Факторы инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики в Российской Федерации



Правительство Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

"Высшая школа экономики"

Банковский институт

Попов Николай Викторович

НАЗВАНИЕ ТЕМЫ ВКР

«Факторы инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики в Российской Федерации»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

по направлению подготовки 38.04.08 Финансы и кредит

Студента группы № МФА161

(образовательная программа «Финансовый аналитик»)

Рецензент

___________________________

___________________________

Научный руководитель

д.э.н.,профессор

Хандруев Александр Андреевич

Москва

2018

Оглавление

Введение

В условиях существенного износа теплоэнергетической инфраструктуры в городах России, государство (как регулятор рынка) как никогда заинтересовано в привлечении частного капитала на этот рынок для устойчивого обеспечения теплоснабжением населения и прочих потребителей. Именно исключительная мотивация государства, жестко регулирующего рынок теплоэнергетики, является залогом возврата вложений потенциальных инвесторов. В этой связи актуальным представляется анализ имеющегося инструментария государства по улучшению условий инвестирования и определения оптимальных факторов их внедрения.

Основываясь на актуальности данной темы, целью данной работы будет проведение качественного и количественного анализа существующих инструментов повышения инвестиционной привлекательности рынка и определение оптимальных условий их внедрения.

Задачами данной работы будут:

Результатом проделанной работы станут сформированные условия, обеспечивающие привлекательность инвестирования в теплоэнергетические активы.

Каждый выявленный инструмент будет протестирован на конкретном примере из пройденной практики в Комитете по тарифам и ценовой политике Ленинградской области. В процессе работы будут использованы такие инструменты, какPESTEL-анализ (анализ внешней среды рынка), финансовая модель котельной с сетями, построенная на основе методики альтернативной котельной, модель возврата капитальных вложений с помощью инвестиционной программы и концессионного соглашения, анализ чувствительности инвестиционных проектов к инфляции.

Объектом данной диссертации являются инструменты повышения инвестиционной привлекательности, имеющиеся в руках у государства. Предметом же исследования будут являться факторы, которые определяют успешность применения данных инструментов на практике.

В качестве основных источников информации при написании данной диссертации будут использованы знания и навыки, полученные в ходе научно-исследовательской практики в Комитете по тарифам и ценовой политике Ленинградской области, утверждённые параметры концессионных соглашений в сфере теплоэнергетики в Российской Федерации, отчеты Министерства энергетики и федеральной антимонопольной службы о состоянии рынка, а также ведущий отраслевой журнал «Теплоэнергетика РФ».

Для реализации поставленных задач лучше всего подошла классическая структура написания диссертации, состоящая из 3-х частей:

  1. Общей характеристики рынка теплоэнергетики;
  2. Анализа рациональности внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности;
  3. Итоговых выводов.

Кроме того, неотъемлемой частью этой диссертации являются 4 приложения, иллюстрирующие проведённые расчёты в финансовых моделях.

Результаты, полученные в ходе этой диссертации, применимы для использования на всей территории Российской Федерации. Кроме всего прочего, данная диссертация определяет оптимальный вектор движения регулирования всего рынка на долгосрочную перспективу, который при реализации всех нормативно-правовых преобразований, создаст благоприятные условия для работы на рынке широкой массы инвесторов (как крупных существующих производителей, так и мелких домохозяйств).

Глава 1. Общая характеристика рынка теплоэнергетики.

Современный рынок теплоэнергетики по большей части является наследником теплоэнергетической инфраструктуры СССР. Конъюнктура того времени требовала больших отопительных мощностей. Промышленность, потребляющая значительные объемы пара и тепловой энергии для производственных нужд, типовые жилые дома со слабой теплоизоляцией, либо отсутствием ее как таковой – всё это требовало значительных отопительных мощностей. Решением того времени стали крупные ТЭЦ (теплоэлектроцентрали), строящиеся вблизи крупных промышленных предприятий и попутно отапливающие городские кварталы. Они давали возможность получить экономию на масштабе – огромное потребление обеспечивало эффективную загрузку мощностей, а одновременная выработка электроэнергии позволяла покрыть другую жизненно важную потребность – потребность в электроэнергии.

Однако мировое движение к энергосбережению, появление энергосберегающих технологий, все более современные способы теплоизоляции зданий – способствовали снижению потребности в новых тепловых мощностях.

  1. Структура рынка, объёмы отпуска тепловой энергии, износ оборудования.

Согласно докладу Министерства энергетики Российской Федерации (далее – Минэнерго), а также данным Росстата на конец 2016 года в Российской Федерации функционировало 512 ТЭЦ и около 74 тыс.котельных. Если проанализировать количество ТЭЦ и котельных за прошедшие 5 лет, то можно увидеть явную тенденцию к децентрализации систем теплоснабжения – переходу на локальные источники теплоснабжения (котельные малых мощностей). По данным Росстата в 2012 году на территории Российской Федерации насчитывалось 531 ТЭЦ. Таким образом за 5 лет число ТЭЦ сократилось на 19 единиц. В то же время количество котельных составляло 73 511 в 2012 году и 73 770 котельных в 2016 году.

Как видно из графика 1, прирост количества котельных в первую очередь обусловлен увеличением числа котельных в сёлах. Это можно объяснить с одной стороны ростом благоустройства сёл в России, с другой стороны, ростом инвестиционной привлекательности строительства небольших котельных в сельской местности для обеспечения жителей тепловой энергией и горячей водой.

Если говорить об общем балансе мощности тепловых источников в системах теплоснабжения РФ, то он представлен на графике 2.

Как видно из графика 2 за прошедшие 5 лет общая установленная мощность снизилась с 875 до 844,7 тыс. Гкал, что равносильно снижению на 3,5%. Кроме того, заметно увеличение доли установленной мощности котельных в городской и сельской местности. Это говорит прежде всего о том, что строительство локальных котельных является более привлекательным и рациональным, чем строительство крупных ТЭЦ. Так, совокупная доля мощности котельных в суммарном балансе мощности источников теплоснабжения выросла с 66,2% (579,4 тыс.Гкал) в 2012 году до 70,1% (592,4 тыс.Гкал) в 2016 году.

Помимо показателя установленной мощности источников, важным показателем состояния отрасли является коэффициент использования этой мощности. Данный показатель говорит о том, на сколько процентов загружены производственные мощности оборудования котельных и ТЭЦ по производству тепловой энергии. Данный показатель принято рассматривать в двух плоскостях – в рамках годовой загрузки, и в рамках загрузки в отопительный период. Годовой показатель отражает соотношение фактически отпущенной тепловой энергии к максимальным возможностям отпуска тепловой энергии источниками на протяжении полного календарного года, в то время как показатель использования мощности в отопительный период показывает соотношение фактически отпущенной тепловой энергии к максимально возможному отпуску только за утвержденный на той или иной территории отопительный сезон.

Анализируя график 3, можно сделать вывод о том, что среднегодовое использование мощности в целом по стране не превышает и 20%, что говорит о колоссальной недозагрузке существующих мощностей. Кроме того, следует отметить, что показатель загрузки ТЭС превышает аналогичный показатель по котельным на 4,8%.

График 4 показывает, что в отопительный период мощности тепловой генерации в Российской Федерации загружены всего на треть. При этом показатель использования мощности ТЭС так же, как и на прошлом графике превосходит показатель загрузки котельных. Более высокую загрузку ТЭС обеспечивают по большей части промышленные потребители, которым для технологических нужд тепловая энергия требуется круглогодично. Локальные котельные, в свою очередь, сконцентрированы на теплоснабжении населения и прочих потребителей в холодное время года, этим обусловлена более низкая загрузка установленной мощности в целом по году.

Помимо прочего, следует отметить, что для обеспечения надежности теплоснабжения в максимально холодные периоды года необходимый резерв мощности должен составлять не менее 20%. Это общепринятая цифра в мировой практике обеспечения потребителей тепловой энергией, которая в пиковые (наиболее холодные) периоды потребления позволяет избежать перебоев с поставкой тепловой энергии потребителям. Таким образом, потенциал существующих мощностей не используется на 50%.

Для полноты понимания текущего состояния рынка теплоэнергетики необходимо проанализировать спрос на тепловую энергию. Для более глубокого понимания потребителей, посмотрим на спрос в разрезе динамики потребления с 2007 года, а также структуры спроса за 2016 год (данные за 2017 год будут доступны к началу 2019 года, когда Минэнерго обработает всю информацию, собранную с регионов.

На графике 5 представлена динамика спроса на тепловую энергию с 2007 года:

Как видно из приведённого графика, в 2016 году наибольшее потребление тепловой энергии наблюдается у промышленных потребителей (547,3 млн.Гкал). Помимо этого, важным трендом, наблюдающимся с 2013 года, является снижение потребления тепловой энергии населением. Этот тренд с одной стороны объясняется более теплыми зимами (средние температуры в отопительный период повысились), с другой стороны говорит об использовании энергосберегающих технологий при новом строительстве, а также при реконструкции существующих зданий. Увеличение потребления со стороны промышленных потребителей можно объяснить постепенным восстановлением экономической активности и локализацией производств на волне импортозамещения.

Как видно из графика 6 по состоянию на 2016 год промышленность потребляла практически половину (46,7%) всей вырабатываемой тепловой энергии. Большая часть потребления промышленностью тепловой энергии приходится на обрабатывающие производства (32,2%). Население потребляло около трети (34,2%) от суммарного потребления в РФ. Остальная группа потребителей (суммарно менее 20% – это частный бизнес (магазины, рестораны, торговые центры и пр.), сельское хозяйство, где тепловая энергия расходуется на отопление теплиц, загонов для животных и хранилищ различных сельскохозяйственных культур, а также строительство.

Ещё одним показателем, который позволяет охарактеризовать состояние отрасли и сделать выводы о необходимом уровне инвестиций, является износ оборудования теплоэнергетического комплекса. Многие ТЭЦ и котельные, доставшиеся в наследство еще со времен Советского Союза, уже давно исчерпали свой ресурс. Лишь капитальные ремонты позволяют продлить срок использования этих ТЭЦ и котельных. Однако они не решают проблемы энергоёмкости этого оборудования и не могут значительно улучшить показатели эффективности работы котельных и ТЭЦ. Динамика среднего возраста оборудования представлена на графике 7.

Динамика среднего возраста теплоэнергетического оборудования свидетельствует о том, что существенных улучшений за 2012-2016 гг отрасль не претерпевала. Амортизационные отчисления, заложенные в тарифы, вкладывались в поддержание текущего состояния оборудования, о каких-либо глобальных улучшениях, увы, говорить не приходится. Более того, согласно прогнозу института энергетических исследований российской академии наук (далее – ИНЭИ РАН) к 2020 году средний возраст ТЭЦ достигнет 35 лет, а к 2030 – критических 40 лет. Что же касается котельных, то по прогнозу ИНЭИ РАН к 2020 году средний возраст котельных увеличится на 2 года и составит 24 года, а к 2030 году увеличится еще на 3 года и составит 28 лет. Стоит также отдельно отметить, что срок службы котельных ниже, чем срок службы ТЭЦ. Для котельных этот возраст составляет 30 лет, а для ТЭЦ – 40. Таким образом, к 2030 году при сохранении текущей динамики инвестиций средний возраст котельных и ТЭЦ практически сравняется с критическим уровнем максимального срока службы теплоэнергетического оборудования. Все это бесспорно говорит о необходимости создания дополнительных условий для повышения привлекательности инвестирования в теплоэнергетику. Без кардинального перелома в текущем тренде под угрозу будет поставлено стабильное теплоснабжение населения и прочих потребителей, а это уже вопрос необходимого жизнеобеспечения. В этой связи государство, безусловно, стороной данный вопрос обойти не может, поэтому в ближайшей перспективе стоит ожидать запуска программ модернизации теплоэнергетического комплекса РФ со стороны Правительства

Важным показателем, подтверждающим необходимость привлечения инвестиций в теплоэнергетику, является аварийность систем теплоснабжения. Если посмотреть на динамику количества аварий на графике 8, случившихся с 2012 по 2016 гг, то мы увидим безусловный тренд на рост аварийности. По сравнению с 2012 годом, в 2016 году аварий на теплотрассах и котельных стало на 613 единиц больше, что равносильно увеличению аварийности на 12% до 5 738 единиц (с 5 125 единиц). Год к году в период с 2012 по 2015 наблюдался постоянный рост аварийности от 3,5% до 5%. Лишь в 2016 году произошло незначительное снижение количества аварий на 61 единицу к прошлому периоду (2015 году), что равносильно снижению аварий всего на 1% до 5 738 единиц.

В контексте аварийности нельзя не сказать об изношенности тепловых сетей. По данным Минэнерго, именно на тепловых сетях случается более 90% аварий. В целом по Российской Федерации длина тепловых сетей составляет 171,5 тыс. км. Согласно графику 9, практически треть (28,8%) этой огромной протяжённости сетей нуждаются в замене. При этом одна пятая всех сетей (21,5%) находятся в ветхом состоянии, что говорит об аварийном состоянии данных сетей и неминуемых авариях и перебоях в теплоснабжении в будущем отопительном периоде.

Состояние тепловых сетей прямолинейно влияет на количество потерь при передаче тепловой энергии потребителям. Потери – это тепловая энергия, которая пропадает в никуда, фактически отапливая открытый воздух. Потери – это упущенная выгода производителей тепловой энергии, которая могла бы быть получена, если бы тепловые сети находились в лучшем состоянии. Для сравнения, показатель потерь в Скандинавских странах, которых принято выделять в качестве эталона в организации систем теплоснабжения, составляет не более 5% от общего отпуска тепловой энергии.

График 10 иллюстрирует, что с 2012 года наблюдается постепенный рост потерь в системах теплоснабжения в целом по РФ. Это обусловлено главным образом ростом доли аварийных сетей, теплоизоляция которых уже изношена на 100% и не способна выполнять свой функционал. За 5 лет с 2012 года по 2016 год показатель потерь вырос на 1% и достиг уровня в 11,8%. Фактически это означает, что 11,8% всей работы ТЭЦ и котельных тратится на отопление наружного воздуха.

Таким образом, вывод из всех перечисленных показателей и индикаторов текущего состояния рынка один – отрасли жизненно необходим приток инвестиций для качественного улучшения состояния, повышения эффективности деятельности всей отрасли. Рост производительности, новое оборудование, снижение потерь и улучшение удельных показателей работы производителей тепловой энергии способны дать импульс к росту ВВП Российской Федерации в целом. Такие системообразующие отрасли, как теплоэнергетика, при привлечении инвестиций в отрасль имеют один из наиболее значительных мультипликативных эффектов на всю экономику страны, так как стоимость потреблённой тепловой энергии заложена практически во всех товарах и услугах конечного потребления как внутри страны, так и на экспортных направлениях.

  1. PESTEL-анализ рынка

Для оценки факторов инвестиционной привлекательности, необходимо достаточно ясно представлять внешнюю среду отрасли, в рамках которой она существует. Одним из наиболее простых и понятных инструментов анализа внешней среды рынка выступаетPESTEL-анализ, который оценивает благоприятность/неблагоприятность и степень влияния на рынок политических, экономических, социальных, технологических, экологических и, наконец, правовых веяний (факторов). Впоследствии, на основе данного простого инструмента будут первично отобраны инструменты повышения инвестиционной привлекательности, которые затем будут численно протестированы на примере конкретных инвестиционных проектов.

Для оценки каждого из анализируемых факторов будет применена шкала от -2 до +2, где -2 максимально негативное воздействие на инвестиционную привлекательность рынка, а +2 максимально позитивное влияние. В сводном видеPESTEL-анализ представлен в таблице 1.

Таблица 1.PESTEL-анализ.

Фактор

Влияние на инвестиционную привлекательность рынка

Оценка (-2 - +2)

P

Государство анонсировало программу модернизации ТЭЦ стоимостью 1,5 трлн руб.

Нейтральное

0

E

Девальвация рубля приводит к удорожанию импортного оборудования и его зап.частей

Негативное

-2

S

Ежегодный прирост дебиторской задолженности населения

Негативное

-2

T

Появление систем распределенной генерации, технологий интернета энергии

Позитивное

+2

E

Парижская конвенция о защите окружающей среды установила предел роста температуры на планете до 2050 года не более 20С

Позитивное

+1

L

Законодательная либерализация рынка до 2025 года прописана в дорожной карте Минэнерго

Позитивное

+2

Итоговое влияние скорее позитивное, однако, негативные факторы со временем могут усилиться, что приведет к упадку рынка.

Позитивное

+1

P -Political (политический фактор):

В недавнем послании Президента Федеральному Собранию была проанонсирована программа модернизации ТЭЦ стоимостью 1,5 трлн руб. Ясно, что государство в условиях необходимости поддержания стабильного теплоснабжения ищет пути поддержки рынка. Также не вызывает сомнений факт о том, что многие ТЭЦ выработали свой ресурс (или близки к этому) и нуждаются в глубокой модернизации, анализ этой проблемы был подробно описан в разделе 1.1 данной диссертации. Однако фокусировка программы модернизации исключительно на крупных производителях тепловой энергии имеет массу негативных последствий. Главная проблема этой программы в том, что она качественно не преобразует сложившуюся систему теплоснабжения, а лишь усиливает сложившуюся централизованную систему. Как уже было сказано выше, централизованные системы были эффективны при отсутствии качественных изоляционных материалов, низкой стоимости углеводородов и отсутствии политики энергосбережения. Централизованные системы на сегодняшний момент имеют значительные мощностные резервы, которые требуют затрат на их поддержание в рабочем состоянии. В то же время малые котельные, которые обеспечивают локальное покрытие потребности населения и прочих потребителей в тепловой энергии, также остро нуждаются в модернизации и переходе на автоматизированные технологии выработки тепловой энергии. Как показал анализ состояния рынка, представленный в разделе 1.1. динамика строительства новых котельных говорит о гораздо большем запросе рынка на строительство локальных источников, нежели на строительство крупных ТЭЦ. Кроме всего перечисленного, важно отметить, что строительство локальных источников возможно с помощью привлечения инвестиционных ресурсов гораздо большего числа потенциальных инвесторов, нежели строительство крупных ТЭЦ, которое реализуемо только энергогигантами, такими как «Мосэнерго», «ОГК-2», «Т-Плюс», «Фортум».

Исходя из всего вышесказанного, можно сделать вывод о нейтральном для инвестиционной привлекательности рынка влиянии программы модернизации ТЭЦ, так как с одной стороны действительно ресурсы пойдут на обновление систем теплоснабжения, с другой стороны львиная доля ресурсов осядет в крупных энергетических компаниях, и качественного прорыва в эффективности работы теплоснабжающих организаций эта программа не принесёт. В этой связи оценка данного фактора – 0 (нейтральное).

EEconomical (экономический фактор):

Обвал цен на энергоресурсы, а также введённые санкции против Российской Федерации спровоцировали девальвацию российской валюты в 2014 году. Последствием данного обвала стало значительное повышение цен на импортные товары. Так как на подавляющем большинстве источников тепловой энергии в той или иной степени установлено импортное оборудование, то теплоснабжающие организации столкнулись с существенным удорожанием стоимости запасных частей для облуживания данного оборудования. Кроме этого, значительно возросло в цене новое импортное оборудование котельных (котлы, насосы, теплообменники и т.д.), аналогов которому по эффективности работы у российского производителя просто нет. В этой связи производители тепловой энергии столкнулись с неминуемым ростом операционных расходов и как следствие себестоимости отпускаемой тепловой энергии, рост которых значительно превысил официальный уровень инфляции. Так как тарифы на отпускаемую тепловую энергию регулируются государством и, в частности, операционные расходы организаций, заложенные в тариф индексируются на ежегодный индекс, официально устанавливаемый Министерством экономического развития (далее – Минэкономразвитие), то возникает разница между фактическим ростом операционных расходов и индексом Минэкономразвития, на который орган регулирования может увеличивать операционные расходы в тарифе. Стоит также сказать про то, что теплоэнергетические компании целиком получают свои доходы в рублях, в этой связи у подавляющего большинства компаний возникают выпадающие из тарифа расходы.

Таким образом, обесценение национальной валюты привело к значительным убыткам теплоснабжающих организаций. Импортозамещение в сфере теплоэнергетики требует значительных временных, исследовательских и материальных затрат, в связи с чем покрытие возникших дополнительных расходов возможно только в долгосрочной перспективе. В этой связи оценка экономического фактора - -2 (максимально негативная).

SSocial (социальный фактор):

Так как вторым по величине потребителем тепловой энергии после промышленности является население, то платежеспособность этой группы потребителей - жизненно важный фактор стабильного существования всех теплоснабжающих организаций. К сожалению, уровень реальных доходов населения после спада российской экономики 2014 года снижался год к году вплоть до 2017 года. В этой связи наблюдался существенный рост неплатежей со стороны населения. Если в отношении промышленных и прочих потребителей теплоснабжающие организации имеют право в соответствии с законодательством в случае неплатежей осуществлять приостановку поставки тепловой энергии, то в случае с населением, возможности воздействовать на платежную дисциплину граждан значительно меньше. Население нельзя отключать от потребления тепловой энергии. В данном случае наблюдается пробел в законодательстве, так как в законодательстве об электроснабжении есть четко прописанные инструменты взыскания задолженности по поставленной электроэнергии с населения, а также варианты частичного ограничения электроснабжения. Данные инструменты позволяют решить проблему неплатежей и освобождают значительные ресурсы для инвестиционной деятельности энергосбытовых организаций.

Как видно из вышеприведённого графика 11, дебиторская задолженность неуклонно растёт с 2012 года. К 2016 году она достигла отметки в 475,7 млрд.руб., увеличившись по сравнению с 2012 годом на 180 млрд.руб. или на 60%. Наибольший рост задолженности демонстрирует население. Задолженность по этой категории достигла 271,7 млрд.руб. к 2016 года, увеличившись по сравнению с 2012 годом на 108 млрд.руб. или на 66%.

Таким образом, значительные средства, принадлежащие теплоснабжающим компаниям, оказались заморожены и не могут использоваться для улучшения систем теплоснабжения и повышения энергоэффективности. Данная проблема еще более усугубляется всё большей динамикой роста дебиторской задолженности. Та группа населения, которая не платила за отопление, продолжает это делать и, инструментов взыскания данной задолженности у теплоснабжающих организаций сегодня нет. На основании всего вышесказанного оценка социального фактора - -2 (максимально негативная).

TTechnological (технологический фактор):

Все без исключения отрасли экономики сегодня подвержены влиянию диджитализации. Теплоэнергетика не является исключением из этого списка. На сегодняшний день инновации в сфере теплоснабжения способны в разы снизить себестоимость производства тепловой энергии. Популярным решением, которое уже сегодня является более рентабельным по сравнению с традиционными методами выработки тепловой энергии и повсеместно применяется на практике, являются блок-модульные котельные. Эти котельные не требуют нахождения персонала непосредственно на объекте и фактически работают автономно. В случае возникновения различных неполадок, множество контрольных датчиков мгновенно сообщает диспетчеру о наличии некой неисправности, и на место отправляется дежурная аварийная бригада для устранения этой неполадки. Такие блок-модульные котельные позволяют снизить количество используемого персонала в разы, таким образов существенно снизив себестоимость производства тепловой энергии. Подобных технологий автоматизации сегодня появляется всё больше, стремительно снижая себестоимость производства тепловой энергии.

Ведущие научные институты сегодня заняты разработкой новейших инновационных решений для повышения энергоэффективности работы систем теплоснабжения. Тепловая энергия – своеобразный товар первой необходимости, он пользуется высочайшим спросом. Именно в том, что спрос на тепловую энергию велик, кроется его потенциал. Ведь снижение стоимости тепловой энергии автоматически сказывается на конечной стоимости товаров и услуг, а также на свободном денежном потоке населения. Одним из примеров работы научных учреждений над способами увеличения энергоэффективности теплоснабжающих организаций является совместное исследование ИНЭИ РАН, центра стратегических разработок, а также энергетического центра Московской школы управления Сколково о потенциале развития распределённой энергетики в России. В этом докладе по большей части говорится об инновациях в сфере электроснабжения, однако решения в этой сфере применимы с некоторыми допущениями к системам теплоснабжения. Так, описание системы распределенной генерации коррелирует с уже начавшимся трендом на децентрализацию систем теплоснабжения. Система распределённой генерации способна гораздо более эффективно удовлетворять локальные потребности населения в тепловой энергии, экономя тем самым ресурсы как потребителей, так и поставщиков. Система распределенной генерации предполагает, что в систему могут отдавать тепловую энергию не только традиционные производители с ТЭЦ и котельных, но и обычные промышленные потребители, которые имеют отработку в виде тепловой энергии/горячей воды. Идея интернета энергии способна оптимально регулировать перетоки тепловой энергии, сокращая потери и самостоятельно покрывая дефициты внутри системы.

Таким образом, в последние годы стало появляться огромное множество перспективных разрушающих инноваций (так называемыеdisruptiveinnovations), которые способны кардинально перевернуть сложившуюся систему поставки тепловой энергии и сделать тепловую энергию одним из драйверов повышения экономических достижений страны и как следствие роста ВВП. На основании этого оценка технологического фактора - +2 (максимально позитивная).

EEcological (экологический фактор):

Главным экологическим событием последнего десятилетия стала состоявшаяся в 2015 году в Париже конференция по климату. В парижской конференции приняли участие все ведущие державы и данная конференция стала логическим продолжением конференции в Киото, на которой было подписано соглашение о сокращении выбросов парниковых газов. На конференции в Париже было подписано важнейшее для отрасли теплоэнергетики соглашение. Данное соглашение подразумевает недопущение ведущими державами роста средней температуры на планете выше 20Сдо2050 года. Этот факт гарантирует долгосрочный спрос на тепловую энергию, что является залогом экономической рентабельности, а также гарантом возможности планирования на долгосрочную перспективу теплоснабжающими компаниями.

Помимо вышеуказанного соглашения, мир охватил всеобщий тренд на энергосбережение. На первый взгляд кажется, что энергосбережение затрагивает в, первую очередь, сторону потребителя и он начинает потреблять меньше тепла и электричества. Это действительно так, но реальное снижение потребления значительно преувеличено. Многие мероприятия в сфере энергосбережения лежат именно в плоскости производителя тепловой энергии. Появление современных котлов, способных выработать аналогичное количество тепловой энергии при более низких затратах топлива, проекты по преобразованию побочных продуктов горения в нефтедобыче и промышленности в тепловую энергию – все это составляющие энергоэффективности, которые дают гораздо больший эффект в натуральном выражении, чем экономия на стороне потребителя. В целом все появляющиеся технологии всё больший акцент делают на пользу для экологии. Новые способы экологичного сжигания мусора с выработкой тепловой энергии, появление «умных сетей», когенерационная выработка тепловой энергии и электроэнергии, всё более дешёвые способы выработки тепловой энергии с помощью возобновляемых источников – всё это движение к повышению энергоэффективности и энергосбережению со стороны производителей тепловой энергии.

Таким образом, мировая энергетика находится в мощнейшем тренде движения к использованию «зелёных» технологий, которые не только положительно сказываются на уровне выбросов парниковых газов, но и делают процесс производства тепловой энергии энергоэффективнее, дешевле. Вкупе с мировыми договорённостями о контроле роста средней температуры окружающей среды, всё это даёт отрасли тепловой энергетики огромные перспективы роста инвестиционной привлекательности. Те инвесторы, которые сумеют освоить новые технологии первыми и внедрить их на практике – получат существенные премии за пионерство и риск в этой сфере. Однако на практике в Российской Федерации внедрение данных технологий происходит медленнее общемировых темпов. В этой связи оценка экологического фактора - +1 (позитивная).

LLaw (правовой фактор):

Для такой жестко регулируемой отрасли, как теплоэнергетика, правовой фактор находится, пожалуй, на первом месте по важности среди вышеперечисленных. Последние инициативы Правительства в сфере теплоэнергетики открывают новые значительные пространства для деятельности теплоснабжающих организаций. Например, последние изменения, вступившие в силу в начале 2017 года, в главный регулирующий рынок законодательный акт – 190 ФЗ «о теплоснабжении», вводят понятие «альтернативной котельной». Данное понятие открывает новый способ регулирования рынка региональным органом установления цен (тарифов). Этот способ предполагает движение к либерализации рынка и подразумевает введение так называемых ценовых зон в муниципальных образованиях субъекта. Смысл ценовой зоны заключается в следующем: орган регулирования цен (тарифов) устанавливает предельную стоимость поставки тепловой энергии потребителю с учётом того, что за предельную стоимость принят расчёт тарифа для малой котельной мощностью 10 МВт на том виде топлива, выработка на котором преобладает в данном муниципальном образовании. Выше этой стоимости организации, работающие в ценовой зоне отпускать тепловую энергию не имеют права, однако, любые цены ниже предельного уровня – являются договорными и могут свободно определяться рынком. На практике еще ни одной ценовой зоны в РФ не создано, однако, это, безусловно, важный шаг к конкурентному и саморегулируемому рынку.

Кроме того, важно отметить, что дальнейшая законодательная либерализация рынка до 2025 года прописана в дорожной карте Минэнерго. Таким образом государство даёт понять потенциальным инвесторам, что готово к ослаблению регулирования. Всё это говорит о том, что в перспективе 2025 года инвесторы будут иметь абсолютно равные возможности по доступу на рынок теплоэнергетики, будут иметь равные возможности конкурировать друг с другом. Тот, кто окажется продуктивнее и дешевле сможет получить свою долю рынка. Как известно там, где есть конкуренция, есть и развитие, поэтому можно сделать вывод о том, что последние государственные инициативы формируют предпосылки для интенсивного развития конкуренции.

Подводя итог по данному фактору, можно сказать, что правовая политика государства в последние годы благоприятна для входа новых инвесторов на рынок. Так как правовой фактор является наиболее важным среди остальных, то его оценка - +2 (максимально позитивная).

Просуммировав результаты оценки всех факторов, мы получаем итоговый позитивный результат +1. В целом, это свидетельствует о благоприятной внешней среде для входа инвесторов. Однако, нужно учитывать, что данный анализ проведён на текущий момент и впоследствии внешняя среда может измениться и негативные факторы могут усилиться. К примеру, может случиться очередное обесценение российской валюты или уровень неплатежей со стороны потребителей может достигнуть критических значений. Именно поэтому каждый инвестор при принятии решений об инвестировании должен учитывать результаты данного анализа и текущую конъюнктуру внешней среды.

Исходя из данногоPESTEL-анализа, одним из инструментов повышения инвестиционной привлекательности является создание ценовых зон. Всесторонний анализ перспектив внедрения данного инструмента на примере реальных инвестиционных проектов будет проанализирован в главе 2 данной диссертации.

  1. Основные факторы влияния на тарифные решения в сфере теплоэнергетики.

Прежде чем переходить к непосредственному описанию факторов, влияющих на принятие тарифных решений, стоит в целом описать существующую систему регулирования тарифов в сфере теплоснабжения.

Как уже было описано выше, главный законодательный акт, регулирующий сферу теплоснабжения – Федеральный закон №190 «О теплоснабжении». Он регулирует общие положения рынка теплоэнергетики. Данный акт регламентирует права и обязанности участников рынка, в том числе полномочия регулирующего органа цен (тарифов), устанавливает порядок определения цен на тепловую энергию.

Следующим по иерархии, но не менее важным нормативным актом является постановление Правительства №1075 «о ценообразовании в сфере теплоснабжения», которое устанавливает методы расчета тарифов на тепловую энергию. В данном нормативном акте прописаны 4 метода расчета тарифов:

1. Метод экономически обоснованных расходов;

2. Метод обеспечения доходности инвестированного капитала;

3. Метод индексации тарифов;

4. Метод сравнения аналогов.

Третьим основным документом, с помощью которого законодательно регулируется рынок, является приказ ФСТ (Федеральной службы по тарифам) №760-э «методические указания по расчёту тарифов в сфере теплоснабжения». Данный нормативно-правовой акт устанавливает формулы расчета тарифов для каждой из методик, описывает конкретные статьи затрат, которые должны быть включены в расчёт, а также описывает каким образом необходимо рассчитывать налог на прибыль.

Для понимания, какие из факторов наиболее сильно влияют на конечную стоимость тепловой энергии (тарифа), необходимо проанализировать структуру затрат на производство тепловой энергии. В целом по отрасли структура затрат приведена на графике 12:

Из данной диаграммы становится очевидно, что наибольшее влияние на конечную стоимость тепловой энергии имеет стоимость топлива, используемого для выработки тепловой энергии, а также сырье и материалы. В совокупности данные статьи затрат занимают 66% общих расходов теплоснабжающих организаций. Следом за материальными затратами идёт статья расходов на оплату труда и страховых взносов (21 % суммарных затрат). Страховые взносы могут варьироваться от организационно-правовой формы предприятия. Например, юридические лица, использующие упрощённую систему налогообложения платят пониженные 20,2 % от фонда оплаты труда на социальные отчисления и взносы, в то время как остальные юридические лица, не использующие упрощенную систему, платят по умолчанию ставку равную 30,2% от фонда оплаты труда. Оставшиеся 13% практически поровну разделили между собой такие статьи затрат, как амортизация основных средств и прочие затраты.

Проанализировав все вышеперечисленные нормативные документы, а также на основе анализа себестоимости производства тепловой энергии и установленных тарифов органом регулирования цен (тарифов) Ленинградской области, можно выделить следующие основные факторы, влияющие на тарифные решения в сфере теплоснабжения (они представлены на рисунке 1):

Рисунок 1. Основные факторы, влияющие на тарифные решения в теплоснабжении:

Безусловно, вышеуказанный рисунок иллюстрирует лишь часть факторов, влияющих на уровень тарифов, однако их влияние на конечный уровень тарифа наиболее велико, в этой связи о каждом из них следует рассказать более подробно. На основе анализа данных факторов в будет выделен инструмент, который будет принят для количественного анализа повышения инвестиционной привлекательности проектов в сфере теплоэнергетики.

- Инфляция:

Основываясь на полученных знаниях в ходе научно-исследовательской практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области, можно сказать, что основным методом, применяющимся для установления тарифов теплоснабжающим организациям Ленинградской области, является метод индексации. Данный метод является долгосрочным и позволяет органу регулирования устанавливать тарифы сразу на 3 года в случае, если для организации данный метод применяется впервые и на 5 лет в случае, если для организации повторно устанавливается долгосрочный тариф. На первый год регулирования тарифы устанавливаются методом экономически обоснованных расходов, а на последующие годы долгосрочного периода регулирования затраты организации индексируются и впоследствии корректируются в соответствии с фактическими результатами деятельности организации за прошедший год.

Инфляция в этом случае выступает ориентиром для Минэкономразвития, которое ежегодно определяет те самые индексы, на которые органы регулирования цен (тарифов) должны индексировать некоторые затраты. К этим затратам, которые орган регулирования ежегодно индексирует на индекс Минэкономразвития, относятся:

- операционные расходы в т.ч.:

- расходы на оплату труда (производственного персонала и цеховых рабочих);

- расходы на приобретение сырья и материалов (например, реагенты для химводоподготовки воды);

- расходы, относящиеся к прочим прямым (например, аренда помещений, транспортных средств, услуги банка, услуги связи, договора технического обслуживания котельных, различные ремонтные работы оборудования котельных);

- расходы, относящиеся к цеховым (например, запасные части, ремонт и техническое обслуживание основных средств, охрана труда, транспортные расходы, проверка средств измерений (приборов учёта), плата за вывоз мусора, свалку и т.д.;

- расходы, относящиеся к общехозяйственным (например, заработная плата административно-управленческого персонала, различные информационно-консультационные услуги, расходные материалы для офисной техники, информационное обслуживание, коллекторские услуги, программное обеспечение, хозяйственные расходы, уборка территории, медосмотр работников, расчетно-кассовое обслуживание, аварийное обслуживание, затраты на мебель, аренда офисных помещений и т.д.);

Помимо вышеуказанных расходов, автоматически индексируются отчисления на социальные нужды, так как они напрямую зависят от уровня оплаты труда (как было упомянуто выше, они обычно составляют 30,2% от фонда оплаты труда).

Помимо влияния инфляции на уровень расходов теплоснабжающих организаций, учитываемых в тарифе, инфляция оказывает прямое влияние на тарифы для населения. Во многих субъектах Российской Федерации на уровне муниципалитетов тарифы для населения исторически субсидировались. В этой связи возник отдельный пласт тарифов для населения, который ниже экономически обоснованных тарифов. Например, в г.Москва нет отдельных тарифов для населения, так как тариф для населения приравнен к общегородскому экономически обоснованному тарифу и бюджет Москвы никак не субсидирует плату горожан за тепловую энергию, а в Ленинградской области более 70% тарифов для населения субсидируется из регионального бюджета для избегания социальной напряжённости и неплатежей со стороны населения. В этом случае в субъекте возникает понятие межтарифной разницы – суммы, которую бюджет ежегодно тратит на возмещение разницы в тарифах для населения и экономически обоснованных тарифах ресурсоснабжающим организациям.

Согласно постановлению Правительства РФ суммарная плата граждан не должна расти выше индекса, утверждённого Минэкономразвития. Для этого высчитывается отдельный предельный индекс, опять же привязанный к инфляции и в большинстве случаев этот индекс приравнен к ней.

Получается, что инфляция напрямую влияет на рост тарифов в сфере теплоснабжения для населения, а рост тарифов для населения в свою очередь влияет на межтарифную разницу, которая существенно влияет на бюджет субъекта. При том, что тарифы для населения ниже экономически обоснованных тарифов, индексируя их на инфляцию, субъект получает рост нагрузки на бюджет, так как межтарифная разница в этом случае увеличивается (экономически обоснованные тарифы также растут примерно на уровень инфляции). К примеру, если мы предположим, что тариф для населения в поселкеN составляет 1 500 рублей, а экономически обоснованный тариф в том же поселкеN 2 000 рублей, то умножая эти тарифы на один и тот же коэффициент (например, 1,04), мы получаем соответственно 1 560 рублей тариф для населения и 2 080 рублей экономически обоснованный тариф на следующий период. В этом случае межтарифная разница в поселкеN увеличивается с 500 рублей до 520 рублей.

Таким образом получается, что регион заинтересован в том, чтобы рост экономически обоснованных тарифов был ниже, чем рост тарифов для населения, именно для того, чтобы не росла межтарифная разница. В этой связи можно сказать, что чем выше инфляция, тем большая возможность для повышения экономически обоснованных тарифов есть у органа регулирования, тем больше возможностей для обновления материальной базы появляется у ресурсоснабжающих организаций. При низкой инфляции ресурсоснабжающие организации оказываются зажаты в рамках индексации тарифа для населения и недопущением роста нагрузки на региональный бюджет через компенсацию межтарифной разницы.

- Наличие инвестиционной программы:

Инвестиционная программа для ресурсоснабжающих организаций – это один из способов увеличения тарифа. По итогам пройденной практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области можно сделать вывод о том, что инвестиционная программа обычно рассчитана на период до 5 лет. В рамках инвестиционной программы ресурсоснабжающая организация обязуется выполнить ряд мероприятий по реконструкции либо строительству новых объектов теплоэнергетической инфраструктуры, которые в конечном счете приведут к повышению показателей надежности и энергоэффективности той системы теплоснабжения, в рамках которой ведет свою деятельность данная организация. Согласуя инвестиционную программу, Комитет по ценам и тарифам соглашается на включение дополнительных затрат на выполнение мероприятий инвестиционной программы в тариф, с помощью увеличения которого ресурсоснабжающие организации возмещают свои расходы на проведение этих мероприятий. Таким образом в рамках тарифа образуется так называемая инвестиционная составляющая. Увеличение экономически обоснованного тарифа за счёт инвестиционной составляющей в свою очередь ведёт к росту межтарифной разницы, так как тарифы для населения нельзя увеличивать более чем на индекс Минэкономразвития близкий к инфляции (более подробно описание системы возмещения межтарифной разницы описывалось в предыдущем пункте).

В итоге получается, что субъект не может позволить себе утверждение неограниченного количества инвестиционных программ, так как это влечет дополнительные негативные последствия на сальдо бюджета в виде роста межтарифной разницы. Не стоит забывать и о бюджетных и прочих потребителях, которые платят за потребляемую тепловую энергию по экономически обоснованным тарифам. Слишком большой рост тарифа за счёт инвестиционной составляющей может привести к непосильной нагрузке на них. В частности, если говорить о бюджетных учреждениях, то опять же инвестиционная составляющая аукнется дополнительными расходами бюджета. Что же касается бизнеса, то это также скажется на доходах бизнеса, которому будет необходимо отвлекать все больше средств на компенсацию потребленной тепловой энергии, снижая итоговые финансовые результаты и налоговую базу для исчисления налогов. Таким образом, опять же государство получает негативные последствия одобрения инвестиционной программы.

В целом, безусловно, инвестиционные программы необходимы для развития систем теплоснабжения и их эффективного функционирования. По многим инвестиционным программам после их реализации предполагается снижение тарифа, так как энергоэффективность работы системы теплоснабжения повысится (например, снизятся затраты на топливо при том же отпуске тепловой энергии, либо станет меньше потерь). Однако, на время работы инвестиционной программы, интересы многих сторон будут затронуты с негативной стороны.

Кроме того, многое зависит от исторически сложившихся на территории работы потенциальной инвестиционной программы тарифов и структуры потребления тепловой энергии. Если в системе теплоснабжения 100% потребителей – не население, то межтарифной разницы быть не может, соответственно рисков повышения расходов бюджета нет, поэтому данная инвестиционная программа может быть реализуема гораздо проще, чем если бы в данной системе большая часть потребителей являлась населением с отдельным субсидируемым тарифом. Также, если на территории работы ресурсоснабжающей организации субсидии для населения были значительными и разрыв тарифов был существенным, то реализация инвестиционной программы принесёт еще больший разрыв тарифов и рост межтарифной разницы по сравнению с территорией, где население платит по экономически обоснованному тарифу (межтарифной разницы нет).

Получается, что итоговая возможность реализации той или иной инвестиционной программы зависит от способности бюджета нести дополнительные затраты. Если бюджет стабильно профицитный и может себе позволить затраты на компенсацию дополнительной межтарифной разницы, то реализация инвестиционных программ в данном субъекте более вероятна, чем реализация инвестиционных программ в субъектах с наличием существенного дефицита бюджета и неустойчивым финансовым состоянием.

- Рост цен на ресурсы:

Как уже было описано в структуре затрат теплоснабжающих организаций (график 12) стоимость топлива, электроэнергии и затрат на сырьё и материалы достигает 66%. Из этого следует, что чувствительность тарифов к стоимости ресурсов чрезвычайно высока. Для того, чтобы оценить реальное воздействие роста стоимости ресурсов на тарифы в сфере теплоснабжения, необходимо напомнить, что основными видами топлива, используемыми при выработке тепловой энергии, являются природный газ и каменный уголь. В подтверждение этого тезиса приведён график 13 с долей различных видов топлива, используемых при выработке тепловой энергии в Российской Федерации:

Как видно из этой диаграммы выработка тепловой энергии на газовом топливе достигла 74,2% от суммарного объема. Росту доли выработки на газе способствует программа газификации регионов РФ, которая позволяет перевести источники, работающие на различных видах топлива, на сравнительно более дешевое газовое топливо. Одна пятая всей выработки на территории Российской Федерации обеспечивается твёрдым топливом. К разновидностям твёрдого топлива относятся:

Исходя из графика, становится понятно, что основные виды твёрдого топлива, используемые при выработке тепловой энергии – каменный и бурый уголь, которые суммарно занимают долю выработки более 98% на твёрдых видах топлива. Под локальными разновидностями топлива подразумевается в основном торфяное топливо, а также древесный уголь.

К разновидностям нефтяного топлива относят следующие разновидности:

Использование данных видов топлива обусловлено, прежде всего, близостью источников данного вида топлива. Например, в Северо-Западном Федеральном Округе доля использования нефтетоплива достигает 6%. Это в первую очередь обусловлено работой в округе второго по величине нефтеперерабатывающего завода – Киришского НПЗ, который позволяет некоторым котельным в сравнительной степени эффективно работать на данных видах топлива. Однако, в целом по стране нефтетопливо значительно дороже газового и угольного, а также подвержено более высоким колебаниям, что делает работу на нём более рискованной. В этой связи в целом по стране доля нефтетоплива не превышает 3 % и составляет 2,7% в 2016 году.

К прочим видам топлива относятся различные виды эко-топлива, такие как древесная щепа, различные виды отходов, навоз.

Для понимания насколько велико влияние стоимости основных видов топлива на тарифы, необходимо проанализировать динамику их цены за последние годы. Динамика изменения стоимости природного газа и угля приведена на графиках 15 и 16.

Из вышеприведённых графиков становится отчётливо понятно, что рост тарифов в сфере теплоснабжения в первую очередь обусловлен ростом стоимости энергоресурсов. Так, в период с 2012 по 2016 год стоимость природного газа подорожала практически на треть, а именно на 28,9%. В этот же период стоимость угля выросла на 18%. Если посмотреть корреляцию динамики инфляции и стоимости основных видов топлива, используемых при выработке тепловой энергии, то она будет близка к 1. В некоторые годы рост стоимости газа и угля превышал уровни инфляции. Например, в 2013 году рост цены газа составил 12,7% в то время как официальная инфляция составляла всего 6,45%. В этом случае получалось, что в росте тарифов получалось заложить лишь реальную стоимость топлива, существенно увеличившегося в цене. Комитеты по ценам и тарифам, руководствуясь рядом ограничений, описанных ранее в пункте об инфляции, не индексировали затраты (прежде всего операционные), которые должны были вырасти согласно методике №760-э, чтобы вписаться в рамки индексов, выпущенных Минэкономразвития. На примере ситуация становится более ясной – при доле расходов на ресурсы в 50% от всех расходов, рост его стоимости на 12% автоматически ведёт к общему росту доходов на 6%. Лага для индексации других расходов не остаётся, при условии, что орган регулирования должен вписаться в рамки утверждённых индексов.

Ситуация ещё более усугубляется тем, что ресурсоснабжающие организации помимо покупки топливных ресурсов, также покупают электроэнергию, рост экономически обоснованных тарифов которой в некоторые годы превышает предельный индекс. То же самое касается расходов на водоснабжение и водоотведение. Если организация осуществляет покупку ресурса у поставщиков, у которых установлены отдельные тарифы на поставку холодной воды и водоотведение, то орган регулирования не имеет возможности удерживать затраты организации на прежнем уровне, если тарифы у этих поставщиков выросли.

Таким образом получается, что рост стоимости ресурсов зачастую опережает предельные индексы, в которые региональные органы регулирования цен и тарифов должны вписаться. В этой связи у органа регулирования есть 2 пути – увеличивать межтарифную разницу и растить нагрузку на бюджет, либо фактически занижать стоимость тарифов для недопущения чрезмерного роста расходов бюджета. Основываясь на опыте практики и наблюдениям за процессом установления тарифов в сфере теплоснабжения на 2018 год, можно сказать, что орган регулирования при принятии решений пытается найти золотую середину между ростом тарифа (благоприятным для инвестора теплоснабжающей компании) и его сдерживанием (благоприятным для потребителей и Правительства региона, частью которого орган является). В итоге получается, что рост цен на ресурсы способен свести к нулю рост стоимости остальных затрат организации, в связи с чем для выживания и рентабельности деятельности ресурсоснабжающим компаниям приходится изыскивать внутренние резервы повышения эффективности, в том числе таких непопулярных мер, как сокращение персонала, заработных плат и снижения расходов на содержание системы теплоснабжения в надлежащем состоянии. Всё это не может не сказаться на качестве поставки тепловой энергии конечным потребителям.

  1. Планируемый объем инвестиций, плановые объемы модернизации.

Исходя из информации о среднем возрасте источников тепловой энергии, приведённой в разделе 1.1. настоящей диссертации (график 7), а также прогнозу ИНЭИ РАН о среднем возрасте источников до 2030 года, можно сделать однозначный вывод о том, что необходимость модернизации источников назрела и её необходимо начинать уже сейчас. Об этом говорят и динамика аварийности и износа сетей, которые также подробно проанализированы в разделе 1.1.

Для того, чтобы оценить будущую потребность инвестиций в отрасль теплоэнергетики для начала необходимо понять текущие уровни вложений средств в основные фонды централизованного теплоснабжения и сделать выводы о достаточности или недостаточности текущих уровней. Динамика инвестиций за прошедшие 2012-2016 годы представлена на графике 17:

Как видно из графика, уровень инвестиций с 2012 года практически не изменился и остался на уровне около 100 млрд.руб/год. Если считать уровень инвестиций в ценах 2012 года, то становится ясно, что реальный уровень инвестиций упал более чем на треть (уровень инфляции в 2013 году составлял 6,58%, в 2014 году – 11,36%, в 2015 году – 12,91%, в 2016 году – 5,38%).

По данным доклада Минэнерго, суммарный объём расходов теплоснабжающих компаний на нужды теплоснабжения составлял в 2012 году порядка 850 млрд.руб., а к 2016 году этот уровень вырос до 1 065 млрд.руб. Таким образом, расходы ресурсоснабжающих организаций выросли за период 2012-2016 годов более чем на 20%. Получается, что совокупная доля расходов, которые направляются на инвестиции в основной капитал систем теплоснабжения с 12% в 2012 году упала до 9% к 2016 году. Если учитывать, что в среднем по Российской Федерации 6% расходов направляется на амортизацию основных средств, то есть на поддержание системы в рабочем состоянии без значительных, то чистый уровень инвестиций в качественное повышение энергоэффективности систем теплоснабжения снизился с 6% в 2012 году до критических 3% в 2016 году. Это означает, что для того, чтобы совершить полное обновление системы теплоснабжения на это потребуется более 33 лет. За эти годы система уже снова морально устареет.

Мировая практика создания эффективных систем теплоснабжения (прежде всего энергетические программы в Скандинавии) утверждает, что для опережающего обновления систем теплоснабжения необходимо на нужды энергоэффективности направлять не менее 10% всех расходов. С учётом уровня амортизации суммарный уровень инвестиций в Российской Федерации должен быть на уровне не менее 16%. В денежном выражении 2016 года – это 170,4 млрд. руб., то есть на 70 млрд. выше текущего уровня. Данный уровень привлечения дополнительных инвестиций вполне достижим, с учётом того, что государство готово выделить дополнительные 1,5 трлн.руб в течение 15 лет на модернизацию ТЭЦ.

Говоря о плановых объёмах модернизации, следует обратиться к исследованию энергетического центра Сколково, согласно которому уже с 2025 года будет наблюдаться значительный дефицит мощностей за счёт выбытия устаревших ТЭЦ из общего баланса рынка. Именно с целью недопущения дефицита мощности государству следует выработать инструментарий, который позволит закрыть наметившуюся негативную тенденцию, повысить привлекательность рынка для частных инвесторов. Частные инвестиции позволят государству, во-первых, сэкономить значительные средства и перераспределить их на другие направления, во-вторых частные инвесторы в большинстве своем более эффективны, чем государственные программы. Главная роль государства в этом вопросе – создать понятные, долгосрочные и привлекательные правила игры, которые простимулируют приток инвестиций.

На данном графике представлен сценарий, который предусматривает сохранение текущего уровня инвестиций. При его реализации мы видим, что дефицит мощности к 2035 году достигнет 66,3 ГВт. Это ещё одно подтверждение того, что для государства в текущих условиях неизбежны вложения в теплоэнергетическую инфраструктуру. Вопрос лишь в том, какое количество ресурсов понадобится и с помощью каких инструментов оптимально их расходовать.

  1. Инструменты повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики.

Из предыдущих разделов данной диссертации можно выделить следующие инструменты, которые есть в руках у регулятора рынка, способные повысить инвестиционную привлекательность:

Ещё одним инструментом повышения инвестиционной привлекательности, который ранее не упоминался в данной диссертации, является концессионное соглашение. На основании пройденной практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области можно сказать, что данный инструмент на текущий момент является одним из катализаторов привлечения частных инвестиций в отрасль. В частности, на территории Ленинградской области на 2018 год заключено 3 концессионных соглашения в сфере теплоэнергетики общей стоимостью 3,5 млрд.руб.

Смысл концессионного соглашения заключается в том, что муниципальные власти проводят тендер на передачу своего имущества сроком на 15 лет с обязательным условием модернизации существующей системы теплоснабжения и улучшением показателей энергоэффективности. При этом регион, который выступает третьим лицом в любом концессионном соглашении в сфере теплоэнергетики, выступает гарантом возврата денежных средств победителю конкурса (инвестору). Спустя 15 лет инвестор имеет преимущественное право на аренду этого имущества, при условии соблюдения условий, обозначенных в соглашении.

Заключение концессионного соглашения также регулируется федеральным законодательством, в этой связи для анализа этого инструмента сначала необходимо ознакомится с нормативной базой, регулирующей порядок и способы заключения концессионного соглашения в сфере теплоэнергетики. Основной документ, регламентирующий заключение концессионных соглашений – Федеральный закон №115 о концессионных соглашениях от 6 июля 2005 года.

Согласно вышеупомянутому закону, в обязанности органа регулирования входит согласование долгосрочных параметров регулирования, являющихся неотъемлемой частью концессионного соглашения. К долгосрочным параметрам согласно основам ценообразования №1075 относятся: базовый уровень операционных расходов организации, удельные параметры расхода топлива, электрической энергии и воды для производства тепловой энергии, а также нормативный уровень потерь тепловой энергии.

Таблица 2. Краткое описание инструментов повышения инвестиционной привлекательности

Инструмент

Описание

Инвестиционная программа

Затраты на реконструкцию распределяются в тариф на определённый период (обычно на 5 лет)

Методика расчета тарифа «альтернативная котельная»

Региональный комитет по тарифам рассчитывает тариф для «альтернативной котельной» – квартальная котельная, обеспечивающая теплоснабжение нескольких небольших домов. Эта стоимость ежегодно индексируется и является предельной для рынка. Цена поставки тепловой энергии – договорная, но не выше тарифа по альт.котельной.

Концессионное соглашение

Передача муниципального имущества инвестору на 15 лет с условием осуществления модернизации с его стороны и гарантией возврата инвестиций со стороны региона.

Либерализация рынка с помощью распределённой генерации

Включение локальных источников, рассчитанных на собственные нужды в ЕЭС, появление просьюмеров, умных сетей и накопителей энергии.

Перед тем, как переходить к количественному анализу инструментов, необходимо описать их главные преимущества и недостатки, основанные на опыте, полученном в ходе научно-исследовательской практики в комитете по ценам и тарифам Ленинградской области:

Таблица 3. Преимущества и недостатки инструментов повышения инвестиционной привлекательности:

Инструмент

Инвестиционная программа

1.Повышение доходов РСО;

2.Конкретика мероприятий по улучшению системы теплоснабжения;

3. Возможна ежегодная корректировка в случае изменения условий реализации программы

4.Точечное решение для крайне изношенных систем.

1.Дополнительная нагрузка на потребителей;

2.Имущество, построенное по инвестиционной программе, остаётся инвестору;

3.Увеличение межтарифной разницы;

4.Ограниченность распространения бюджетом региона.

Методика расчета тарифа «альтернативная котельная»

1.Существенное повышение рентабельности крупных производителей;

2.Рыночный подход к определению цены тепловой энергии ниже уровня альтернативной котельной;

3.Повышение ответственности единой теплоснабжающей организации за качество оказываемых услуг потребителям.

1.Банкротство мелкой генерации;

2.Возможность картельного сговора крупных поставщиков, работающих в одной системе теплоснабжения;

3.Неактуально для муниципальных образований, в которых работает одна теплоснабжающая организация – стоимость будет предельной.

Концессионное соглашение

1.Понятные условия работы на долгосрочный период для организации;

2.Обязательное условие улучшения системы;

3.Возможность возмещения затрат инвестора через различные источники (тариф, бюджет региона, бюджет РФ)

4.Имущество, построенное в рамках соглашение остается за собственником, т.е. муниципалитетом.

1.Дополнительная нагрузка на бюджет субъекта/тариф;

2.Сложность изменения условий концессии, так как необходимо согласование ФАС;

3.Сложность планирования на 15 лет ввиду постоянно изменяющихся условий;

4.Необъективность оценки связи затрат и уровня улучшений системы за 15 лет;

Либерализация рынка с помощью распределённой генерации

1.Появление конкуренции, снижение цен, повышение энергоэффективности;

2.Дополнительный доход мелких генераторов;

3.Снижение уровня потерь в рамках систем теплоснабжения;

4.Повышение рентабельности работы источников возобновляемой энергии.

1.Снижение рентабельности крупных производителей;

2.Неготовность потребителей к новой рыночной модели;

3.Высокие затраты на создание систем распределённой генерации;

4.Отсутствие законодательных норм, регламентирующих новые модели рынка.

Итогом данной главы является выделенный инструментарий, который позволяет государству повысить инвестиционную привлекательность.PESTEL-анализ позволил выделить 2 инструмента – методику «альтернативной котельной» и либерализацию рынка с помощью распределённой генерации. Анализ факторов, влияющих на тарифы, позволил выделить ещё один инструмент – инвестиционную программу. Наконец, полученный за время прохождения научно-исследовательской практики опыт позволил выделить четвёртый инструмент – концессионное соглашение. Как было описано выше, каждый из этих инструментов имеет массу как положительных, так и отрицательных сторон. Становится совершенно ясно, что рационально применять данные инструменты при различном наборе рыночных условий, то есть ситуативно. Для того, чтобы определить в каких рыночных условиях необходим тот или иной инструмент, необходимо их количественно проанализировать на примере конкретных условий. Переходим к следующему разделу диссертации – оценке рациональности внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности.

Глава 2. Анализ рациональности внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности:

Из прошлой главы был отобран инструментарий повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики для дальнейшей количественной проверки. Всего было выбрано и качественно проанализировано 4 инструмента:

Для того чтобы сделать окончательные выводы о ключевых факторах инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики, необходимо проанализировать все эти инструменты количественно. Количественный анализ позволит оценить реальный эффект от внедрения данного инструмента для потенциального инвестора.

2.1. Анализ внедрения инструмента инвестиционной программы

Одним из описанных инструментов, призванных инвесторов вкладывать свои средства в теплоэнергетические активы, является инвестиционная программа. Она рассчитана, как правило, на 5 лет и представляет собой «надбавку» к экономически обоснованному тарифу, которая обеспечивает инвестору возврат вложенных капиталовложений. Схема возврата в достаточной степени проста – орган регулирования цен (тарифов) утверждает объём капиталовложений, который будет осуществлён организацией в определённую систему теплоснабжения и в течение 5 лет возвращает эти средства путём добавления инвестиционной составляющей в виде константы к тарифу на 5 лет. После реализации инвестиционной программы тариф возвращается к нормальному уровню уже без инвестиционной составляющей. На первый взгляд простая схема гарантированного возврата затрат инвестору несёт в себе массу подводных камней. Например, при росте тарифа на инвестиционную составляющую возникает дополнительная межтарифная разница по населению, так как рост экономически обоснованного тарифа с учётом инвестиционной составляющей значительно опережает рост тарифов по населению. Таким образом, согласовав введение инвестиционной составляющей, орган регулирования приносит дополнительные затраты региональному бюджету в случае, если в данной системе теплоснабжения одними из потребителей является население. В этой связи объем инвестиционных программ в достаточной степени ограничен. Кроме того, одним из недостатков инвестиционных программ является тот факт, что инвестор, вложивший средства по инвестиционной программе, получает право собственности на имущество, построенное в ее рамках. Этот недостаток может серьёзно сказаться на имуществе муниципалитетов. Например, если котельная взята в аренду у какого-либо муниципалитета, то при замене котлов в данной котельной за счёт инвестиционной программы, инвестор в случае расторжения договора аренды сможет забрать себе эти котлы. В данном случае произойдёт фактическая остановка работы котельной. Это же является бесспорным плюсом для инвесторов, которые понимают, что при реализации инвестиционной программы они фактически гарантируют себе сохранение права эксплуатировать существующее имущество.

Еще одним существенным преимуществом реализации инвестиционной программы для инвестора, является размытость требований по общему улучшению параметров работы системы теплоснабжения. Это ведёт к тому, что после реализации инвестиционной программы, организация возвращается на тот же тариф, который бы был и без реализации мероприятий по реконструкции системы теплоснабжения. Таким образом получается, что организация не несёт никаких обязательств по реальному улучшению параметров работы системы теплоснабжения после реализации инвестиционной программы.

Нагляднее всего реальный эффект от инвестиционной программы можно проанализировать на конкретном примере – работе одной из теплоснабжающих организаций Волховского района Ленинградской области, ООО «Леноблтеплоснаб». Предположим, что региональным органом цен (тарифов) согласована инвестиционная программа в размере 160 млн.руб., рассчитанная на 5 лет.

График 19. Динамика тарифов при реализации инвестиционной программы ООО «Леноблтеплоснаб» в Волховском районе Ленинградской области

При реализации заявленных мероприятий на сумму 160 млн.руб, ООО «Леноблтеплоснаб» получит инвестиционную надбавку в размере 150 рублей/Гкал в течение 5 лет.

Необходимо сказать, что вне зависимости от реализации инвестиционной программы, в рамках долгосрочного регулирования ООО «Леноблтеплоснаб» тарифы будут подвержены росту из-за инфляции порядка 4%, в этой связи в период с 2018 по 2024 годы тариф без инвестиционной программы вырастет с 2 430,02 до 3 074,75 руб./Гкал.

Выводы по данному инструменту можно сделать следующие:

2.2. Анализ внедрения методики альтернативной котельной

2.2.1 Расчет уровня капитальных затрат на строительство с помощью методики альтернативной котельной.

Для того, чтобы оценить влияние внедрения методики работы альтернативной котельной на конкретном примере, первоначально необходимо просчитать уровень цены тепловой энергии по данной методике. В рамках Федерального Закона №190 «О теплоснабжении» разработан подзаконный акт, который является пособием для расчёта уровня предельной цены на тепловую энергию методом альтернативной котельной. Этот подзаконный акт является Постановлением Правительства РФ от 15.12.2017 N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)". Данное постановление подробным образом описывает, каким образом необходимо рассчитывать стоимость тепловой энергии методом альтернативной котельной.

Для начала расчётов необходимо определиться с базовыми технико-экономическими параметрами работы данной котельной. В данном методе будут рассматриваться котельные, использующие один из 3-х видов топлива:

Установленная мощность всех 3-х котельных будет одинаковой – 10 Гкал/ч. Данной мощности достаточно, чтобы обеспечивать бесперебойное отопление жилого квартала общей площадью 68 850 кв.м., средней этажностью в 18 этажей (согласно нормативам). Площадь земельного участка, необходимая для расположения котельной будет разной, так как для угольной котельной требуются ангары для хранения угля, а для мазутной - необходимо дополнительное расположение резервуаров хранения мазута. Затраты на строительство котельных рассчитываются с учётом укрупнённых смет из национальных ценовых сборников (НЦС).

Площадь участка для газовой котельной будет 500 кв.м., для угольной – 4200 кв.м, а для мазутной – 1300. Стоимость земельных участков рассчитывается региональным органом регулирования цен (тарифов) с учётом среднерыночных цен за 1 кв.м. земли в районе расположения котельной.

Сети для всех 3-х котельных будут одинаковыми. Их протяжённость будет равна 850 метрам, средневзвешенный диаметр – 185 мм, схема тепловых сетей – двухтрубная, независимая, закрытая, трубы изготовлены из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке, способ прокладки – подземный бесканальный. Затраты на прокладку тепловых сетей рассчитываются с учётом укрупнённых смет из национальных ценовых сборников (НЦС), учитывающих плотность земельных пород, плотность застройки и климатические условия.

Исходя из указанных технических характеристик котельных, будут рассчитаны необходимые потребности в электроэнергии, водоснабжении и газоснабжении (для газовой котельной). Необходимая потребность котельных в электроэнергии различна, так как угольная котельная является более энергоёмкой и соответственно потребляет большее количество электроэнергии – необходимая мощность 180 кВт, для газовой и мазутной котельных – 110 кВт. При этом протяжённость прокладки электрического кабеля для всех котельных едина – 600 метров. Необходимая нагрузка для водоснабжения котельных одинакова – 10 куб.м/ч, расстояние, необходимое для присоединения также едино – 300 метров. В этой связи затраты на присоединение к системам водоснабжения и водоотведения для всех котельных будут одинаковы. Помимо прочего, для газовой котельной необходимо присоединение к газораспределительным сетям. Технические параметры подключения котельной будут следующими: протяженность подключения – 1000 метров, диаметр газопровода – 100 мм, максимальный часовой расход газа – 1500 куб. м/ч.

Кроме всего вышеуказанного, методика предполагает учёт коэффициента влияния расстояния на транспортировку основных средств, учёт коэффициента сейсмического влияния, а также коэффициента температурной зоны.

Все затраты рассчитываются для базового года – 2015-го (так как наиболее актуальные расценки в сборниках НЦС указаны в ценах 2015 года), а затем индексируются до цен 2018 года.

Для расчёта себестоимости строительства котельных будет взята средняя стоимость кв.м. земли в Ленинградской области, составляющая 13,36 тыс. руб.

Таким образом, из 4-х составляющих формируется себестоимость строительства котельных:

Таблица 4. Себестоимость строительства источника с сетями мощностью 10 МВт (т.руб.).

Себестоимость строительства источника мощностью 10 МВт (тыс. руб.)

Газ

Уголь

Мазут

Величина капитальных затрат на строительство котельной

51 196,44

140 802,25

71 434,49

Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей

26 152,48

26 152,48

26 152,48

Величина затрат на технологическое присоединение

10 072,21

10 125,15

10 072,21

Стоимость земельного участка для размещения котельной

7 666,53

64 398,82

19 932,97

Инвестированный капитал

95 087,66

241 478,70

127 592,15

После определения уровня себестоимости строительства котельной с тепловыми сетями можно переходить непосредственно к расчёту стоимости отпускаемой тепловой энергии этими котельными.

Как мы убедились из анализа, проведённого в разделе 1, основной затратной статьей в конечной стоимости тепловой энергии является топливо. Для газовой котельной стоимость топлива будет складываться из следующих составляющих: средняя оптовая цена на газовое топливо, утверждённая ФАС на 2018 год, а также транспортная составляющая газораспределительной организации (для Ленинградской области – Газпром Газораспределение), также утверждённая ФАС на 2018 год. Цена на уголь будет складываться из фактической среднегодовой цены на уголь в 2017 году, проиндексированной на индекс роста Минэкономразвития на 2018 год. Цена на мазут будет складываться из фактической среднегодовой цены на мазут в 2017 году, проиндексированной на индекс роста Минэкономразвития на 2018 год. Таким образом, цена газа в модели будет составлять 5 345,50 руб./м3, на уголь - 3 667,23 руб./м3, на мазут - 12 098,90 руб./м3.

Для расчёта затрат на топливо, необходимо рассчитать количество тепловой энергии, которое необходимо отпустить для теплоснабжения обозначенного ранее метража жилого комплекса. С учётом продолжительности отопительного периода, потерь тепловой энергии в сетях, а также потребления на собственные нужды котельной (например, для отопления производственных помещений и мазутного хозяйства) получаются следующие объёмы отпуска - 29,4 тыс.Гкал на газовой котельной, 28,5 тыс.Гкал на угольной и 27,4 тыс.Гкал на мазутной. Важно также понимать, что расходы топлива будут различаться на различных видах топлива. Это связано с тем, что для подогрева воды до нужной температуры необходимо разное количество топлива, в частности, удельный расход газа на 1 Гкал тепла составит 156,1 Кгут/Гкал, угля – 176,4 Кгут/Гкал, мазута – 167,1 Кгут/Гкал. Таким образом, общие годовые затраты на топливо составят:

Значительное превышение затрат на топливо у мазутной котельной обусловлено, во-первых, дороговизной топлива, во-вторых, бóльшим удельным расходом, относительно газового топлива.

Следующей значительной составляющей стоимости тепловой энергии будет уровень возврата инвестированного капитала. Данная финансовая модель предполагает следующие допущения:

  1. Уровень капитальных вложений рассчитан согласно данным из таблицы 4 данной диссертации;
  2. Срок возврата инвестированного капитала – 10 лет;
  3. Норма доходности равна 10,64%, с учётом средневзвешенной ключевой ставки Центрального Банка за прошедшие 9 месяцев, а также технико-экономических параметров работы котельной.

Таким образом, с учётом вышеупомянутых допущений, сумма возврата инвестированного капитала на 2018 год составляет:

Существенно бóльшие затраты на возврат инвестированного капитала у угольной котельной обусловлены возвратом значительно бóльших капитальных затрат (данные из таблицы 4).

Третьей компонентой расчёта стоимости тепловой энергии являются расходы на уплату налогов. Данная статья состоит из следующих слагаемых:

  1. Налога на прибыль 20%, рассчитанного с учётом амортизационных отчислений, распределённых на срок 15 лет и планового периода возврата инвестированного капитала 10 лет;
  2. Налога на имущество 2,2%, рассчитанного с учётом стоимости котельной и сетей;
  3. Земельного налога 0,3%, рассчитанного с учётом средней кадастровой стоимости земли.

Таким образом, суммируя 3 вышеупомянутых налога получаем итоговую цифру налогов:

Для данного компонента также критичной является стоимость строительства котельной с сетями, а также стоимость приобретаемого земельного участка. Связь в этом случае линейна – чем эти затраты выше, тем выше будут налоговые отчисления.

Четвёртой компонентой расчёта стоимости тепловой энергии будут являться прочие расходы. Сюда будут относиться:

  1. Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств и котельных, которые рассчитываются при помощи коэффициента расходов, в соответствии с утверждённой методикой расчёта предельной цены тепловой энергии;
  2. Расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной в соответствии с тарифами на территории работы котельной и мощностью энергопринимающих устройств;
  3. Расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в соответствии с потребляемыми объемами;
  4. Расходы на оплату труда персонала котельной и руководящего персонала с расходами на страховые взносы;
  5. Расходы на сырьё и материалы, страхование оборудования, на выплату за выбросы загрязняющих веществ в соответствии с нормативами.

Таким образом, суммарные расходы по данной компоненте составят:

Относительно бóльшие затраты на прочие расходы у угольной котельной обусловлены необходимостью содержания бóльшего количества персонала. Угольной котельной необходимы дополнительные машинисты (кочегары) для подачи угля в горелку. Бóльшая штатная численность тянет за собой бóльшие страховые взносы. Кроме того, оборудование, установленное на угольной котельной дороже в обслуживании, так как на него оседает бóльшее количество копоти по сравнению с газовой и мазутной котельной. В этой связи коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт угольной котельной выше.

Пятой компонентой затрат на производство и передачу тепловой энергии методом альтернативной котельной являются резервы по сомнительным долгам. Согласно методике, их величина должна равняться 2% от суммы всех остальных компонентов. Умножив сумму затрат по вышеперечисленным компонентам, получаем:

Так как сумма резервов прямо зависит от величины остальных компонентов затрат, становится понятно, в чем причина таких различий.

Методикой также предусмотрена механизм компенсации отклонений фактических затрат от прогнозных. Для этого в расчёте стоимости тепловой энергии введена шестая компонента. В случае, если фактические затраты на какую-либо составляющую превысят прогнозные, то в следующем расчётном периоде орган регулирования включает эту разность в виде дополнительной компоненты. Например, если фактическая среднегодовая стоимость топлива превысит заложенные в тарифе затраты на его оплату, то в следующий расчётный период орган регулирования должен включить эти выпадающие расходы ресурсоснабжающей организации. Однако, возможен и обратный сценарий, при котором фактические расходы на топливо окажутся ниже заложенных в тарифе затрат на него. В этом случае орган регулирования на основе фактических данных вправе изъять сверх полученные доходы в тарифе следующего периода.

На основе вышесказанного, стоимость тепловой энергии складывается из следующих составляющих:

  1. Компенсации расходов на топливо в i-м расчетном периоде регулирования;
  2. Возврата капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования;
  3. Компенсации расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде;
  4. Компенсации прочих расходов в i-м расчетном периоде регулирования;
  5. Создания резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде;
  6. Компенсации отклонений фактических показателей от прогнозных.

Для того, чтобы рассчитать конечную стоимость единицы тепловой энергии (1 Гкал), необходимо просуммировать все компоненты и разделить их на суммарный полезный отпуск. Таким образом, результаты вычислений предельной стоимости единицы тепловой энергии, произведённой на котельных с тремя различными видами используемого топлива, представлены в таблице 5.

Таблица 5. Компоненты тарифа альтернативной котельной на 2018 год (руб./Гкал).

Составляющие:

Газ

Уголь

Мазут

1

Компенсация расходов на топливо в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

739,37

842,32

1 415,21

2

Возврат капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

540,80

1 418,48

779,76

3

Компенсация расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде

руб/Гкал

129,94

348,09

188,97

4

Компенсация прочих расходов в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

153,52

343,17

174,77

5

Создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде

руб/Гкал

31,27

59,04

51,17

6

Компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных

руб/Гкал

-

-

-

Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность)

руб/Гкал

1 594,90

3 011,11

2 609,88

Из представленных данных очевидно, что предельная стоимость тепловой энергии, рассчитанная методом альтернативной котельной, существенно разнится в зависимости от вида используемого топлива. Так, стоимость производства 1 Гкал тепловой энергии на газовом топливе (1 594,90 руб./Гкал) почти в 2 раза дешевле стоимости производства тепловой энергии на угольном топливе (3 011,11 руб./Гкал). По сравнению с производством тепловой энергии на угле, производство на мазуте (2 609,88 руб./Гкал) дешевле примерно на 400 рублей/Гкал, однако, существенно дороже производства на газовом топливе (примерно на 1 000 рублей/Гкал). На основе этих данных можно сделать вывод о том, что с точки зрения потребителя оптимально находиться в зоне действия газовых котельных, так как затраты на тепловую энергию в этом случае будут существенно дешевле. Важно напомнить, что согласно данной методике, в случае установления органом регулирования предельных тарифов, рассчитанных методом альтернативной котельной, на территории определённого муниципального образования стоимость отпускаемой тепловой энергии не может быть выше указанных значений. При введении так называемой ценовой зоны стоимость тепловой энергии договорная, то есть свободная исключительно ниже предельных значений. Если теплоснабжающая организация и потребитель не в состоянии договориться о цене тепловой энергии, то региональный орган регулирования цен (тарифов) обязан определить экономически обоснованную величину стоимости такой тепловой энергии, но не выше предельно установленных значений.

2.2.2 Влияние тарифа альтернативной котельной на деятельность ТСО.

Рассчитав предельные уровни тарифов на котельных, работающих на газовом, угольном и мазутном топливе, мы можем проанализировать, каким образом данное значение повлияет на деятельность существующих теплоснабжающих организаций в отдельно взятом муниципальном образовании.

Для примера возьмём деятельность одной из ресурсоснабжающих организаций Ленинградской области, работающей на территории одного муниципального района. Критериями отбора данной организации из множества явились:

211 775,10 Гкал. При этом, существенную часть поставляемой тепловой энергии (около 50%) обеспечивает покупка у стороннего поставщика, для которого деятельность по производству тепловой энергии является непрофильной – Сясьского целлюлозно-бумажного комбината (ЦБК). Экономически обоснованный тариф на весь Волховский район на 2018 год составляет 2 430,02 руб./Гкал. Данный тариф установлен для всей организации, а не отдельно для каждого поселения, в котором она работает, с целью сглаживания тарифов в небольших поселениях и перераспределения ценовой нагрузки с них за счёт крупных поселений. Однако, для целей анализа применимости метода установления тарифов с помощью предельной стоимости тепловой энергии, отпускаемой альтернативной котельной, необходимо рассчитать экономически обоснованные тарифы по каждому поселению отдельно с указанием преобладающего вида топлива, на котором работают котельные в этом отдельно взятом поселении.

График 19. Последствия внедрения тарифа альтернативной котельной на примере Волховского муниципального района Ленинградской области.

Как видно из графика 19, если рассчитать уровни тарифов отдельно для каждого поселения Волховского района, то становится понятен смысл единого экономически обоснованного тарифа. Наименьшая стоимость тепловой энергии наблюдается в Сясьстройском городском поселении, где стоимость тепловой энергии составляет 976,14 руб./Гкал. Такая низкая экономически обоснованная стоимость обсусловлена:

  1. Покупкой 99% отпускаемой тепловой энергии конечным потребителям у Сясьского ЦБК, который работает в режиме комбинированной выработки (вырабатывает помимо тепловой энергии ещё электрическую). Тариф, установленный Сясьскому ЦБК для отпуска с коллекторов составляет 676,49 руб./Гкал;
  2. Существенным объемом полезного отпуска – Сясьстройское городское поселение потребляет более 50% (110 388,57 Гкал) общей отпускаемой тепловой энергии ООО «Леноблтеплоснаб».

Именно низкая конечная стоимость поставки тепловой энергии в Сясьстройском городском поселении позволяет сгладить высокую стоимость тарифа в остальных муниципальных образованиях. Как видно из диаграммы, наибольшая экономически обоснованная стоимость тепловой энергии наблюдается в Свирицком сельском поселении. Такая существенная стоимость обусловлена следующими факторами:

  1. Низкий объём полезного отпуска – всего 930 Гкал в год;
  2. Котельная работает на мазуте, стоимость которого с учётом доставки в отдалённое поселение существенно дороже;
  3. Высокий уровень потерь (более 30%);
  4. Износ оборудования 100%.

Фактически, более оправданным в данном случае было бы перейти на электрическое отопление, однако, ввиду того, что переход на индивидуальные электрообогреватели является непосильной ношей для низкообеспеченного населения этого поселения. Единственный выход – перекрёстное субсидирование малых поселений за счёт больших для сохранения бесперебойного теплоснабжения в этих районах.

На основе анализа графика 19 становится понятно, что существующие тарифы в 12 из 13 поселений Волховского района выше уровня тарифа альтернативной котельной. Причём разница в экономически обоснованных тарифах достигает 3-х раз. К примеру, в Иссадском сельском поселении работает котельная на газе и небольшая котельная на дизельном топливе. Суммарная выработка на газе превышает 90%. При этом тариф составляет 5 350,64 руб./Гкал, в то время как тариф альтернативной котельной 1 594,90 руб./Гкал. Остальные поселения со 100% газовой выработкой (Новоладожское городское поселение, Колчановское сельское поселение, Вындиноостровское сельское поселение, Бережковское сельское поселение, Кисельнинское сельское поселение, Усадищенское сельское поселение) также имеют существенно более высокие тарифы относительно стоимости тепловой энергии у альтернативной котельной. Говоря о мазутной и угольной выработке, также по всем поселениям наблюдаются значительные превышения предельной стоимости тепловой энергии, рассчитанной методом альтернативной котельной (Пашское сельское поселение, Селивановское сельское поселение, Хваловское сельское поселение и Свирицкое сельское поселение).

Стоит вновь обратиться к нормативной базе, регулирующей установление тарифов методом альтернативной котельной, чтобы окончательно понять перспективы апробации данной методики в Волховском районе. Нормативная база утверждает, что если при установлении ценовой зоны существующие тарифы оказываются выше предельного уровня, то они фиксируются на данном уровне до момента достижения уровня предельной цены существующего тарифа. В обратном же случае, когда существующие тарифы оказываются ниже, в течение 5 лет (так называемый переходный период) уровень тарифов ниже предельного уровня доводится до одинаково с предельным уровнем тарифа альтернативной котельной. Если индексировать уровень предельной цены тепловой энергии для альтернативной котельной на 4% ежегодно при одновременной фиксации тарифа на текущем экономически обоснованном уровне в Свирицком сельском поселении, то они сравняются через 56 лет (к 2074 году), график 20.

График 21. Динамика тарифов при внедрении ценовой зоны в Свирицком с.п.:

Получается, что на 56 лет придётся зафиксировать текущий уровень тарифа. В условиях 100% износа оборудования это будет означать гарантированно убыточный тариф на многие годы.

Если рассмотреть обратный вариант, когда тариф ниже уровня предельной цены альтернативной котельной и текущий уровень тарифа необходимо за 5 лет довести до равного предельному уровню, то получается следующая ситуация:

График 22. Динамика тарифов при внедрении ценовой зоны в Сясьстройском г.п.:

Как видно из графика, для того, чтобы достичь уровня тарифа альтернативной котельной, экономически обоснованный тариф в Сясьстройском городском поселении должен расти более быстрыми темпами, чем тариф альтернативной котельной. При текущих уровнях тарифа и предположении, что тариф альтернативной котельной будет индексироваться на 4% ежегодно, получается, что за 5 лет тариф должен вырасти с 976,14 до 1 940,44, то есть практически в 2 раза.

Для ресурсоснабжающей организации это, безусловно, благо. Однако, для потребителя это может быть причиной банкротства или дополнительной нагрузкой, сокращающей свободные денежные потоки. В случае ООО «Леноблтеплоснаб» на территории Сясьстройского городского поселения, организация является единственным поставщиком и эксплуатантом сетей. В этой связи, альтернатив по переходу на теплоснабжение сторонних организаций нет. Так как ООО «Леноблтеплоснаб» фактически является монополистом на территории Сясьстройского городского поселения, то, исходя из рационального предположения о максимизации собственной прибыли, организация будет стремиться отпускать тепловую энергию по предельному тарифу альтернативной котельной.

При реализации данного сценария неминуема дискриминация потребителя, так как рычагов договориться о более низкой цене с единственным поставщиком у него, по сути, нет. Только конкурентная среда способна обеспечить реальное снижение стоимости отпускаемой тепловой энергии. А в случае ООО «Леноблтеплоснаб» ни в одном поселении альтернативных поставщиков тепловой энергии нет.

Выводы из данного раздела диссертации можно сделать следующие:

  1. Анализ внедрения инструмента концессионного соглашения.

Заключение концессионного соглашения регулируется федеральным законодательством, в этой связи для анализа по этому направлению сначала необходимо ознакомится с нормативной базой, регулирующей порядок и способы заключения концессионного соглашения в сфере теплоэнергетики. Основной документ, регламентирующий заключение концессионных соглашений – Федеральный закон №115 о концессионных соглашениях от 6 июля 2005 года.

Согласно вышеупомянутому закону, в обязанности органа регулирования входит согласование долгосрочных параметров регулирования, являющихся неотъемлемой частью концессионного соглашения. К долгосрочным параметрам согласно основам ценообразования №1075 относятся: базовый уровень операционных расходов организации, удельные параметры расхода топлива, электрической энергии и воды для производства тепловой энергии, а также нормативный уровень потерь тепловой энергии.

После изучения нормативной базы в этой сфере основной задачей для оценки перспектив инструмента концессионных соглашений становится расчет долгосрочных параметров концессионного соглашения на передачу теплоэнергетических активов потенциальному инвестору.

Примером оценки будет конкретный кейс из пройденной практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области по выходу ООО «Леноблтеплоснаб» на концессионное соглашение в 13 муниципальных образованиях Волховского района Ленинградской области.

Важной особенностью концессионного соглашения является то, что мероприятия, проводимые в его рамках, должны приводить, в конечном счете, к улучшению параметров работы системы теплоснабжения. В противном случае орган регулирования вправе отправить концессионное соглашение на доработку. Варианты возможных улучшений:

  1. Снижение расхода топлива ввиду замены котельного оборудования;
  2. Переход на более дешёвый вид топлива (например, на газ);
  3. Сокращение потерь вследствие замены изношенных участков сетей;
  4. Сокращение штатной численности ввиду автоматизации работы котельных.

Все эти улучшения после их проведения должны улучшить параметры работы системы, уровень ее износа, а также привести к снижению тарифа ввиду снижения затрат на топливо, ремонты, фонд оплаты труда и прочее.

Согласно заявленному проекту концессионного соглашения, в его рамках предполагается провести мероприятия по реконструкции систем теплоснабжения Волховского района во всех 13 поселениях. За счёт проводимых мероприятий в период с 2018 по 2027 годы предполагается улучшение по следующим параметрам:

  1. Снижение уровня потерь с 12% до 8% за счёт реконструкции некоторых участков сетей, а также замены разрушенной теплоизоляции трубопроводов;
  2. Снижение удельного расхода топлива со 170 Кгут/Гкал до 160 Кгут/Гкал за счёт замены котлов на 12 котельных, перевода 2-х котельных на газовое топливо с угольного, а также строительства 3-х блок-модульных котельных взамен 100% изношенных;
  3. Снижение удельного расхода электроэнергии с 56 кВт/ч/Гкал до 46 кВт/ч/Гкал за счёт установления более энергоэффективного оборудования;
  4. Сокращение штатной численности на 10% за счёт строительства 3-х автоматизированных котельных взамен старых неавтоматизированных.
  5. Общее снижение износа систем теплоснабжения с текущих 77% до 45%.

Общая предварительная сметная стоимость проводимых мероприятий составит 325,02 млн.руб. Возврат данных средств предполагается обеспечить за счёт предельного роста тарифа, а также платы концедента для компенсации превышения уровня экономически обоснованного тарифа над предельно допустимым.

Плата концедента – это удобный инструмент для компенсации финансовых затрат инвесторов на мероприятия, улучшающие систему теплоснабжения. При компенсации дополнительных капитальных затрат через плату концедента нет необходимости в увеличении тарифа, в этой связи нагрузка ложится не на потребителей, а компенсируется путём перечисления напрямую из бюджета. Еще одним плюсом платы концедента перед увеличением тарифа является не возникновение таких побочных эффектов, как увеличивающаяся межтарифная разница от роста экономически обоснованного тарифа выше тарифа для населения.

Компенсация же затрат по проводимым мероприятиям через тариф заключается в увеличении либо амортизационных затрат в тарифе, либо прибыли организации. По закону о концессиях государство обязано обеспечить возврат вложенных средств инвестору в течение 15 лет.

Таким образом получается, что для возврата средств, вложенных инвестором, имеется гораздо более широкий спектр вариантов, нежели по инвестиционным программам.

График 23. Динамика тарифов при реализации и без реализации концессионного соглашения в Волховском районе Ленинградской области:

Из представленной информации на графике видно, что в годы основной реализации мероприятий тариф растёт быстрее (с 2018 года до 2024 года). Уже с 2024 года виден эффект от мероприятий, выражающийся в снижении тарифов. К 2027 году получается, что тариф становится на 333,92 рубля ниже, чем, если бы концессия не реализовывалась и мероприятий по реконструкции не проводилось.

Как уже было обозначено выше, концессионное соглашение позволяет концеденту (региону) компенсировать увеличение тарифа от проведения мероприятий организации напрямую, в этой связи бюджет Ленинградской области должен будет компенсировать возникающую разницу в период с 2018 года (15,46 руб./Гкал) до 2025 года. При этом уровень устанавливаемого тарифа в случае осуществления подобных трансфертов с 2018 по 2025 годы будет сохраняться на уровне тарифа без реализации концессии (синий график). После же 2025 года тариф будет устанавливаться в соответствии с тарифом при реализации концессии (оранжевый график). Таким образом, Ленинградская область получит экономию в разнице тарифов через снижение выплачиваемой межтарифной разницы.

Стоит отметить, что указанная динамика тарифа при реализации концессии учитывает нормативную прибыль в 5%, а также полностью компенсирует в течение 2018-2032 гг сумму капитальных затрат на проведение мероприятий по улучшению работы системы теплоснабжения Волховского района Ленинградской области в размере 325,02 млн.рублей.

Таблица 6. Затраты инвестора и бюджета Ленинградской области по реализации концессионного соглашения в Волховском районе.

Затраты инвестора на проведение мероприятий по реконструкции системы

325 020 150,64 руб.

Затраты бюджета на компенсацию дополнительной межтарифной разницы 2018-2025гг

43 250 054,44 руб.

Высвобождение бюджетных средств от сокращения межтарифной разницы 2026-2032гг

45 988 435,21 руб.

Из представленной таблицы получается, что бюджет Ленинградской области от реализации концессии в конечном итоге даже выигрывает, так как первоначальные затраты на компенсацию разницы тарифа концессионеру в период с 2018 по 2025 годы (43,3 млн.руб) ниже высвободившихся затрат от сокращения межтарифной разницы за счёт снижения тарифа в период с 2026 по 2032 годы (46,0 млн.руб.).

Таким образом, необходимыми условиями для успешной реализации концессии являются:

При выполнении вышеописанных факторов удовлетворяются интересы максимального количества заинтересованных сторон. Инвестор получает возможность реализовать свой проект и получить прибыль от ведения деятельности, регион получает снижение межтарифной разницы, а потребитель – итоговый более низкий тариф. Однако, совпадение указанных условий наблюдается крайне редко. В большинстве случаев организация, выходящая на концессию, старается согласовать как можно меньшее улучшение параметров работы системы теплоснабжения, ведь в случае недостижения параметров, заложенных в концессионном соглашении, регион вправе досрочно расторгнуть соглашение в одностороннем порядке. К тому же, чем меньше будет улучшение параметров, тем больший тариф будет у организации и тем большую выручку она получит.

  1. Сценарный анализ для различных уровней инфляции.

Как уже было описано в главе 1, инфляция является одним из ключевых факторов, влияющих на тарифные решения. Чтобы понять, как инфляция влияет на инвестиционную привлекательность, необходимо проверить её влияние через призму обозначенных инструментов повышения инвестиционной привлекательности.

В рамках рассмотрения влияния инфляции на инвестиционные программы стоит сказать, что утверждаемые в рамках инвестиционной программы суммы капитальных вложений не подлежат индексации на инфляцию и сразу закладываются с учетом цен года реализации мероприятий, в этой связи инвестиционная составляющая остаётся константой при различных вариантах инфляционной динамики.

График 24. Пример внедрения инструмента инвестиционной программы для ООО «Леноблтеплоснаб» при различных уровнях инфляции:

Как видно из графика, при различных уровнях инфляции (2%, 4% или 8%) инвестиционная надбавка остается одинаковой во всех трёх сценариях. Однако, конечные тарифы – разные. Получается, что инфляции подвержен исключительно тариф, который при высокой инфляции (8%) делает инвестиционную надбавку пропорционально меньшей, по сравнению со сценарием, где инфляция составляет 2%. Таким образом, можно сделать вывод о том, что высокая инфляция вредна для реализации инвестиционной программы.

График 25. Пример внедрения тарифа альтернативной котельной при различных уровнях инфляции в Сясьстройском городском поселении:

На графике 25 представлены 3 сценария различных уровней инфляции. Первый сценарий предполагает ежегодную инфляцию равную 8%, второй – ежегодную инфляцию в 4% и третий сценарий предполагает инфляцию в размере 2%. Из диаграммы следует, что для всех трёх сценариев уровень тарифов как по альтернативной котельной, так и по текущему тарифу ООО «Леноблтеплоснаб» в Сясьстройском городском поселении одинаков в 2018 году. Однако, за 5 лет динамика тарифов для 3-х сценариев существенно различается. В первом случае (8%) тариф ООО «Леноблтеплоснаб» вырастет за пять лет на 240% до уровня 2 343,43, при реализации второго сценария тариф вырастет до 1 940,44 руб./Гкал или на 199% и, наконец, для третьего сценария (2%) рост за 5 лет составит 180% до 1 760,90 руб./Гкал.

Из этого примера становится понятно, что высокая инфляция положительно влияет на деятельность ООО «Леноблтеплоснаб», позволяя ей наращивать расходы и выручку за счёт большей индексации тарифов. Кроме того, высокая инфляция позволяет спрятать неэффективные процессы организации, содержать больший штат сотрудников. Всё это негативно сказывается на потребителе, однако позитивно для ресурсоснабжающей организации.

Обратная ситуация складывается, когда инфляция низкая. Для поддержания стабильного уровня прибыли организации приходится становиться всё более эффективной, сокращать издержки и оптимизировать штат сотрудников. У ресурсоснабжающей организации нет возможности спрятать свою неэффективность за ростом тарифа. При сценарии низкой инфляции в безусловном выигрыше оказывается потребитель.

График 26. Пример внедрения концессии при различных уровнях инфляции в Волховском районе Ленинградской области:

Говоря о влиянии инфляции на концессионное соглашение, следует сказать о том, что построение инфляционных сценариев на 15 лет является в значительной степени условным и его целью является достижение понимания, каким образом разные величины инфляции сказываются на конечных значениях концессионного соглашения.

Анализируя график 26, главное, на что стоит обратить внимание – это разница конечных тарифов при реализации концессии и без её реализации (линейной индексации). При сценарии динамики инфляции в 8% конечный тариф в 2032 году при реализации концессии составит 6 512,0 руб./Гкал, а без реализации – 7 137,4 руб./Гкал. Таким образом, снижение тарифа при реализации концессии достигнет 625,5 руб./Гкал. Если говорить о сценарии инфляции в 4%, то снижение тарифа к 2032 году при реализации концессии составит 312,7 руб./Гкал. И, наконец, при инфляции в 2% снижение тарифа будет равным 156,4 руб./Гкал. в 2032 году.

Из этого можно сделать вывод, что при большей инфляции концессионное соглашение даёт пропорционально большую экономию в конечном тарифе. Кроме того, высокая инфляция также, как и в случае с альтернативной котельной, позволяет организации индексировать операционные расходы, тем самым давая возможность организации работать менее эффективно и получать большую выручку фактически не наращивая объемы отпуска конечным потребителям. Что касается низких уровней инфляции, то, безусловно, это даёт большой эффект для экономии бюджетных средств и экономии средств потребителей, однако в то же время в абсолютном выражении даёт меньшее снижение тарифа от лучших параметров работы системы теплоснабжения.

Подводя итог анализа влияния различных уровней инфляции на инструменты стимулирования инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики можно сказать:

  1. Перспективы внедрения распределённой энергетики.

Данный раздел диссертации посвящён будущему устройству рынка теплоэнергетики, к которому Российская Федерация стремится согласно дорожной карте «Энерджинет», разработанной Минэнерго. Согласно этой дорожной карте, до 2035 года государством должна быть достигнута полная либерализация рынка в части регулирования за счёт создания конкурентной среды, в рамках которой доступ на рынок тепловой энергии будет предоставлен любому потенциальному производителю, начиная от крупных промышленных предприятий, заканчивая малыми домохозяйствами. Данная инициатива, прописанная в рамках дорожной карты, предполагает следующие этапы:

  1. Создание надёжных и гибких сетей распределения тепловой энергии;
    1. Цифровизация систем управления потоками тепловой энергии;
    2. Создание центров распределения тепловой энергии;
    1. Приход к адаптивности систем теплоснабжения и сервисов благодаря:
      1. Присоединению к сетям большого количества так называемых «просьюмеров» (участников рынка, которые как потребляют тепловую энергию, так и способны её отдавать в сеть);
      2. Появлению агрегаторов энергоресурсов (автоматизированных центров, уравновешивающих баланс спроса и предложения в рамках системы теплоснабжения);
      1. Самоорганизация инфраструктуры без участия государства.

По задумке Минэнерго важным шагом на пути к самоорганизации рынка, является переход к распределённой генерации тепловой энергии. По большей части распределённая генерация должна вырабатывать одновременно 2 ресурса: тепловую энергию и электричество, то есть работать в режиме когенерации. Главный потенциал развития распределённой энергетики лежит в замещении крупных и неэффективных ТЭЦ малыми локальными ТЭЦ, которые будут покрывать нужды потребителей в теплоснабжении в существенно меньшем радиусе удалённости. Крупные ТЭЦ, которые мало загружены, при этом необходимо вывести из эксплуатации. В случае вывода таких изношенных ТЭЦ и их замещения малыми когенерационными станциями, к 2035 году текущие потери тепловой энергии сократятся на 30% в суммарном балансе тепловой энергии. Помимо существенного повышения эффективности отпуска тепловой энергии, замещение крупных ТЭЦ малыми локальными источниками даст дополнительно 20 ГВт электроэнергии. По оценкам экспертов ИНЭИ РАН, это покроет примерно треть дефицита электроэнергии к 2035 году из-за вывода крупных ТЭЦ.

Помимо вывода неэффективных ТЭЦ и их замены малыми когенерационными станциями, перспективным шагом, который сможет повысить рентабельность работы котельных, является замена котельных, выработавших свой ресурс, новыми котельными, которые будут также работать в режиме комбинированной выработки (вырабатывать в том числе электроэнергию). Данный шаг способен одновременно закрыть дефицит потребителей в тепловой энергии и электроэнергии, существенно повысить энергоэффективность работы оборудования и в конечном счёте дать производителю дополнительные источники возврата инвестированного капитала. Новые мощности с учётом перспективной теплофикации (подключения новых строений и производств) будут выстроены в соответствии с перспективным спросом (как на тепловую, так и электроэнергию), в этой связи произойдет сокращение избыточных мощностей и сократятся затраты на их содержание. Эффект от данного перехода к распределённой когенерации на котельных оценивается экспертами ИНЭИ РАН в 30 ГВт дополнительной электроэнергии к 2035 году за счёт замены котельных, выработавших свой ресурс, котельными, работающими в режиме когенерации, а также 18 ГВт дополнительной энергии обеспечит присоединение новых потребителей, которые повысят загрузку оборудования, что сделает стоимость производства 1 Гкал тепловой энергии еще дешевле.

Таким образом, благодаря вышеуказанным шагам, возможно полностью закрыть потребность в тепловой энергии, а также электроэнергии к 2035 году.

График 27. Перспектива распределённой когенерации в РФ, ГВт

Если ориентироваться на график 18 (потребность в мощностях до 2035 года), приведённом в разделе 1 данной диссертации, то можно сказать, что данный переход к распределённой когенерации способен полностью закрыть дефицит в необходимых мощностях к 2035 году. При реализации данной стратегии доля производства тепловой энергии на новых когенерационных станциях достигнет 70%. Это, безусловно приведёт к значительному рывку в эффективности работы систем теплоснабжения, а также положительно скажется на уровне вредных веществ, выбрасываемых теплоснабжающими организациями в атмосферу.

Стоит также отметить, что данный сценарий не затрагивает такие возможности по увеличению эффективности работы систем теплоснабжения, как микрогенерация (малыми домохозяйствами), собственная генерация производственными предприятиями, а также управление спросом в сетях. Вышеперечисленные мероприятия способны стать дополнительным драйвером значительного улучшения параметров работы систем теплоснабжения.

Главный посыл данного раздела заключается в том, что распределённая генерация доступна для инвестирования широким массам инвесторов, по сравнению с производством тепловой энергии на крупных ТЭЦ. Приход крупного числа небольших инвесторов станет катализатором передела существующей централизованной системы рынка и приведёт в эффективной конкурентной среде, где контроль за ценами со стороны государства будет не нужен. В этой связи для реализации данного сценария необходимы в первую очередь изменения в нормативном регулировании, а также следующая за этими изменениями инициатива инвесторов по вложению средств в тепловую энергетику.

График 28. Схема снабжения энергией по модели распределённой когенерации.

Глава 3. Итоговые выводы.

3.1. Ключевые предпосылки инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики.

Проанализировав как качественно (в главе 1), так и количественно (в главе 2), инструменты повышения инвестиционной привлекательности, которые на сегодняшний момент есть в распоряжении органов государственного управления, необходимо сделать выводы о том, при каком сочетании рыночных факторов эти инструменты будут эффективны и окажут реальную пользу инвестиционной привлекательности всего рынка. Для этих целей разработана матрица, позволяющая наглядно понять, при каком сочетании факторов рынка, тот или иной инструмент повышения инвестиционной привлекательности будет наиболее эффективным.

Матрица 1. Оптимальное сочетание рыночных факторов и инструментов повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики.

Факторы, определяющие успех реализации инструмента повышения инвестиционной привлекательности

Уровень инфляции

Уровень конкуренции

Доля когенерационной выработки

Износ оборудования

Уровень участия государства в ценообразовании

Инструменты повышения инвестиционной привлекательности

Инвестиционная программа

Тариф альтернативной котельной

Концессионное соглашение

Либерализация рынка с помощью распределённой генерации

- низкий уровень численного значения фактора;

- средний уровень численного значения фактора;

- высокий уровень численного значения фактора;

Как видно из матрицы, для использования инвестиционной программы в качестве эффективного инструмента повышения привлекательности условий для инвестора необходимо, чтобы ряд рыночных факторов сложился следующим образом: инфляция была низкой, конкуренция в рамках системы теплоснабжения также была на минимальном уровне, доля когенерационной выработки в общем балансе организации не имеет сильной значимости на эффективность использования инструмента, в этой связи её значение среднее, износ оборудования системы теплоснабжения находился на критически высоком уровне, то есть аварийность данной системы теплоснабжения высока и роль государства оставалась определяющей при установлении цен (тарифов). Если данный набор рыночных факторов сложится вышеперечисленным образом, то инструмент инвестиционной программы будет иметь максимальную эффективность.

Для оптимального применения инструмента тарифообразования с помощью альтернативной котельной необходимо, чтобы инфляция была высокой, уровень конкуренции также высоким, важнейшим фактором является наличие конкуренции в рамках системы теплоснабжения, кроме того, износ оборудования должен быть низким, роль государства при этом заключалась лишь в установлении корректных предельных величин тарифов, в этой связи уровень влияния был бы средний.

Для позитивной с точки зрения инвестора реализации концессионных соглашений необходимо, чтобы инфляция держалась на высоком уровне, конкуренция за муниципальное имущество была низкой, доля когенерации также была низкой, износ оборудования – высоким, роль государства в определении цен (тарифов) также высокой.

Наконец, для реализации либерализации рынка с помощью распределённой генерации и привлекательности этой либерализации для инвесторов необходимо, чтобы инфляция была низкой, уровень конкуренции высоким, доля когенерационной выработки была на максимально высоком уровне, а износ оборудования и, соответственно, роль государства в ценообразовании тарифов на тепловую энергию сохранялись на максимально низких уровнях.

Созданная матрица является выводом всех материалов, изложенных в главе 1 и 2 и обобщает все проведённые расчеты и сформированные аналитические материалы данной диссертации. Фактически, описанная матрица является наглядным руководством к пользованию, которое может применяться в различных условиях рынка как государством, так и потенциальными инвесторами.

Подводя итог, важно сказать о том, что необходимо взвешенно и ситуативно подходить к выбору того или иного инструмента повышения инвестиционной привлекательности, так как рынок теплоэнергетики Российской Федерации в значительной степени разнообразен и применение одного и того же инструмента в различных условиях может привести к диаметрально противоположным последствиям. Именно для избегания ошибок неверного применения инструментов и разработана данная матрица.

3.2. Необходимые законотворческие инициативы для повышения инвестиционной привлекательности рынка.

В отношении первых трёх существующих инструментов – инвестиционной программы, расчёта тарифа с помощью методики альтернативной котельной, а также концессионных соглашений нормативная база полностью сформирована. В этой связи существует необходимость во внесении ряда правок для повышения инвестиционной привлекательности рынка с помощью этих инструментов.

Инвестиционные программы регулируются постановлением Правительства Российской Федерации от 5 мая 2014 г. № 410 «О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения». На основе качественного и количественного анализа данного инструмента, в целях повышения привлекательности его использования необходимы следующие поправки:

  1. Индексация инвестиционной составляющей в период её действия;
  2. Обязательные требования по использованию инновационных технологий энергосбережения и энергоэффективности при осуществлении инвестиционной программы;
  3. Возможность роста платы граждан выше установленного индекса в случае реализации инвестиционной программы (в этом случае региональные органы власти будут чаще согласовывать реализацию таких программ).

Методика альтернативной котельной на сегодняшний момент регулируется прежде всего федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении», а также постановлением Правительства РФ от 15.12.2017 № 1562 «Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)». Основываясь на главах 1 и 2, и указанных в них недостатках и преимуществах данного инструмента, необходимо внедрить следующие инициативы:

  1. При расчёте предельного уровня цены тепловой энергии с помощью альтернативной котельной, должен быть учтён уровень автоматизации оборудования котельных. Пример Волховского района показал, что для небольших котельных тариф альтернативной котельной убыточен. Главным образом из-за того, что в данном тарифе учтён высокий уровень автоматизации работы и, соответственно, малый фонд оплаты труда. Для эксплуатации старого оборудования необходимо гораздо большее число работников. В этой связи, подняв норму фонда оплаты труда в тарифе альтернативной котельной, станет возможным внедрение ценовых зон не только, где работает несколько когенераторов, которые конкурируют между собой, но и там, где работает несколько котельных различных поставщиков в рамках одной системы. Данный шаг значительно расширит возможности применения данного инструмента.
  2. Предельный тариф должен быть дифференцирован не только по виду топлива, но и по признаку вида генерации. Если организация отпускает одновременно тепловую энергию и электричество, то ее предельный тариф должен быть ниже, чем у организаций, которые отпускают только тепловую энергию.
  3. В случае превышения текущих тарифов предельного тарифа альтернативной котельной, федеральные власти должны разработать программу льготного кредитования строительства новых котельных в ценовых зонах. Это позволит заменить неэффективные источники новыми, а также создаст дополнительные предпосылки для формирования конкурентного рынка.

Говоря о концессионных соглашениях и инициативах по совершенствованию главного регулирующего нормативного акта этого инструмента - федерального закона от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях», следует выделить следующие пункты, которые позволили бы сделать инвестиции через данный инструмент более привлекательными:

  1. Необходимо законодательно конкретизировать минимальные требования по улучшению параметров работы системы теплоснабжения в рамках концессионного соглашения, для того, чтобы концессия не являлась инструментом простой передачи государственного имущества в пользование частных недобросовестных пользователей.
  2. Необходимо дать возможность самим потенциальным инвесторам разрабатывать технико-экономическое обоснование к концессионному соглашению без участия муниципальных властей. Это даст возможность более широкому кругу игроков оценить потенциал участия в концессии в конкретном районе, что повысит конкуренцию за это право и сделает конечный эффект от инвестиций более существенным.
  3. Необходимо упростить процедуру согласования изменений в заключенное концессионное соглашение, так как ряд мероприятий может быть подвержен объективным сдвигам в их выполнении (например, переход котельной на газовое топливо не осуществился из-за того, что газификация поселка не выполнена по независящим от теплоснабжающей компании обстоятельствам). Невыполнение мероприятий в обозначенный в концессионном соглашении срок может привести к досрочному расторжению этого концессионного соглашения.

Что же касается перехода к либерализации рынка с помощью распределённой когенерации, то здесь нормативную базу необходимо создавать фактически с нуля. Основные положения создаваемой нормативно-правовой базы должны лежать в плоскости:

  1. Обеспечения новых возможностей для потребителей тепловой энергии;
  2. Достижения параметров энергоэффективности и возможности равного доступа на рынок различным игрокам (малым домохозяйствам, промышленным предприятиям, агрегаторам сетей);
  3. Регламентирования участия в теплообмене новых игроков (операторов систем, просьюмеров, активных потребителей, агрегаторов распределённых энергоресурсов, накопителей энергии, агрегаторов распределённых энергетических объектов);
  4. Создания стандартизированной модели взаимодействия широкого круга игроков между собой в рамках системы теплоснабжения со своими правами и обязанностями;
  5. Принципов свободного ценообразования.

Главным барьером на пути реализации данных преобразований будут крупные энергетические компании, которые формируют свою затратную базу, свою модель реновации активов, навязывая таким образом свои условия розничным потребителям, которые фактически остаются вне конкурентных механизмов.

Ещё одним барьером на пути реализации указанных нововведений является неготовность регуляторов и организаций к появлению новых независимых участников рынка. Существующая нормативная база создает множество бюрократических процедур, которые малому производителю чрезвычайно трудно пройти. В этой связи необходима изрядная законотворческая воля, для устранения сложившихся процессуальных барьеров.

Кроме того, ключевым вопросом перехода на новую рыночную модель является устаревшая база технического регулирования и принципов проектирования в сфере теплоснабжения. Многие из существующих регламентов строительства уже давно устарели и не отвечают главным запросам рынка в энергоэффективности и применении появившихся информационных решений для сокращения затрат, возникающих после ввода объектов в эксплуатацию. В этой связи необходимо пересмотреть существующие регламенты на основе высказанного тезиса, а также переориентировать российскую теплоэнергетику с приоритета надежности и резервирования мощностей на рельсы повышения эффективности работы и удовлетворения потребностей клиентов.

3.3. Прогноз повышения параметров энергоэффективности при улучшении инвестиционного климата рынка теплоэнергетики.

Приток инвестиций в сферу теплоэнергетики прежде всего должен сказаться на технических параметрах работы оборудования. Использование инвестиционных программ, а также механизма концессионных соглашений – прямой путь к снижению аварийности и потерь тепловой энергии, обновлению основных фондов и снижению уровня износа. Внедрение тарифа альтернативной котельной – путь повышения энергоэффективности там, где имеет место конкуренция равных возможностей. Кто приложит больше усилий по улучшению организационных структур, процессов, а также оптимизирует средства по снижению износа оборудования, тот и окажется победителем в системе теплоснабжения. При данной ситуации в выигрышном положении окажется как организация, так и потребитель с государством. Развитие распределённой когенерации даст существенное повышение загрузки генерирующих мощностей за счёт строительства источников, исходя из спроса:

Схема 29. Эффект распределённой генерации.

Это позволит исключить содержание большей части невостребованной мощности на рынке, что снизит затраты энергоснабжающих компаний, а также сбалансирует спрос и предложение на рынке. В снижении затрат на содержание невостребованной мощности кроется огромный потенциал повышения эффективности работы ресурсоснабжающих организаций. Основываясь на информации из главы 1 данной диссертации, текущий резерв мощности тепловых источников составляет порядка 80% при норме в 20%. Годовые затраты на содержание избыточных мощностей оцениваются экспертами в 50-60 тыс. руб./Гкал мощности. При общей существующей установленной мощности 844,7 тыс. Гкал (график 2), содержание невостребованных мощностей обходится в 25 млрд. руб. ежегодно. Это составляет четверть всего объёма текущей потребности в инвестициях.

Таким образом, с помощью указанных инструментов и, как следствие привлечённых и высвободившихся средствах, удастся достигнуть баланса спроса и предложения на рынке, а также осуществить скачок в повышении энергоэффективности всей страны.

Заключение.

Подводя итог всей проделанной работе, необходимо сформулировать её основные результаты:

Четвёртый инструмент повышения инвестиционной привлекательности – переход на распределённую генерацию, был выявлен при помощи анализа дорожной карты Минэнерго.

После выявления данного инструментария проведён всесторонний анализ каждого из четырёх инструментов:

Главным итогом проделанной работы является созданная матрица оптимального сочетания рыночных факторов и инструментов повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики. Данная матрица достигает ключевой цели данной диссертации - определению оптимальных условий внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности. Можно сказать, что орган регулирования цен (тарифов), ориентируясь на определённую сумму факторов, сложившихся в конкретной ситуации, может «по меню» выбрать оптимальный инструмент.

Таким образом, ориентируясь на достигнутые в процессе написания данной диссертации результаты, органы регулирования цен (тарифов) могут существенно повысить эффективность расходования бюджетных средств на улучшение работы систем теплоснабжения, привлекая больше средств от частных инвесторов.  Кроме того, частные инвесторы благодаря результатам данной диссертации могут избежать заведомо убыточных вариантов инвестирования и ориентироваться в сложившемся наборе факторов, определяющих конечную цену тепловой энергии, на оптимальный инструмент повышения инвестиционной привлекательности. Наконец, благодаря анализу такого инструмента, как либерализация рынка с переходом на распределённую когенерацию, сделан ряд важных заключений о долгосрочной пользе данного инструмента, который позволит сделать качественный скачок в повышении эффективности работы систем теплоснабжения, откроет рынок широкому кругу потенциальных инвесторов. Так как вложения в отрасль теплоэнергетики имеют существенный мультипликативный эффект, то повышение инвестиций в этот рынок, а также скачок в эффективности его работы, дадут наибольший синергетический эффект на рост российской экономики.

Список использованной литературы:

  1. Доклад Минэнерго РФ о состоянии сферы теплоэнергетики и теплоснабжения Росиийской Федерации //minenergo.gov.ruURL:https://minenergo.gov.ru/node/10850 (28.01.2018).
  2. Аналитический обзор потенциала развития распределённой энергетики в России // Энергетический центр Московской Школы Управления Сколково . 2018 г.;
  3. Дорожная карта «Энерджинет» Минэнерго РФ о развитии интеллектуальной энергетики Российской Федерации в ближайшие 15-20 лет //minenergo.gov.ruURL:https://minenergo.gov.ru/node/8916 (28.09.2016).
  4. Ежемесячный теоретический и научно-практический журнал «Теплоэнергетика»;
  5. Теплоэнергетика: деньги есть. Идеи есть. Нет инвестиций // «Эксперт» . 2017. №№49 (1055).
  6. Ольга Батура Проблемы и перспективы концессий // «Эксперт Северо-Запад» . 2014. №28-29 (675).
  7. Александр Клюшников Концессия домашнего приготовления // «Эксперт Северо-Запад». 2017. №23 (620).
  8. "Газпром" начал менять котельные в Ленобласти с Тихвина // dp.ru URL: https://www.dp.ru/a/2016/09/12/Gorjachaja_druzhba_Gazproma (дата: 12.09.2016).
  9. В ожидании рынка // expert.ru URL: http://expert.ru/siberia/2016/15/v-ozhidanii-ryinka/ (дата: 15.12.2016).
  10. Инфляция будет расти // expert.ru URL: http://expert.ru/expert/2017/29/inflyatsiya-budet-rasti/ (дата: 16.11.2017).
  11. Инфляция и инфляционные ожидания // Отчет ЦБ РФ. Октябрь 2017. №10.
  12. «Придут инвесторы, готовые привести сети в порядок, не дожидаясь, пока рванет» // vedomosti.ru URL: https://www.vedomosti.ru/partner/characters/2017/05/24/691283-pridut-investori (дата: 19.05.2017).
  13. В России началась реформа теплоэнергетики // vedomosti.ru URL: https://www.vedomosti.ru/partner/characters/2017/05/24/691283-pridut-investori (дата: 31.07.2017).
  14. Тепло в маленьком городе // vedomosti.ru URL: https://www.vedomosti.ru/partner/articles/2017/05/24/691279-teplo-malenkom (дата: 24.05.2017).

Приложения.

Приложение 1. Расчет предельного уровня цены на тепловую энергию (природный газ) по Волховскому району Ленинградской области на 2018 год.

№ п/п

Основные cоставляющие

ед. изм.

 

2016 год

2017 год

2018 год

Факт

Ожид

План

1

Составляющая, обеспечивающая компенсацию расходов на топливов i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

РТi

 

 

739,37

2

Составляющая, обеспечивающаявозврат капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

КРi

 

 

540,80

3

Составляющая, обеспечивающая компенсациюрасходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

Нi

 

 

129,94

4

Составляющая, обеспечивающая компенсациюпрочих расходовв i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

ПРi

 

 

153,52

5

Составляющая, обеспечивающая созданиерезерва по сомнительным долгамв i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

РДi

 

 

31,27

6

Cоставляющая, обеспечивающаякомпенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных

руб/Гкал

i

 

 

-

 

Предельный уровнь цены на тепловую энергию (мощность)

руб/Гкал

 

 

 

1 594,90

 

 

 

 

 

 

 

№ п/п

Параметры

ед. изм.

 

2016 год

2017 год

2018 год

Факт

Ожид

План

 

ИЦП

 

 

1,043

1,062

1,036

 

 

 

 

1,043

1,108

1,148

 

Установленная тепловая мощность котельной

Гкал/ч

 

10

10

10

 

Продолжительность годовой работы с учетом коэффициента готовности

ч

ГР

8 497,20

8 497,2

8 497,2

 

Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной (КИУМ)

 

 

0,346

0,346

0,346

 

Объем полезного отпуска тепловой энергии котельной

тыс Гкал

QПО

29,4003

29,4003

29,4003

1

Топливо

тыс. руб.

 

 

 

21 737,73

1.1

Удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии

кг у.т./Гкал

bi,k

156,1

156,1

156,1

 

объем топлива

куб.м.

 

4 066,55

4 066,55

4 066,55

1.2

Фактическая цена на топливо (на 2 полугодие i-1 года, 4-я группа (от 1 до 10 млн. м3 вкл))

руб/тыс. куб. м

ЦТф,натi-2,k

4 965,28

5 169,73

5 345,50

 

Проверка:

 

 

 

 

-

 

Средняя оптовая цена на газовое топливо (приказ ФСТ России от 8 июня 2015 N 218-э/3, приказ ФАС Росии от 13 июня 2017 г. N 776/17)

руб/1000 м3

 

4 215,00

4 379,00

4 527,89

 

ПССУ (приказ ФАС России от 15 марта 2016 №246/16)

руб/1000 м3

 

106,13

106,13

109,74

 

ГРО (приказ ФСТ России от 28 апреля 2015 №108-э/1, ОАО "ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЛЕНИНГРАДСКАЯ ОБЛАСТЬ")

руб/1000 м3

 

560,34

593,49

613,67

 

спецнадбавка (приказ ЛенРТК от 7 июня 2016 №48-п)

руб/1000 м3

 

83,81

91,11

94,21

1.3

Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо

 

K

1,13

1,13

1,13

1.4

Прогнозный индекс роста цены на (i-1)-ый год

 

 

 

 

0,041

1.5

Прогнозный индекс роста цены на i-ый год

 

 

 

0,041

0,034

2

Возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей

 

 

16 849,67

16 243,36

15 899,76

 

Инвестированный капитал

тыс. руб.

 

86 425,10

91 783,45

95 087,66

2.1

Величина капитальных затрат на строительство котельной

тыс. руб.

КЗкотi,к

46 532,40

49 417,41

51 196,44

 

базовая величина капитальных затрат на строительство котельной (2015 год)

тыс. руб.

КЗкот(б)б.к.

44 614,00

44 614,00

44 614,00

 

коэффициент температурной зоны для котельной

 

Ккот,тк

1

1

1

 

коэффициент сейсмического влияния для котельной

 

Ккот,ск

1

1

1

 

коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной

 

Ктр

1

1

1

2.2

Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей

тыс. руб.

КЗсетик

23 769,97

25 243,71

26 152,48

 

базовая величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей(2015 год)

тыс. руб.

КЗ(ети(б)б

22 790,00

22 790,00

22 790,00

 

коэффициент температурной зоны для тепловых сетей

 

Ксети,т

1

1

1

 

коэффициент сейсмического влияния для тепловых сетей

 

Ксети,с

1

1

1

2.3

Величина затрат на технологическое присоединение

тыс. руб.

ТПi,k

9 154,63

9 722,21

10 072,21

2.3.1

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк электрическим сетям в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПэсб,к

1 159,41

1 159,41

1 159,41

2.3.2

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк централизованной системе водоснабжения в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПвсб

2 975,59

2 975,59

2 975,59

 

ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку

руб/м3/сут

 

139 348,00

139 348,00

139 348,00

 

ставка тарифа на подключение за протяженность

руб/м

 

8 200,00

8 200,00

8 200,00

 

величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоснабжения

м3/сут

 

3,70

3,70

3,70

 

длина сети водоснабжения

м

 

300,00

300,00

300,00

2.3.3

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк централизованной системе водоотведения в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПвоб

2 607,21

2 607,21

2 607,21

 

ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку

руб/м3/сут

 

119 543,00

119 543,00

119 543,00

 

ставка тарифа на подключение за протяженность

руб/м

 

8 611,00

8 611,00

8 611,00

 

величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоотведения

м3/сут

 

0,20

0,20

0,20

 

длина сети водоотведения

м

 

300,00

300,00

300,00

2.3.4

базовая величина затрат на подключение (технологическое присоединение)к газораспределительным сетям

тыс. руб.

ТПгсб

2 035,00

2 035,00

2 035,00

2.4

Стоимость земельного участка для размещения котельной

тыс. руб.

Зi,k

6 968,10

7 400,12

7 666,53

 

площадь земельного участка для размещения котельной

кв.м.

Sк

500

500

500

 

заключенным

тыс. руб./кв.м.

Pк,б

13,362

13,362

13,362

2.5

Норма доходности

 

НДi

14,43%

12,00%

10,64%

 

базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала

 

НДб

13,88%

13,88%

13,88%

 

базовый уровень ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации

 

КСб

12,64%

12,64%

12,64%

 

средневзвешенная по дням 9 месяцев (i-1)-го расчетного периода регулирования ключевая ставка Центрального банка Российской Федерации

 

КСi-1

13,19%

10,78%

9,43%

2.6

срок возврата инвестированного капитала

лет

СВК

10,00

10,00

10,00

3

Налоги

тыс. руб.

 

 

 

3 820,14

3.1

Расходы по налогу на прибыль

тыс. руб.

Нпi

 

 

2 517,92

 

Ставка налога на прибыль

%

 

20,0%

20,0%

20,0%

 

Период амортизации котельной и тепловых сетей

лет

ПА

15

15

15

 

Величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей

тыс. руб.

КЗi,к

79 457,00

84 383,33

87 421,13

3.2

Расходы по налогу на имущество

тыс. руб.

Нимi

 

 

1 282,18

 

Ставка налога на имущество

%

 

2,2%

2,2%

2,2%

3.3

Расходы по земельному налогу

тыс. руб.

Нзi

20,04

20,04

20,04

 

Кадастровая стоимость земельного участка средняя

тыс. руб.

 

6 680,82

6 680,82

6 680,82

 

Ставка земельного налога

%

 

0,3%

0,3%

0,3%

4

Прочие расходы

тыс. руб.

 

 

 

4 513,43

4.1

Прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной

тыс. руб.

ПРпрочi

3 815,90

4 052,49

4 198,38

4.1.1

Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной и тепловых сетей в базовом году

тыс. руб.

ТОб,к

492,15

492,15

492,15

 

базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

КЗОкот(б)б,к

26 610,00

26 610,00

26 610,00

 

базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

КЗОсети(б)б

6 200,00

6 200,00

6 200,00

 

коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной

 

Ккот,ТОк

0,0150

0,0150

0,0150

 

коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей

 

Ксети,ТО

0,0150

0,0150

0,0150

4.1.2

Расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году

тыс. руб.

РЭб,к

1 177,68

1 177,68

1 177,68

 

цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничном рынке

руб./кВт.ч

ЦЭб

3,64

3,64

3,64

 

максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной

кВт

Эк

110,00

110,00

110,00

4.1.3

Расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году

тыс. руб.

РВб,к

54,11

54,11

54,11

 

Расход воды на водоподготовку

куб. м/год

 

1 239,18

1 239,18

1 239,18

 

Расход воды на собственные нужды котельной

куб. м/год

 

73,00

73,00

73,00

 

Тариф на питьевую воду (питьевое водоснабжение)

руб./куб.м.

 

38,42

38,42

38,42

 

Объем водоотведения

куб. м/год

 

73,00

73,00

73,00

 

Тариф на водоотведение

руб./куб.м.

 

50,67

50,67

50,67

4.1.4

Расходы на оплату труда персонала котельной в базовом году

тыс. руб.

РПб,к

1 934,64

1 934,64

1 934,64

 

Величина среднемесячной заработной платы работников организаций по отрасли «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» по муниципальному району (2015 год)

руб/чел в мес

 

43 130,92

43 130,92

43 130,92

 

Расходы на оплату труда руководящего работника

тыс. руб.

 

416,72

416,72

416,72

 

численность

чел.

 

1,00

1,00

1,00

 

средняя заработная плата 1 работника в месяц

тыс. руб./чел. в мес

 

70,00

70,00

70,00

 

Расходы на оплату труда не руководящего персонала

тыс. руб.

 

1 069,18

1 069,18

1 069,18

 

численность

чел.

 

4,49

4,49

4,49

 

средняя заработная плата 1 работника в месяц

тыс. руб./чел. в мес

 

40,00

40,00

40,00

 

Расходы на страховые взносы

 

 

448,74

448,74

448,74

 

Ставка взносов в ФФОМС за базовый год

%

 

5,10%

5,10%

5,10%

 

Ставка взносов в ПФР (<= базы для начисления) за базовый год

%

 

22,00%

22,00%

22,00%

 

Ставка взносов в ФСС за базовый год

%

 

2,90%

2,90%

2,90%

 

Ставка взносов в ФСС НС за базовый год

%

 

0,20%

0,20%

0,20%

4.2

Иные прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной, в том числе расходы на сырье и материалы, страхование оборудования, страхование ответственности, а также для котельной с использованием угля - расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака

тыс. руб.

ПРиныеi

 

 

315,05

 

Расходы на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов, на утилизацию и размещение золы и шлака для котельной с использованием угля

тыс. руб.

ЗВугольi

 

 

 

 

Коэффициент расходов на плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух в пределах установленных нормативов и (или) лимитов для котельной с использованием угля

 

Yуголь

0

0

0

5

Создание резерва по сомнительным долгам

тыс. руб.

 

 

 

919,42

 

коэффициент, отражающий размер резерва по сомнительным долгам

 

kРД

0,02

0,02

0,02

6

Учет отклонения фактических показателей от прогнозных показателей, используемых при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)

 

 

-

-

-

Приложение 2. Расчет предельного уровня цены на тепловую энергию (уголь) по Волховскому району Ленинградской области на 2018 год.

№ п/п

Основные cоставляющие

ед. изм.

 

2016 год

2017 год

2018 год

Факт

Ожид

План

1

Составляющая, обеспечивающая компенсацию расходов на топливов i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

РТi

 

 

842,32

2

Составляющая, обеспечивающаявозврат капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

КРi

 

 

1 418,48

3

Составляющая, обеспечивающая компенсациюрасходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

Нi

 

 

348,09

4

Составляющая, обеспечивающая компенсациюпрочих расходовв i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

ПРi

 

 

343,17

5

Составляющая, обеспечивающая созданиерезерва по сомнительным долгамв i-м расчетном периоде регулирования

руб/Гкал

РДi

 

 

59,04

6

Cоставляющая, обеспечивающаякомпенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных

руб/Гкал

i

 

 

-

 

Предельный уровнь цены на тепловую энергию (мощность)

руб/Гкал

 

 

 

3 011,11

 

 

 

 

 

 

 

№ п/п

Параметры

ед. изм.

 

2016 год

2017 год

2018 год

Факт

Ожид

План

 

ИЦП

 

 

1,043

1,062

1,036

 

 

 

 

1,043

1,108

1,148

 

Установленная тепловая мощность котельной

Гкал/ч

 

10

10

10

 

Продолжительность годовой работы с учетом коэффициента готовности

ч

ГР

8 497,20

8497,2

8497,2

 

Коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной (КИУМ)

 

 

0,335

0,335

0,335

 

Объем полезного отпуска тепловой энергии котельной

тыс Гкал

QПО

28,4656

28,4656

28,4656

1

Топливо

тыс. руб.

 

 

 

23 977,08

1.1

Удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии

кг у.т./Гкал

bi,k

176,4

176,4

176,4

 

объем топлива

т

 

6 538,20

6 538,20

6 538,20

1.2

Фактическая цена на топливо (на 2 полугодие i-1 года, 4-я группа (от 1 до 10 млн. м3 вкл))

руб/тыс. куб. м

ЦТф,натi-2,k

3 385,70

3 602,39

3 667,23

 

Проверка:

 

 

 

 

-

1.3

Коэффициент перевода натурального топлива в условное топливо

 

K

0,768

0,77

0,77

1.4

Прогнозный индекс роста цены на (i-1)-ый год

 

 

 

 

0,064

1.5

Прогнозный индекс роста цены на i-ый год

 

 

 

0,064

0,018

2

Возврат капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей

 

 

42 790,36 ₽

41 250,63

40 378,03

 

Инвестированный капитал

тыс. руб.

 

219 479,80

233 087,55

241 478,70

2.1

Величина капитальных затрат на строительство котельной

тыс. руб.

КЗкотi,к

127 975,06

135 909,51

140 802,25

 

базовая величина капитальных затрат на строительство котельной (2015 год)

тыс. руб.

КЗкот(б)б.к.

122 699,00

122 699,00

122 699,00

 

коэффициент температурной зоны для котельной

 

Ккот,тк

1

1

1

 

коэффициент сейсмического влияния для котельной

 

Ккот,ск

1

1

1

 

коэффициент влияния расстояния на транспортировку основных средств котельной

 

Ктр

1

1

1

2.2

Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей

тыс. руб.

КЗсетик

23 769,97

25 243,71

26 152,48

 

базовая величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей(2015 год)

тыс. руб.

КЗ(ети(б)б

22 790,00

22 790,00

22 790,00

 

коэффициент температурной зоны для тепловых сетей

 

Ксети,т

1

1

1

 

коэффициент сейсмического влияния для тепловых сетей

 

Ксети,с

1

1

1

2.3

Величина затрат на технологическое присоединение

тыс. руб.

ТПi,k

9 202,74

9 773,31

10 125,15

2.3.1

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк электрическим сетям в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПэсб,к

1 205,54

1 205,54

1 205,54

2.3.2

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк централизованной системе водоснабжения в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПвсб

2 975,59

2 975,59

2 975,59

 

ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку

руб/м3/сут

 

139 348,00

139 348,00

139 348,00

 

ставка тарифа на подключение за протяженность

руб/м

 

8 200,00

8 200,00

8 200,00

 

величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоснабжения

м3/сут

 

3,70

3,70

3,70

 

длина сети водоснабжения

м

 

300,00

300,00

300,00

2.3.3

затраты на подключение (технологическое присоединение) котельнойк централизованной системе водоотведения в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

ТПвоб

2 607,21

2 607,21

2 607,21

 

ставка тарифа за подключаемую (технологически присоединяемую) нагрузку

руб/м3/сут

 

119 543,00

119 543,00

119 543,00

 

ставка тарифа на подключение за протяженность

руб/м

 

8 611,00

8 611,00

8 611,00

 

величина подключаемой (технологически присоединяемой) нагрузки к централизованной системе водоотведения

м3/сут

 

0,20

0,20

0,20

 

длина сети водоотведения

м

 

300,00

300,00

300,00

2.3.4

базовая величина затрат на подключение (технологическое присоединение)к газораспределительным сетям

тыс. руб.

ТПгсб

2 035,00

2 035,00

2 035,00

2.4

Стоимость земельного участка для размещения котельной

тыс. руб.

Зi,k

58 532,03

62 161,02

64 398,82

 

площадь земельного участка для размещения котельной

кв.м.

Sк

4200

4200

4200

 

заключенным

тыс. руб./кв.м.

Pк,б

13,362

13,362

13,362

2.5

Норма доходности

 

НДi

14,43%

12,00%

10,64%

 

базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала

 

НДб

13,88%

13,88%

13,88%

 

базовый уровень ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации

 

КСб

12,64%

12,64%

12,64%

 

средневзвешенная по дням 9 месяцев (i-1)-го расчетного периода регулирования ключевая ставка Центрального банка Российской Федерации

 

КСi-1

13,19%

10,78%

9,43%

2.6

срок возврата инвестированного капитала

лет

СВК

10,00

10,00

10,00

3

Налоги

тыс. руб.

 

 

 

9 908,71

3.1

Расходы по налогу на прибыль

тыс. руб.

Нпi

 

 

7 143,18

 

Ставка налога на прибыль

%

 

20,0%

20,0%

20,0%

 

Период амортизации котельной и тепловых сетей

лет

ПА

15

15

15

 

Величина капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей

тыс. руб.

КЗi,к

160 947,77

170 926,53

177 079,88

3.2

Расходы по налогу на имущество

тыс. руб.

Нимi

 

 

2 597,17

 

Ставка налога на имущество

%

 

2,2%

2,2%

2,2%

3.3

Расходы по земельному налогу

тыс. руб.

Нзi

168,36

168,36

168,36

 

Кадастровая стоимость земельного участка средняя

тыс. руб.

 

56 118,92

56 118,92

56 118,92

 

Ставка земельного налога

%

 

0,3%

0,3%

0,3%

4

Прочие расходы

тыс. руб.

 

 

 

9 768,62

4.1

Прочие расходы при производстве тепловой энергии котельной

тыс. руб.

ПРпрочi

6 457,88

6 858,27

7 105,16

4.1.1

Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной и тепловых сетей в базовом году

тыс. руб.

ТОб,к

1561,94

1561,94

1561,94

 

базовая величина капитальных затрат на основные средства котельной в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

КЗОкот(б)б,к

73 447,00

73 447,00

73 447,00

 

базовая величина капитальных затрат на основные средства тепловых сетей в базовом году (2015 год)

тыс. руб.

КЗОсети(б)б

6 200,00

6 200,00

6 200,00

 

коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной

 

Ккот,ТОк

0,0200

0,0200

0,0200

 

коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств тепловых сетей

 

Ксети,ТО

0,0150

0,0150

0,0150

4.1.2

Расходы на электрическую энергию на собственные нужды котельной в базовом году

тыс. руб.

РЭб,к

1 865,84

1 865,84

1 865,84

 

цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничном рынке

руб./кВт.ч

ЦЭб

3,64

3,64

3,64

 

максимальная мощность энергопринимающих устройств котельной

кВт

Эк

180,00

180,00

180,00

4.1.3

Расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в базовом году

тыс. руб.

РВб,к

54,11

54,11

54,11

 

Расход воды на водоподготовку

куб. м/год

 

1 239,18

1 239,18

1 239,18

 

Расход воды на собственные нужды котельной

куб. м/год

 

73,00

73,00

73,00

 

Тариф на питьевую воду (питьевое водоснабжение)

руб./куб.м.

 

38,42

38,42

38,42

 

Объем водоотведения

куб. м/год

 

73,00

73,00

73,00

 

Тариф на водоотведение

руб./куб.м.

 

50,67

50,67

50,67

4.1.4

Расходы на оплату труда персонала котельной в базовом году

тыс. руб.

РПб,к

2 709,74

2 709,74

2 709,74

 

Величина среднемесячной заработной платы работников организаций по отрасли «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» по муниципальному району (2015 год)

руб/чел в мес

 

43 130,92

43 130,92

43 130,92

 

Расходы на оплату труда руководящего работника

тыс. руб.

 

416,72

416,72

416,72

 

численность

чел.

 

1,00

1,00

1,00

 

средняя заработная плата 1 работника в месяц

тыс. руб./чел. в мес

 

70,00

70,00

70,00

 

Расходы на оплату труда не руководящего персонала

тыс. руб.

 

1 664,49

1 664,49

1 664,49

 

численность

чел.

 

6,99

6,99

6,99

 

средняя заработная плата 1 работника в месяц

тыс. руб./чел. в мес

 

40,00

40,00

40,00

 

Расходы на страховые взносы

 

 

628,53

628,53

628,53

 

Ставка взносов в ФФОМС за базовый год

%