и роста доли ЦЗ (2) рентабельность отрасли становится стабильно положительной в 2025 и в 2027 гг., соответственно. Однако рост тарифов в сценарии масштабирования ЦЗ выше, чем в сценарии модернизации. Во всех сценариях в структуре затрат сокращаются прочие расходы: в сценариях (2) и (3) - на 15 проц. п. к 2030 г.
Таблица 4
Результаты реализации сценариев развития сектора теплоснабжения, 2020-2030 гг.
Сценарий 1. Сценарий 2. Сценарий 3.
Показатель Реализация Масштабирование Модернизация
действующих ЦЗ, % ЦЗ до 50% отрасли, %
Рост себестоимости 141 135 141
Рост выручки 140 155 151
Рентабельность -6,9 ^ -7,5 -6,9 ^ 6,8 -6,9 ^ 7,3
Доля затрат на топливо 48 ^ 48 48 ^ 56 48 ^ 54
Доля затрат на оплату труда 18 ^ 19 18 ^ 21 18 ^ 20
Доля прочих затрат 26 ^ 24 26 ^ 11 26 ^ 11
Доля амортизации 8 ^ 9 8 ^ 14 8 ^ 14
Трлн руб.
3,3 3,1 2,9 2,7 2,5 2,3 2,1 1,9 1,7 1,5
+41%
+40%
Год
> rh г!о Л A
ф> n& & ns&>
T1 V T 1/ T5 T T V V T V V T
Инерционный сценарий
+55%
+35%
Трлн руб.
3,3 3,1 2,9 2,7 2,5 -2,3 -2,1 1,9 -1,7 -
1,5 -I-1-1-1-1-1-1
Год
Сценарий роста АК
Трлн руб.
3,3 3,1 2,9 2,7 2,5 -2,3 -2,1 -1,9 1,7 1,5
+51%
+41%
Год
Сценарий модернизации
Рис. 3. Сравнение финансовых показателей сценариев до 2030 г.: -выручка;---затраты
Дополнительным эффектом от модернизации, предполагаемой в третьем сценарии, является сокращение выбросов парниковых газов от деятельности теплоснабжения - на 31 млн т СО2 (10%). По нашим оценкам, такая модернизация может стоить один-два трлн руб., при этом в рамках программ по декарбонизации могло быть выделено более четырех трлн руб. [23].
* * *
Представленная выше модель сектора теплоснабжения включает два сегмента: сегмент альткотельных и сегмент прочих СЦТ. Логика модели для каждого из сегментов позволяет строить прогноз на основе трех взаимосвязанных балансов (баланса производства и потребления тепла, баланса топлива и финансового баланса) и технико-экономических параметров проектов альткотельных и сегмента прочих СЦТ.
Рассматриваются три сценария развития сектора теплоснабжения. Для этих сценариев оценены прогнозные показатели состояния сектора ЦТ.
По результатам расчетов видно, что перестройка работы всей отрасли возможна только при ее существенном реформировании, что реализовано в сценарии масштабирования ценовых зон теплоснабжения и в сценарии модернизации сектора ЦТ. В первом случае отрасль становится прибыльной в большей степени в пользу инвесторов, которые вложились в ценовые зоны: развитие сектора происходит с повышенным тарифом на тепло.
На наш взгляд, наибольшие положительные эффекты достигаются во втором случае: при модернизации отрасли как системы, не ограничиваясь ценовыми зонами теплоснабжения. В рамках данного варианта развития отрасли сформулированы следующие предложения: согласование рынков электроэнергии и тепла: работа рынков электроэнергии и тепла под оптимальную загрузку ТЭЦ в теплофикационном режиме; ранжирование СЦТ по критериям состояния, условиям работы и финансирования и решение проблем СЦТ в соответствии с этой сегментацией; создание стимулов для инвестирования.
Следующие предложения, не рассматриваемые в рамках предлагаемой модели, также требуют внимания: взаимодействие централизованного теплоснабжения и распределенной генерации; работа с реальным прогнозом потребления тепла в городах с альткотельной и использование методов управления спросом; оптимизация режимов работы сетей.
Предлагаемые меры позволят значительно повысить эффективность в отрасли и сделать ее безубыточной. При этом в секторе теплоснабжения появится потенциал для инвестирования, поскольку инвестиции при ожидаемой эффективности окупаются.
Литература / References
1. Маневич Ю.В. ААльтернативная котельная — новая форма для инвестиций в теплоснабжение //Энергетическая политика. 2020. № 5 (147). DOI 10.46920/2409-5516_2020_5147_52 [Manevich Yu.V. Alternative boiler house is a new form for investments in heat supply // Energy Policy. 2020. No. 5 (147). (In Russ.)]
2. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года / Минэнерго, 2020. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1026 [Energeticheskaya strategiya Rossijskoj Federacii na period do 2035 goda / Minenergo, 2020. (In Russ.)]
3. Бухаров С.В., Шибанов А.П. Централизованное теплоснабжение в Новосибирске. Проблемы развития // ЭКО. 2020. № 4 (550). С. 45-63. [Bukharov S.V., Shibanov A.P. District Heating in Novosibirsk. Development Problems//ECO. 2020. No. 4. Pp. 45-63. (In Russ.)]DOI: 10.30680/ЕС00131-7652-2020-4-45-63.
4. Крюков В.А. Тепло и рынок // ЭКО. 2019. № 3 (537). С. 4-7. [Kryukov V.A. Teplo i rynok // ECO. 2019. No. 3 (537). Pp. 4-7. (In Russ.)]
5. От холода к теплу / МЭА. Париж. 2004. [Coming in from the Cold. IEA. 2004. (In Russ.)] URL: https://iea.blob.core.windows.net/assets/28c2bbb4-d273-44f1-87ca-4a0fc3871c53/cold.pdf
6. Яркин Е.В. и др. Тарифная политика в Российской Федерации в отраслях коммунальной сферы: приоритеты, проблемы, перспектива / Доклад НИУ ВШЭ. М., Издательский дом НИУ ВШЭ, 2020. 178 с. [Yarkin E.V. i dr. Tarifnaya politika v Rossijskoj Federacii v otraslyah kommunalnoj sfery: prioritety, provblemy, perspektiva /DokladNIU VSHE. M., Izdatel'skij dom NIU VSHE, 2020. 178р. (in Russ.)]
7. Системное тарифное регулирование в энергетической отрасли: теория, методология, практика. М., Казанский государственный энергетический университет, 2022. 536 с. ISBN 978-5-7046-2593-3. [Sistemnoe tarifnoe regulirovanie v energeticheskoj otrasli: teoriya, metodologiya, praktika. M., Kazanskij gosudarstvennyj energeticheskij universitet, 2022. 536р. ISBN 978-5-7046-2593-3. (In Russ.)] URL: https://www.eli-brary.ru/item.asp?id=48361449&selid=48361493
8. Сниккарс П.Н., Бокарев А.В., Бондаренко Ю. Эффективное тепло // Энергетическая политика. 2020. № 11 (153). [Snikkars P.N., Bokarev A.V., Bondarenko Yu. Effektivnoe teplo // Energy Policy. 2020. No. 11 (153). (In Russ.)] DOI 10.46920/2409-5516_2020_11153_74.
9. Гимади В.И. Влияние методов тарифного регулирования в теплоснабжении на решение потенциального инвестора // Вестник Московского университета. Серия 6. Экономика. 2016. № 5. С. 92-112. [Gimadi V.I. Vliyanie metodov tarifnogo regulirovaniya v teplosnabzhenii na reshenie potencial'nogo investora // VestnikMos-kovskogo universiteta. Ser. 6. Ekonomika. 2016. No. 5. Pp. 92-112. (In Russ.)]
10. Бухаров С.В. «ААльтернативная котельная» как механизм решения существующих проблем теплоснабжения // ЭКО. 2019. № 49 (3). С. 57-65. [Bukharov S. V. Alternative Boiler as a Mechanism for Solving Existing Problems of Heat // ECO. 2019. No. 49 (3). Pp. 57-65. (In Russ.)] DOI: 10.30680/Em0131-7652-2019-3-57-65.
11. Гашо Е.Г. Нас спасают энтузиазм технарей и теплые зимы / Интервью. Стимул, 2018. URL: https://stimul.online/articles/interview/nas-spasayut-entuziazm-tekhnarey-i-teplye-zimy/[Gasho E.G. Nas spa-sayut entuziazm tekhnarej i teplye zimy /Interv'yu. Stimul, 2018. (In Russ.)]
12. Стенников В.А., Славин Г.Б. Концепция «альтернативной котельной»— разрушитель теплофикации //Энергорынок. 2014. № 2. C. 22-29. [Stennikov V.A., Slavin G.B. Koncepciya «al'ternativnoj kotel'noj» — razrushitel' teplofikacii //Energorynok. 2014. No. 2. Pp. 22-29. (In Russ.)]
13. Стенников В.А., Пеньковский А.В. Проблемы российского теплоснабжения и пути их решения // ЭКО. 2019. № 9 (543). С. 48-69. [Stennikov V.A., Pen'kovskij A.V. Problems of the Russian Heat Supply and Ways of Solving them //ECO. 2019. No. 9 (543). Pp. 48-69. (In Russ.)]DOI: 10.30680/ЕСО0131-7652-2019-9-48-69.
14. Стенников В.А. «Альтернативная котельная» — путь в никуда для теплоснабжения // Новости теплоснабжения. 2014. № 7 (167). С. 10-16. [Stennikov V.A. «Al'ternativnaya kotel'naya» — put' v nikuda dlya teplosnabzheniya //Novosti teplosnabzheniya. 2014. No. 7 (167). Pp. 10-16. (In Russ.)]
15. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Воронина С.А., Семикашев В.В. Современное состояние и перспективы развития теплоснабжения в России / Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса (семинар А.С. Некрасова)». Заседание № 125 от 20 декабря 2011 г. [Nekrasov A.S., Sinyak Yu.V., Voronina S.A., Semikashev V.V. Sovremennoe sostoyanie i perspektivy razvitiya teplosnabzheniya v Rossii / Otkrytyj seminar «Ekonomicheskieproblemy energeticheskogo kompleksa (seminar A.S. Nekrasova)». Zasedanie № 125 ot 20 dekabrya 2011. (In Russ.)] URL: https://ecfor.ru/wp-content/uploads/seminar/energo/z125.pdf
16. Aberg M., Falting L., Forssell A. Is Swedish district heating operating on an integrated market? — Differences in pricing, price convergence, and marketing strategy between public and private district heating companies // Energy Policy. 2016. Vol. 90. Pp. 222-232. ISSN0301-4215. URL: https://doi.org/10.1016/j.enpol.2015.12.030
17. Junli Zhang, Bin Ge, Hongsheng Xu. An equivalent marginal cost-pricing model for the district heating market //Energy Policy. 2013. Vol. 63. Pp. 1224-1232. ISSN 0301-4215. URL: https://doi.org/10.1016/j.en-pol.2013.09.017
18. Pazeraite A., Lekavicius V., Gatautis R. District heating system as the infrastructure for competition among producers in the heat market // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2022. Vol. 169. 112888. ISSN 13640321. URL: https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112888
19. Решение Комитета Государственной Думы по энергетике № 3.25-5/72 от 5 апреля 2023 г. «Об утверждении рекомендаций «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Практика правоприменения модели «альтернативной котельной»: проблемы и пути решения» URL: http://komitet-energo.duma.gov.ru/storage/f11e63e3-91e7-42ea-bb26-8bb1c3bfc7ec/documents/3c5df25c-8a96-41f1-a7e6-08afe8440701/fd1f94d7-01b5-410c-9219-78c213783e68.pdf [Reshenie Komiteta Gosudarstvennoj Dumy po energetike № 3.25-5/72 ot 5 aprelya 2023 g. «Ob utverzhdenii rekomendacij «kruglogo stola» Komiteta Gosudrstvennoj Dumy po energetike na temu «Praktika pravoprimeneniya modeli «al'ternativnoj kotel'noj»: problemy i puti resheniya». (In Russ.)]
20. Затонский А.В., Тугашова Л.Г. Выбор модели прогнозирования отпуска тепловой энергии // Теплоэнергетика. 2021. № 3. С. 89-98. [Zatonskij A. V., Tugashova L.G. Selecting the Forecasting Model of Heat Energy Delivery // Thermal energy. 2021. No. 3. Pp. 89-98. (In Russ.)]DOI 10.1134/S0040363621020090.
21. Стенников В.А., Хамисов О.В., Пеньковский А.В. Математическая модель управления регулируемым монопольным рынком централизованного теплоснабжения // Проблемы управления. 2022. № 2. С. 12-23. [Stennikov V.A., Khamisov O.V., Penkovskii A. V. A mathematical model of managing a regulated monopoly district heating market // Problemy Upravleniya. 2022. No. 2. Pp. 12-23; Control Sciences, 2022. No. 2. Рр. 9-18. (In Russ.)] DOI 10.25 728/pu. 2022.2.2.
22. Семикашев В.В., Терентьева А.С. Альтернативная котельная — новый инвестиционный механизм развития централизованного теплоснабжения в России // Проблемы прогнозирования. 2022. № 2 (191). С. 105-118. [Semikashev V.V., Terent'eva A.S. Alternative Boiler House: a New Investment Tool for the Development of District Heating in Russia //Studies on Russian Economic Development. 2022. Vol. 33. No. 2. Pp. 192-202. (In Russ.)] DOI: 10.47711/0868-6351-191-105-118.
23. Семикашев В.В. Развитие ТЭК и экономики России в условиях климатического регулирования: альтернативные оценки. Доклад на II-ой Всероссийской научно-практической конференции «Анализ и прогнозирование развития экономики России», ИЭОПП СО РАН, ИНП РАН и экономический факультет НГУ. Бердск, 23-24 марта 2020 г. URL: https://ecfor.ru/publication/razvitie-tek-klimaticheskoe-regulirovanie / [Semikashev V.V. Vystuplenie «Razvitie TEK i ekonomiki Rossii v usloviyah klimaticheskogo regulirovaniya: al'ternativnye ocenki», II-ya Vserossijskaya nauchno-prakticheskaya konferenciya «Analiz i prognozirovanie razvitiya ekonomiki Rossii», IEOPP SO RAN, INP RAN i ekonomicheskij fakul'tet NGU, Berdsk, 23-24 marta 2020 g. (In Russ.)]
Статья поступила в редакцию 20.11.2023. Статья принята к публикации 14.12.2023.
Для цитирования: В.В. Семикашев, А.С. Терентьева. Прогноз развития сектора централизованного теплоснабжения до 2030 г. // Проблемы прогнозирования. 2024. № 3 (204). С. 43-55.
БО!: 10.47711/0868-6351-204-43-55
Summary
DEVELOPMENT FORECAST FOR THE DISTRICT HEATING SECTOR TO 2030
V.V. SEMIKASHEV, Cand. Sci. (Econ.), Institute of Economic Forecasting, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia ORCID: 0000-0002-6992-2017
A.S. TERENTYEVA, Institute of Economic Forecasting, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia
ORCID: 0000-0002-7366-8189
Abstract. The article proposes a model for the functioning of the district heating industry under the conditions of the alternative boiler house mechanism. This model is used to build forecast scenarios for the development of the industry and its two segments: the alt boiler room and other district heating systems. In addition, options for reforming the industry are shown and mechanisms and tools are proposed for its transition to break-even operation.
Keywords: district heating, district heating system, alternative boiler house, heat supply price zone, investments.
Received 20.11.2023. Accepted 14.12.2023.
For citation: V. V. Semikashev and A.S. Terentyeva. Development Forecast for the District Heating Sector to 2030 // Studies on Russian Economic Development. 2024. Vol. 35. No. 3. Pp. 347-356. DOI: 10.1134/S1075700724030134
