О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Отчет

«О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации»

ВВЕДЕНИЕ

Целью настоящей работы является выявление комплекса причин, приведших к текущей ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации.

В работе делается анализ текущего состояния отрасли и предположения о динамике ситуации в будущем. Настоящий отчёт содержит проработку следующих разделов ТЗ:

анализ существующей нормативной базы, касающейся теплоснабжения;

анализ практики управления системой теплоснабжения в регионах;

экспертная оценка технического состояния теплогенерирующих компаний РФ по типам объектов (теплоэлектростанции ТГК и котельные): уровень обеспеченности тарифами текущих затрат; уровень изношенности основных фондов; уровень аварийности; достаточность проведенных ремонтов;

определение основных рисков функционирования систем теплоснабжения в регионах РФ на перспективу.

ОСНОВНЫЕ ТЕЗИСЫ

В работе выявлен комплекс причин, приведших к критической ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации.

Тепловая энергетика России в настоящий момент функционирует фактически без какой-либо системы долгосрочного планирования своего развития. Регулирование данной сферы отнесено в основном к полномочиям муниципальных властей, которые оказались в большинстве случаев не в состоянии принимать долгосрочные стратегические решения, довольствуясь лишь краткосрочными задачами по сдерживанию роста тарифов. Основные причины: отсутствие у муниципальных властей заинтересованности, низкий уровень ответственности за надежность теплоснабжения.

Нормативно-правовая база функционирования тепловой энергетики сформирована не в пользу частных компаний, которые оказываются в заведомо невыгодном положении. Неравное распределение возможностей, прав и обязанностей сторон, государственных органов власти и бизнеса, - подрывает экономическую основу отрасли, которая не имеет финансовой базы для расширенного воспроизводства.При индексации «от достигнутого», применяемой в каждом методе тарифного регулирования, осуществляется фиксация и пролонгация существующей неэффективности - выигрывают наименее эффективные. Существующий подход фиксирует долгосрочную необходимую валовую выручку(НВВ) для каждой теплоснабжающей организации. В итоге сам тариф на тепло не долгосрочный и не предсказуемый для потребителя. Бизнес теплоснабжения убыточен. Регулируется каждая отдельная теплоснабжающая организация. Нет единого центра ответственности: перед потребителем в итоге никто не отвечает за качество и надежность, никто не заинтересован эффективно распределять нагрузку внутри системы централизованного теплоснабжения, т.к. эффект экономии изымается регулятором. Потребитель оплачивает расходы каждой теплоснабжающей организации в системе, независимо от их количества и востребованности. Государство ограничивает только темп роста тарифа. Но в отсутствие понятных ценовых индикаторов это не защищает потребителя. Недовольны все: тарифы растут, но инвестиций нет. Теплоснабжение убыточно, хотя существует стабильный спрос.

Электростанции (ТЭЦ) играют важную роль в структуре централизованного теплоснабжения потребителей России, однако их доля медленно, но неуклонно снижается из-за неоптимальных тарифных и институциональных условий работы местных рынков тепла. Ситуация усугубляется и общей тенденцией медленного снижения спроса на тепло.Продажи тепла электростанциями ТГК дают от четверти до половины суммарной выручки компаний. Поэтому тарифная политика региональных властей, приводящая к хронической убыточности ТЭЦ по теплу (в среднем -6… -8%), существенно ухудшает финансовые показатели и собственные инвестиционные возможности компаний.

Сейчас в разработке находится законопроект об альтернативной котельной. Предельные цены, установленные по принципу альтернативной котельной, рассчитываются на уровне стоимости строительства нового автономного источника тепла (котельной) на определенной территории. Любая единая теплоснабжающая организация (ТЭЦ, котельная, теплосетевая компания) сможет применять такую цену в отношениях с потребителями. Появляется источник для инвестиций. При этом внутри одной системы теплоснабжения предусматривается конкуренция по цене между источниками и возможность приобретать тепловую энергию в большем объеме у источника с низкой себестоимостью.

Применение существующего метода регулирования приводит к повышению цен в сфере теплоснабжения для потребителей.Людям, которые реально не могут платить, надо помогать по схеме социальной адресной помощи. Такая социальная адресная помощь должна работать для той части населения, кто живет ниже черты прожиточного минимума. Надо совершенствовать механизмы оказания помощи конкретным семьям, конкретным людям. Но для развития экономики мы должны ориентироваться на трудоспособное население, создавать высокопроизводительные рабочие места, чтобы люди могли зарабатывать, и им хватало на то, чтобы в полном объеме платить за электроэнергию, за газ, и другие энергоресурсы, и при этом нормально жить.

Дополнительным негативным фактором является и низкая конкурентоспособность части ТЭЦ на рынке электрической мощности. Из-за высоких эксплуатационных затрат около 7 ГВт мощностей ТЭЦ не прошликонкурентный отбор, но не могут быть закрыты по условиям обеспечения теплоснабжения. Потребители несут финансовое бремя по оплате этой мощности, а на регионы ложатся дополнительные инвестиционные обязательства в течение 3 лет обеспечить реализацию альтернативных решений по замещению этих ТЭЦ новыми котельными или электростанциями.

Сложившаяся ценовая ситуация привела к снижению годовых инвестиций ТГК в реальном выражении на 30% в период 2010-2014 гг. В условиях ограниченных собственных финансовых ресурсов для реализации инвестпроектовТГК вынуждены идти на активное и зачастую чрезмерное привлечение внешних ресурсов. В результате уже сейчас многие компании достигли или превысили разумные пределы кредитной нагрузки (в среднем по ТГК он вырос с 2,5 в 2010 г. до 3,8 в 2014 г.). Реализовав ряд проектов по инвестиционным обязательствам, большинство из них не в состоянии продолжать активное инвестирование, необходимое для модернизации и обновления оборудования существующих ТЭЦ.

Сохранение ТГК в качестве активных участников рынка будет связано со стабильно высокой инвестиционной нагрузкой на компании в ближайшие 10-15 лет. К 2020 году 26-28 ГВт мощностей действующих ТЭЦ в ЕЭС России выработают парковый ресурс и потребуют инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования. При существующей интенсивности инвестиционной программы (около 2 ГВт/год) для обновления этих мощностей потребуется не 5, а целых 13-14 лет; при этом за следующие 5 лет инвестиционных решений потребуют еще 10 ГВт мощностей действующих ТЭЦ.

Наиболее критическими с точки зрения выработки ресурса являются угольные ТЭЦ, оборудование которых более старое и в последние годы обновлялось с минимальными темпами. К 2020 году 41 % ТЭЦ (или около 11 ГВт), запроектированных на уголь, выработают парковый ресурс. Географически наиболее критичными являются регионы Уральского ФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса, а также Южного и Приволжского ФО, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43 % действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превышает 50% от существующей, а кое-где достигает 75-87%.

В условиях стагнации спроса на тепло модернизация или замена оборудования на существующих ТЭЦ является главным инвестиционным приоритетом. Развитие новых ТЭЦ будет иметь ограниченный и точечный характер - прежде всего в районах новой массовой застройки. Однако обновление действующих электростанций не должно быть тотальным и учитывать экономические и балансовые реалии. Так, из оборота должны быть выведены неэффективные электростанции, имеющие сейчас статус «вынужденных по теплу»; снижение объемов ТЭЦ обоснованно в зонах с серьезным сокращением спроса из-за ухода крупных промышленных потребителей тепла.

В условиях ужесточения ценовых ограничений на рынке электроэнергии и мощности для повышения инвестиционной привлекательности и финансовой устойчивости ТГК критически необходим переход к новой системе ценообразования на тепло. Сохранение существующих тенденций на рынке тепла без финансовой возможности продолжать масштабную модернизацию приведет к прогрессирующему старению оборудования, нарастанию рисков его надежной работы. Проблема касается не только генерирующих мощностей, но и сетевой инфраструктуры по передаче тепла от ТЭЦ к потребителям.

Лишь за год количество тепловых сетей ТГК с превышенным нормативным сроком эксплуатации выросло на 3,6%, а количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях в течение отопительного периода 2014-2015 гг. увеличилось на 16 % по сравнению отопительным периодом 2013-2014 гг. При этом количество не отражаемых данной статистикой более мелких, локальных нарушений в распределительных тепловых сетях, на порядки выше.

Помимо высокого износа, тепловые сети в России имеют кратно более высокие показатели потерь тепла и аварийности на 1 км по сравнению с аналогичными зарубежными системами теплоснабжения.

На передачу и распределение тепла приходится до половины затрат и более половины инвестиций в сфере теплоснабжения. Очевидно, что деградация производственного потенциала ТЭЦ в условиях хронической убыточности на рынке тепла может привести к перераспределению тепловой нагрузки на котельные и потребует еще более масштабной модернизации и переконфигурации тепловых сетей. Это в итоге заставляет снова возвращаться к вопросу новой ценовой политики на рынке тепла и хозяйственной модели управления теплоснабжением, создающей, с одной стороны, базу для дополнительных инвестиционных ресурсов (собственных и внешних), а с другой стороны - обеспечивающей сдерживание роста удельных операционных и инвестиционных затрат на единицу продукции, доводимой потребителям с меньшими потерями и более высокой надежностью.

НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА ОТРАСЛИ

Основой теплоэнергетики являются тепловые электростанции (ТЭС), использующие органическое топливо (преимущественно газ, уголь и мазут как резервное топливо). В крупных населенных пунктах чаще всего строят теплофикационные электростанции или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), снабжающие потребителей не только электроэнергией, но и теплом, а вблизи мест с дешевым топливом - конденсационные электростанции, предназначенные для выработки только электроэнергии.

Частью теплоэнергетики является отрасль жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ), потребляющая тепловую энергию для отопления и горячего водоснабжения. Границу между теплоэнергетикой и сферой ЖКХ условно возможно провести по видам потребителей. Физические лица, проживающие в многоквартирных домах, составляют основу потребителей ЖКХ.

При реорганизации РАО «ЕЭС России» теплогенерирующие активы были распределены между оптовыми генерирующими компаниями (ОГК) и территориальными генерирующими компаниями (ТГК). В ОГК вошли электростанции, работающие по конденсационному циклу, в ТГК - теплофикационные электростанции, находящиеся в основном в городах.

Кроме ОГК и ТГК в субъектах Российской Федерации работают иные независимые производители, эксплуатирующие теплогенерирующее оборудование, владельцами которых являются как муниципальные образования, так и прочие субъекты рынка.

Ключевым нормативным актом, определяющим основные направления государственного регулирования сферы теплоснабжения, является Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ «О теплоснабжении».

Предметом регулирования закона являются:

производство, передача, потребление тепловой энергии, тепловой мощности, теплоносителя с использованием систем теплоснабжения;

создание, функционирование, развитие систем теплоснабжения;

полномочия органов государственной власти, органов местного самоуправления поселений, городских округов по регулированию и контролю в сфере теплоснабжения;

права и обязанности потребителей тепловой энергии, теплоснабжающих организаций, теплосетевых организаций.

Закон является логическим продолжением развития отношений в сфере теплоснабжения, заложенными Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике», при том, что современная система отопления в России организована как система централизованного теплоснабжения.

Экономическая модель ценообразования и тарифообразования регулируется постановлением Правительства РФ от 22 октября 2012 г. N 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения».

Инвестиционная деятельность и территориальное планирование по созданию, функционированию, развитию систем теплоснабжения регулируется постановлением Правительства РФ от 31 декабря 2009 г. N 1225 «О требованиях к региональным и муниципальным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности» и постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения». Постановление Правительства 410 от 05.05.2014 "О порядке согласования и утверждения инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности в сфере теплоснабжения, а также требований к составу и содержанию таких программ (за исключением таких программ, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике)".

Мотивация к энергосбережению регламентирована в Федеральном законе от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

Техническое регулирование качества поставляемого коммунального ресурса и правила предоставления коммунальных услуг регламентируются постановлением Правительства РФ от 6 мая 2011 г. N 354 «О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов».

Информационная прозрачность деятельности субъектов отрасли регулируется постановлением Правительства РФ от 30 декабря 2009 г. N 1140 «Об утверждении стандартов раскрытия информации организациями коммунального комплекса и субъектами естественных монополий, осуществляющими деятельность в сфере оказания услуг по передаче тепловой энергии».

Поскольку теплоэнергетика находится в законодательном поле смежных отраслей ЖКХ, некоторые вопросы законодательно регулируются нормативными актами жилищного, коммунального и строительного законодательства:

Жилищный кодекс от 29 декабря 2004 г. N 188-ФЗ.

Федеральный закон от 29 декабря 2004 г. N 189-ФЗ «О введении в действие Жилищного кодекса Российской Федерации».

Федеральный закон от 7 декабря 2011 г. N 416-ФЗ «О водоснабжении и водоотведении».

ПРИЧИНЫ КОНФЛИКТНЫХ СИТУАЦИЙ В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Специфическая особенность теплоснабжения состоит в том, что предприятия этой одной из самых обширных отраслей страны имеют различную форму собственности и различных собственников, относящихся к малому, среднему и крупному бизнесу; предприятия рассредоточены по всей территории страны и находятся при этом в сфере ответственности органов местного самоуправления. Таким образом, экономика объектов теплоснабжения в значительной степени зависит от исполнительных и законодательных органов власти на местах - в конкретных городах и районах, а также от политической ситуации.

Однако попытки преобразований из центра вызывают противодействие на местах, у региональных властей зачастую недостаточно стимулов для того, чтоб заниматься этим сложным и социально резонансным вопросом.

Как показал проведенный анализ, в Российской Федерации взаимодействие компаний-операторов на рынке тепла с органами власти и прокуратуры, а также тарифными регуляторами, порождает в каждом субъекте Федерации четыре группы конфликтов:

Регулирование тарифов теплоснабжающих организаций;

Меры по социальной поддержке незащищенных групп населения в субъекте Федерации;

Определение прав и обязанностей собственников энергоактивов;

Скоординированность механизмов территориального и инвестиционного планирования для обеспечения сбалансированного развития систем теплоснабжения с учетом перспективных потребностей.

Группа конфликтов «Регулирование тарифов для теплоснабжающих организаций»

Регулирование тарифов на тепловую энергию производится региональными органами исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (далее - РЭК), являющимися структурными подразделениями Администраций субъектов РФ. Тариф на тепловую энергию регулируется в соответствии с Основами ценообразования (Федеральный закон от 30 декабря 2004 г. N 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса» и постановление Правительства РФ от 22 октября 2012 г. N 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения»).

Позиции губернаторов и глав РЭКов совпадают, так как и губернатор и РЭКи в первую очередь соблюдают интересы региональных администраций.

При регулировании тарифов РЭКи имеют право использовать метод экономически обоснованных затрат, но ограничены устанавливаемыми ежегодно Федеральной антимонопольной службой России (ранее - Федеральнойслужбой по тарифам России)темпами роста тарифов для регионов. В связи с этим, в тарифы невозможно включить все те экономически обоснованные расходы, которые несут теплоснабжающие организации в процессе своей деятельности.

С судебной защитой субъектов тарифного регулирования также ситуация складывается не в пользу теплоснабжающих организаций: в последние годы четко просматривается тенденция принятия судами стороны государства в тарифных спорах. Это проявляется как принятие судебных решений, снижающих или не приводящих к возникновению финансовых обязательств бюджетов субъектов Федерации и бюджетов муниципальных образований.

Ситуация во многом обусловлена социальной политикой России: государство сдерживает уровень расходов на услуги ЖКХ в общем и тепловую энергию в частности для семейных бюджетов, но других источников восполнения выпадающих доходов субъектов рынка не предоставляет.

В ситуации дефицита финансовых ресурсов законодатель и исполнительная власть пользуются правами перекладывать часть финансовой нагрузки, связанной с исполнением социальных функций, на бизнес-структуры.

Политика искусственного сдерживания роста тарифов на коммунальные услуги путем административного давления на процесс тарифного регулирования является бесперспективной. Этот подход не только не способствует снижению нерациональных затрат, но и существенно тормозит институциональные преобразования. В конечном счете, отложенный рост тарифов все равно придется компенсировать, но уже с учетом неизбежных дополнительных потерь с точки зрения эффективности функционирования системы теплоснабжения. Экономический выигрыш может дать только реальная заинтересованность рыночных субъектов в повышении эффективности собственной деятельности.

Группа конфликтов «Меры по социальной поддержке незащищенных групп населения в субъекте Федерации»

Правительство РФ уделяет особое внимание защите уязвимых потребителей, которым могут быть недоступны коммунальные услуги по экономически обоснованным ценам (тарифам). Отсутствие системных мер по поддержке населения повышает влияние социально-политического фактора в системе теплоснабжения, а также создает угрозу для притока новых инвестиций, без которых может произойти снижение надежности и качества предоставляемых услуг в среднесрочной и долгосрочной перспективе.

В то же время местные власти зачастую в большей степени замотивированы к популистским решениям по сдерживанию темпов роста тарифов «здесь и сейчас», что в долгосрочном плане оказывается отрицательное влияние на отрасль.

При этом методы, не предполагающие адресности предоставления поддержки, являются для экономики и бюджетов самыми затратными. К тому же поддержку в данном случае получает не только тот потребитель, кому она действительно необходима, но и платежеспособный потребитель.

Отсутствие адресности в поддержке эффективных производителей привело к тому, что доля электроэнергии, выработанной ТЭС общего пользования в теплофикационном режиме, снизилась с 34% в конце 1980-х г. до 28% в 2011 г.

Пережог топлива на ТЭС в сравнении с 1992 годом составляет ~37 млн.тут. в год. Количество мелких коммунальных котельных с 2000 по 2011 г. выросло на ~20%. Более чем в 1,5 раза выросло число котельных, сжигающих природный газ.

Таким образом, вместо того, чтобы поддержать человека, поддерживаются на плаву компании-владельцы коммунальных котельных с высокими издержками.

Группа конфликтов «Права и обязанности собственников энергоактивов»

Провалы с реализацией инвестиционных программ в части регулирования технических параметров теплоснабжения в значительной степени обусловлены пробелами в действующем законодательстве. Четко определены права муниципалитетов не принимать неустраивающие их инвестиционные программы, но не дано никаких прав операторам теплового рынка отстаивать получение необходимых средств для финансирования своих планов.

Частично выявленный пробел заполняется механизмами, описанными в ФЗ «О теплоснабжении», который относит к полномочиям субъектов РФ лишь установление тарифов и контроль за соблюдением исполнения законодательства органами местного самоуправления.

Все полномочия по обеспечению надежного теплоснабжения потребителей возлагаются на муниципалитеты, в числе которых разработка и актуализация схемы теплоснабжения, подготовка к отопительному периоду, рассмотрение обращений потребителей и организация экспертизы и аудита по их требованию. В то же время ст.5.2 закона предусматривает возможность передачи полномочий муниципальных образований на уровень субъекта Федерации по соглашению с ним. Однако у теплового источника, инвестировавшего деньги в развитие тепловой схемы, отсутствуют законодательно закрепленные способы гарантировать возврат своих инвестиций.

Группа конфликтов «Скоординированность механизмов территориального и инвестиционного планирования для обеспечения сбалансированного развития систем теплоснабжения с учетом перспективных потребностей»

По требованию федерального законодательства в каждом городе долгосрочная схема теплоснабжения (на 15 лет), должна была быть готова еще в 2011 году, но они до сих пор (по состоянию на февраль 2016 года) не утверждены в 8 из 39 городов с населением свыше 500 тыс. человек и в 10% меньших поселений. Сейчас ответственности за отсутствие схемы нет.

Схема нужна, чтобы определить оптимальную работу системы с точки зрения технологии и экономикии рассчитать необходимые инвестиции в теплоснабжение.

Застройщики ожидают источники подключения новостроек от энергокомпаний, которые, в свою очередь, не могут эти источники предоставить, если схема теплоснабжения с инвестиционными программами энергетиков не утверждена.

Вместе с принятием схемы назначается единая теплоснабжающая организация (ЕТО) -- крупнейший поставщик тепла в муниципальном образовании, владеющий источниками или магистральными теплосетями. ЕТО получает право заключать контракты с остальными поставщиками и теплосетями в пределах своего тарифа, а потребителям гарантирует надежность теплоснабжения. Как правило, конфликты возникают из-за нежелания давать статус ЕТО крупной генерирующей компании -- это грозит закрытием котельных, неэффективных на фоне крупных ТЭЦ, и ликвидацией теплосетей, принадлежащих муниципалитетам или аффилированным с ними компаниям.

Рассмотрим два примера конфликтов между владельцами ТЭЦ и котельных - принятие схем теплоснабжения в городах с населением свыше 500 тысяч жителей Красноярске и Челябинске.

Челябинск: обсуждения в 2015-2016 годах проекта схемы теплоснабжения закончились конфликтом компаний «Фортум» и «Мечел-Энерго». Челябинский филиал ООО «Мечел-Энерго» выразил протест против предложенной схемы развития городских теплосетейи выступил против озвученной представителями финского энергоконцерна идеи создания монополии по теплоснабжению Челябинска. Недовольство компании также вызвали планы по работе актива энергоконцерна «Фортум», Челябинской ТЭЦ-3: разработчик схемы теплоснабжения предложил подключить к ТЭЦ -3 потребителей Металлургического района - в ущерб планам по реконструкции.

Кроме того, представители обеих сторон конфликта заявили, что администрация Челябинска затягивает с утверждением схемытеплоснабжения Челябинска на период с 2015 по 2019 годы.

По словам энергетиков, это препятствует модернизации сетей и другого оборудования, а также может повлиять на качество оказываемых населению услуг.

Сити-менеджер, в свою очередь, заявил, что схема теплоснабжения является стратегическим объектом, который включает вопросы развития города, показывает перспективы развития системы теплоснабжения, но «никак не влияет на текущую работу организации или оказание услуг населению сегодня». «Единой теплоснабжающей организацией в Челябинске сегодня являетсяМУП «ЧКТС», которая продает тепловую энергию непосредственно потребителям. «Фортуму» хотелось бы взять под контроль финансовые потоки продажи тепла конкретным потребителям.http://chel.dk.ru/wiki/skhema-teplosnabzheniya-chelyabinska-2029

Красноярск: в проекте схемы теплоснабжения, которая рассчитана, как и генплан города, до 2033 года предполагается, что до 2025 года в Красноярске будет закрыта большая часть действующих малых угольных котельных, а отапливать районы будут городские ТЭЦ. Руководители ряда котельных с таким планом развития отрасли не согласны.

Разработчики проекта, в частности, сообщали, что провели оценку состояния городской окружающей среды и выяснили: при закрытии котельных и перераспределении тепловой нагрузки на действующие ТЭЦ количество выбросов в окружающую среду снизится. Однако многие противники схемы уверены, что именно ТЭЦ являются основным источником загрязнения воздуха, а увлечение нагрузки только усугубит ситуацию.

Еще одним поводом для дискуссий стал вопрос стоимости тепла для конечного потребителя. Разработчики заявляют, что введение схемы и появление в дальнейшем в городе единой теплоснабжающей организации приведет к снижению тарифа, так как будут созданы конкурентные условия для тех предприятий, у которых ЕТО будет покупать теплоэнергию. Однако владельцы котельных пытаются убедить горожан в обратном. По их заявлениям, весь процесс ведет к монополизации рынка и, как следствие, росту тарифа. Кроме того, представители малых теплоэнергетических предприятий не согласны с предложенными в проекте зонами действия единых теплоснабжающих организаций, заявляя об отсутствии технологической связанности между системами теплоснабжения ТЭЦ и системами теплоснабжения ряда котельных.

В свою очередь разработчик опирается на то, что согласно федеральному закону «О теплоснабжении», приоритет в схеме отдается тем предприятиям, которые одновременно производят и тепловую, и электрическую энергию, то есть именно ТЭЦ. Владельцы котельных же задаются вопросом, что будет с их рабочим персоналом после закрытия производств.http://fedpress.ru/news/conflict_map/socpolitical_conflicts/1429612976-konflikt-nedeli-novaya-skhema-teplosnabzheniya-krasnoyarska-postavila-pod-ug

Резюме по п.2.4

Основной спор касается выбора теплоисточника для новых районов -- ТЭЦ или котельной -- и сроков перевода тепловой нагрузки с котельных на ТЭЦ. Многие муниципалитеты, вопреки требованиям Минэнерго, лишь увеличивают нагрузку на неэффективные котельные вместо их закрытия.

В проблемных городах платежи за тепло распределяются, как правило, через владельцев и арендаторов распределительных теплосетей.

Таким образом, проведенный анализ показывает, что все конфликты в теплоснабжении сосредоточены вокруг единственного вопроса (с нашей точки зрения): кто должен нести бремя финансовых расходов по обеспечению нормального функционирования технологической цепочки «генератор-транспортировщик-сбыт».

ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ КОМПАНИЙ РФ

В последнее пятилетие общее потребление централизованного тепла в России, продолжая более ранние тенденции, росло существенно медленнее, чем потребление электроэнергии (табл. 1). Причины этого связаны, прежде всего, со структурной перестройкой экономики и замещением тепла в технологических процессах потребителей другими энергоносителями.

Таблица 1 - Динамика внутреннего спроса на электроэнергию и централизованное тепло в России.

	2009	2010	2011	2012	2013	2014	Прирост за период
Электропотребление, млрдкВт.ч	978	1021	1041	1063	1055	1059	3,8,2%
Централизованное тепло, млн Гкал	1329	1340	1315	1304	1304	1300	-2,1%

Источник: Росстат РФ

теплоснабжение спрос электроэнергия инвестиция

Традиционно конечный спрос на тепло обеспечивается как котельными, так и электростанциями с комбинированной выработкой (ТЭЦ). Однако, несмотря на увеличение установленной мощности ТЭЦ, отпуск тепла от электростанций последовательно снижался (табл. 2). Соответственно, сокращалась и доля ТЭЦ в структуре предложения тепла потребителям. Причины этого лежат, прежде всего, в неоптимальной тарифной политике региональных властей на локальных рынках тепла, создающей неравные условия для ТЭЦ и котельных (которые, как правило, интегрированы с теплосетевыми активами муниципалитетов).

Таблица 2 - Роль электростанций в теплоснабжении потребителей России

	2010	2011	2012	2013	2014	Прирост за период
Установленная мощность ТЭЦ, млнГВт	84,8	86,5	87,7	88,6	91,2	7,5%
Отпуск тепла от ТЭЦ, млн Гкал	618	608	610	587	589	-4,7%
Доля от суммарного производства тепла, %	46,1	46,3	46,8	45,0	45,3

Источник: Росстат РФ

В структуре выручки ТГК доля продаж тепловой энергии достаточно значительна: по отдельным компаниям она варьируется от 22% до 48%, а в среднем по компаниям составляет 38%. Таким образом, тарифная политика на рынке тепла является очень серьезным фактором, влияющим на экономические показатели генерирующих компаний, параметры финансовой устойчивости, кредитоспособности, инвестиционной привлекательности. Как будет показано далее, результаты работы на рынке тепла оказывают серьезное влияние не только на текущие показатели финансовой успешности, но и на выбор вариантов долгосрочной бизнес-стратегии ТГК, включая расширение или снижение участия на рынке, реструктуризацию и оптимизацию активов (в т.ч. через инвестиции, слияния или разделения).

По результатам реформирования Холдинга РАО «ЕЭС России» территориальные генерирующие компании, созданные преимущественно на базе ТЭЦ бывших АО-энерго, были достаточно успешно приватизированы. В настоящее время 60% мощностей ТГК находятся под управлением частных инвесторов (Ситнез, Ренова, Онэксим, Лукойл, СГК (быв.активы СУЭК), Е4, En+, Фортум), около 27% мощностей контролируется компаниями с государственным участием (Газпром, РЖД) или региональными властями, около 13 % - крупными электроэнергетическими компаниями (ИнтерРАО и Русгидро), которые также являются компаниями с государственным участием. Таким образом, большая часть активов передана в управление частного капитала, и это делает особо актуальной задачу обеспечения приемлемой доходности капитала и инвестиционной привлекательности будущих вложений (табл. 3).

Таблица 3 - Структура собственности в ТГК

Компания	Мощность электростанций компании (2014 г.), ГВт	То же в % от суммарной	Основной собственник
ТГК-1	7,25	8%	Газпром
ТГК-2	3,07	3%	Частный инвестор
Мосэнерго	12,9	14%	Газпром
Квадра (ТГК-4)	3,98	4%	Частный инвестор
Т-плюс	15,7	17%	Частный инвестор
Компании бывш. ТГК-8	4,45	5%	Частный инвестор
Фортум (ТГК-10)	4,85	5%	Частный инвестор
ТГК-11	2,04	2%	ИнтерРАО
ТГК-12	4,6	5%	Частный инвестор
ТГК-13	2,9	3%	Частный инвестор
ТГК-14	0,65	1%	РЖД
ТатГК	4,17	4%	Региональное правительство
БашГК	4,16	4%	ИнтерРАО
СИБЭКО	5,35	6%	Частный инвестор
Иркутскэнерго	12,2	13%	Частный инвестор
ДГК	5,9	6%	Русгидро

Источник: публичная корпоративная отчетность

Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения тарифного регулирования

Анализ годовой бухгалтерской отчетности ТГК показывает, что их рентабельность операционной деятельности Отношение валовой прибыли к себестоимости производства в последние годы не превышала 9-10 %, что заметно ниже средней по генерации (табл. 4, рис. 1). При этом основной причиной столь низкой доходности ТГК является необоснованное тарифное регулирование по теплу. Существующий уровень тарифов на отпуск тепла явно недостаточен для поддержания нормальной рентабельности производства тепла на ТЭЦ, что негативно влияет на всю экономику ТГК. Анализ рентабельности производства тепла показывает, что практически все ТГК по этому виду бизнеса работают в убыток - отрицательная рентабельность в последние годы в среднем составляла от -6 % до -8 % (табл. 4, рис. 2).

Таблица 4 - Рентабельность операционной деятельности ТГК за отчетный период (в среднем по компаниям)

	2010	2011	2012	2013	2014	Среднее за период
Рентабельность генерации в целом, %	23%	24%	19%	22%	23%	22%
Рентабельность ТГК в целом, %	6%	7%	6%	9%	10%	7%
Рентабельность ТГК по электроэнергии, %	18%	17%	16%	21%	25%	20%
Рентабельность ТГК по теплу, %	-7%	-6%	-8%	-8%	-8%	-7%

Источник: публичная корпоративная отчетность

Рисунок 1 - Динамика рентабельности ТГК по всем видам деятельности (медиана и диапазоны по компаниям)

Рисунок 2 - Динамика рентабельности по теплу ТГК

(медиана и диапазоны по компаниям)

Более подробные данные о динамике рентабельности ТГК по теплу приведены в Таблице 5б. Большинство ТГК в течение последних лет действительно были стабильно убыточными по теплу. При этом минимально убыточными (а иногда и слегка прибыльными) можно назвать ТГК-2 и Иркутскэнерго, а также ТГК-8, где рентабельность по теплу не опускалась ниже -5%, а иногда была и положительной. В последние годыулучшение показателей можно отметить лишь у нескольких ТГК (ТГК-10, Иркутскэнерго, Новосибирская ГК).

Таблица 5а - Рентабельность по всем видам деятельности ТГК за отчетный период (по отдельным компаниям)

	2010	2011	2012	2013	2014
ТГК-1	13%	11%	9%	11%	10%
ТГК-2	2%	4%	9%	8%	8%
Мосэнерго (быв. ТГК-3)	7%	8%	6%	10%	8%
ПАО «Квадра» (быв. ТГК-4)	12%	12%	4%	10%	7%
ТГК-5	5%	5%	1%	4%	9%
ТГК-6	-1%	1%	0%	1%	1%
ТГК-7	8%	3%	3%	6%	6%
ТГК-9	6%	2%	2%	1%	5%
Группа «Т-плюс» (до 2014 г. сводная по ТГК 5-7, 9)	5%	3%	2%	3%	5%
Группа Лукойл (быв ТГК-8)	4%	7%	8%	8%	17%
Фортум (быв. ТГК-10)	-13%	16%	13%	15%	22%
АО «ТГК-11»	16%	14%	11%	7%	5%
ТГК-12	13%	1%	1%	н/д	н/д
ТГК-13	0%	0%	15%	н/д	н/д
ТГК-14	2%	6%	-11%	6%	8%
СИБЭКО (Новосибирская ГК)		7%	8%	12%	17%
ПАО «Иркутскэнерго» (с учетом ГЭС)	43%	46%	30%	34%	37%
ДГК	6%	14%	2%	5%	3%

Источник: публичная корпоративная отчетность

Таблица 5б - Рентабельность операционной деятельности ТГК по теплу за отчетный период (по отдельным компаниям)

	2010	2011	2012	2013	2014
ТГК-1	-1%	-9%	-8%	-8%	-8%
ТГК-2	-3%	-2%	1%	2%	-1%
Мосэнерго (быв. ТГК-3)	-6%	-4%	-5%	-4%	-6%
ПАО «Квадра» (быв. ТГК-4)	2%	-5%	-11%	-8%	-10%
ТГК-5	-15%	-17%	-18%	-15%
ТГК-6	-14%	-15%	-17%	-19%
ТГК-7	-8%	-10%	-12%	-10%
ТГК-9	-6%	-8%	-11%	-12%
Группа «Т-плюс» (до 2014 г. сводная по ТГК 5-7, 9)	-9%	-11%	-13%	-13%	-12%
Группа Лукойл (быв ТГК-8)	-4%	-3%	-4%	-3%	-2%
Фортум (быв. ТГК-10)	-7%	-8%	-14%	-12%	2%
АО «ТГК-11»	19%	21%	17%	1%	-4%
ТГК-12	-11%	-11%	-10%	н/д	н/д
ТГК-13	-8%	-7%	-8%	н/д	н/д
ТГК-14	-8%	1%	-10%	-6%	-4%
СИБЭКО (Новосибирская ГК)		-12%	-3%	-3%	2%
ПАО «Иркутскэнерго»	1%	-3%	-2%	1%	6%
ДГК	-12%	-14%	-13%	-8%	-13%

Источник: публичная корпоративная отчетность

Низкая рентабельность ТГК негативно сказывается на их инвестиционных возможностях. В условиях роста общей инвестиционной активности в электроэнергетике в последние 5-7 лет капиталовложения ТГК остаются стабильными в текущем выражении, но в реальном исчислении (с поправкой на инфляцию) их годовой объем снизился примерно на треть (табл. 6).

С одной стороны, низкая рентабельность не позволяет компаниям аккумулировать значительные инвестиционные ресурсы из прибыли. Как показано в Таблице 6, доля прибыли в суммарных инвестициях ТГК в среднем за период была немногим более 10%. С другой стороны, низкая рентабельность не позволяет обеспечить стабильный уровень дивидендов, что ограничивает возможности для привлечения инвестиционных ресурсов за счет дополнительного акционерного капитала.

Таблица 6 - Структура инвестиционных ресурсов ТГК

	2010	2011	2012	2013	2014	Среднее за период
Суммарные инвестиции, млрдруб	89,3	100,5	109,7	104,1	93,4
То же в реальном выражении, млрд. руб. 2014 года	145,9	134,1	126,4	118,5	93,4
Доля амортизационных отчислений, %	32%	31%	33%	40%	48%	37%
Доля прибыли, %	10%	7%	10%	17%	13%	11%
Доля заемных ресурсов, %	58%	62%	57%	43%	39%	52%

Источник: публичная корпоративная отчетность

Другой внутренний источник инвестиций - амортизационные отчисления, также достаточно ограничен по величине. Это связано во многом с заниженной базой для их начисления, поскольку при формировании ТГК первоначальная стоимость, как правило, принималась по остаточной стоимости уже весьма изношенных активов. В целом,амортизационные отчисления обеспечивали ТГК от трети до половины суммарных инвестиций. Однако вклад этого источника по отдельным ТГК в разные годы оказывался существенно ниже из-за неравномерности инвестиций при реализации крупных инвестиционных проектов в рамках договоров поставки мощности (ДПМ).

Ввиду ограниченности собственных финансовых ресурсов для финансирования капиталовложений в рамках инвестиционных обязательств по программе ДПМ ТГК были вынуждены идти на массированное заимствование капитала - как правило, в форме краткосрочных и долгосрочных кредитов.

Для оценки долговой нагрузки в сегменте теплофикации можно использовать традиционный для корпоративного анализа показатель «долг/EBITDAEBITDA (сокр. от англ. Earningsbeforeinterest, taxes, depreciationandamortization) -- аналитический показатель, равный объёму прибыли до вычета расходов по выплате процентов и налогов, и начисленной амортизации.». Его отчетная динамика в среднем по ТГК показывает форсированный рост долга в условиях стагнации амортизационных отчислений и прибыли. Достигнутые в среднем по сегменту значения в 3,7-3,9 отн.ед. (рис. 3) явно превышают предельный уровень соотношения заемных и собственных средств, рассматриваемый в отрасли при планировании инвестиционных программ компаний с государственным участием (2,7 - 3).

Рисунок 3 - Динамика кредитной нагрузки ТГК в виде отношения Долг/EBITDA (медиана и диапазоны по компаниям)

Анализ ретроспективной динамики (табл. 7) показывает, что реализация масштабных инвестиционных программ, простимулированная государством через механизм ДПМ, оказалась неадекватной финансовым возможностям ТГК в действующих условиях ценообразования. В условиях дефицита собственных средств практически все компании были вынуждены наращивать свои кредитные обязательства, по сути, достигнув предела кредитоспособности.

Более подробно это иллюстрируется данными Таблицы 7.

В настоящее время наименьшие показатели кредитной нагрузки (не выше 2) имеют Мосэнерго, ТГК-1 и Новосибирская ГК. Наиболее заметный рост кредитной нагрузки наблюдается в ДГК и ТГК-4, а также в Мосэнерго. Ряд компаний по завершении основных инвестиционных проектов и проведения реструктуризации активов все же снижают свою кредитную нагрузку (ТГК-1, ТГК-8, Фортум, ТГК-12, ТГК-13).

Таблица 7- Динамика кредитной нагрузки отдельных ТГК (отношение Долг/EBITDA)

	2010	2011	2012	2013	2014
ТГК-1	2,4	3,3	3,0	2,2	2,0
ТГК-2	10,5	9,8	4,6	4,4	4,0
Мосэнерго (быв. ТГК-3)	0,9	0,7	0,9	1,0	2,0
ПАО «Квадра» (быв. ТГК-4)	0,7	1,1	6,0	4,9	8,4
ТГК-5	7,0	7,7	17,7	15,4	-
ТГК-6	8,9	6,3	7,5	9,5	-
ТГК-7	0,7	1,9	3,0	2,3	-
ТГК-9	4,8	12,5	10,9	14,8	-
Группа «Т-плюс» (до 2014 г. сводная по ТГК 5-7, 9)	3,6	6,3	7,6	7,3	8,3
Группа Лукойл (быв ТГК-8)	8,8	7,1	5,5	4,5	3,0
Фортум (быв. ТГК-10)	-3,2	3,0	4,6	4,3	3,7
АО «ТГК-11»	1,2	2,9	6,1	3,2	2,9
ТГК-12	0,0	9,8	15,2	20,3	2,8
ТГК-13	9,8	19,5	4,7	5,0	3,0
ТГК-14	1,8	2,2	н/д	3,4	2,6
СИБЭКО (Новосибирская ГК)	н/д	4,8	1,8	1,9	0,0
ПАО «Иркутскэнерго»	0,6	0,5	0,8	1,5	2,3
ДГК	4,9	3,4	8,0	5,4	6,8

Источник: публичная корпоративная отчетность

Даже после прохождения пика инвестиций, ярко выраженная динамика снижения долговой нагрузки отсутствует, поскольку внутренние финансовые резервы большинства компаний недостаточны для быстрого погашения долга. Хотя сценарии банкротства ТГК представляются в настоящее время нереалистичными, потеря финансовой устойчивостизаставляет менеджмент либо рефинансировать долг за счет новых заимствований, либо принимать решения о реструктуризации своих активов:

1). Наиболее естественным решением было бы закрытие наиболее убыточных ТЭЦ. Однако быстрая реализация таких решений создает серьезные риски надежного теплоснабжения в зоне обслуживания каждой электростанции (в большинстве случаев ТЭЦ является единственным крупным источником тепла, т.к. системы теплоснабжения, объединяющие несколько электростанций и крупных котельных, существуют лишь в крупнейших городах или их районах). В результате на оптовом рынке в последнее время сформировался достаточно большой объем мощности ТЭЦ, избыточных для баланса, но вывод которых пока невозможен из-за требований надежного теплоснабжения потребителей.

Суммарная мощность таких электростанцийпо результатам отбора на 2014 год составила 3,4 ГВт, а в отборе на 2015 год выросла до 7,2 ГВт.На 2016 год объем «вынужденной по теплу» генерации был утвержден до результатов отбора и составил 6,7 ГВт. Оплата мощности «вынужденной» генерации осуществляется по тарифам, утверждаемым ФАС России (ранее ФСТ России); при этом действует трехлетний период, в течение которого местные власти должны реализовать альтернативное решение по теплоснабжения, как правило - строительство новой котельной или перевод в режим котельной самой ТЭЦ.

2). В условиях ограничений на вывод убыточных активов из эксплуатации ряд компаний (ТГК-12, ТГК-13) решили улучшить финансовыепоказатели за счетвыделения из своего состава наиболее проблемных станций и их передачей в управление других (промышленных или муниципальных) собственников. Это же относится и к выделению Тверской генерации из состава ТГК-2. Пытаясь улучшить свои финансовые показатели за счет выделения части проблемных активов, ТГК одновременно и теряют часть рынка, связанного с теплоснабжением конкретных ТЭЦ, выводимых за рамки компаний.При этом сами выделяемые ТЭЦоказываются в гораздо худших экономических условиях, способствующих их дальнейшей деградации (за исключением, возможно, ряда электростанций, которые встраиваются в производственные цепочки крупных потребителей).

3). Для других компаний с «закритическими» долговыми обязательствами было проведено укрупнение активов в единую компанию (объединение ТГК 5,6,7 и 9 в компанию Т-плюс). Однако пока уровень кредитной нагрузки объединенной компании продолжает оставаться высоким и расти.Можно говорить о том, что при сохранении существующих механизмов формирования выручки в ТГК, прежде всего - на рынке тепла, теплогенерирующие компании оказываются неспособными к продолжению активного инвестирования:

возможности аккумулирования собственных ресурсов по-прежнему ограничены низкой рентабельностью и низкой стоимостью фондов, на основе которой рассчитываются амортизационные отчисления;

дополнительно к этому, низкая рентабельность и невысокий объем амортизационных отчислений не позволяют наращивать показатель EBITDA и тем самым сокращают «плечо» для привлечения заемных средств без критического ухудшения показателей кредитоспособности;

сами же возможности привлечения кредитных ресурсов ограничены высоким существующим уровнем нагрузки и дополнительно осложняются удорожанием и усложнением доступа к внешнему капиталу в кризисный период;

возможности привлечения средств через эмиссию акций также минимальны из-за негарантированности дивидендного дохода и низкой биржевой стоимости бумаг ТГК и высокой волатильности этой стоимости, особенно в условиях макроэкономической неопределенности.

В то же время инвестиционные вызовы, стоящие перед ТГК, отнюдь не снижаются, что связано с продолжающимся физическим и моральным старением основной массы генерирующего оборудования ТЭЦ. Инвестиционная активность последних лет была ориентирована на увеличение установленной мощности электростанций, во многом - за счет расширения существующих объектов. В целом за период 2010-2014 гг., вводы мощности в 2 раза превысили вывод мощностей ТЭЦ. При этом из 9,8 млн.ГВт введенной мощности лишь четверть можно рассматривать как вводы на замену существующего оборудования (табл. 8).

Таблица 8 - Изменение установленной мощности ТЭЦ ТГК, млнГВт

	2010	2011	2012	2013	2014	Всего за период
Установленная мощность ТЭЦ	84,8	86,5	87,7	88,6	91,2
Вывод мощности	0,8	1,1	1,2	0,5	0,9	4,5
Ввод мощности	1,3	2,5	2,1	1,3	2,6	9,8
В т.ч. по проектам ДПМ	0,3	1,9	2,0	0,7	2,3	7,2
Средний возраст мощностей ТЭЦ ТГК	32	32	31	32	31

Источник: отчеты СО-ЕЭС, возраст мощностей - расчеты экспертов на основе данных о годах ввода)

В ближайшие 5 лет около 38-42% находящихся в эксплуатации мощностей ТЭЦ в ЕЭС России (26-28 ГВт) достигнут паркового ресурса и потребуют инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования. Если соотнести этот объем со средним ежегодным вводом за последнее пятилетие (около 2 ГВт), то при существующей интенсивности инвестиционной программы для его обновления потребуется не 5, а целых 13 лет (при том, что к 2025 году паркового ресурса достигнет еще 10 ГВт мощностей действующих ТЭЦ). Даже если не рассматривать замену 100% достигающих ресурса мощностей, а хотя бы по 50% из них рассматривать проекты модернизации с частичной заменой отдельных компонент блоков (в 2-3 раза менее затратной, чем новые вводы), то и в этом случае инвестиционная нагрузка на ТГК оказывается стабильно высокой на протяжении ближайших 10-15 лет.

Наиболее критическими с точки зрения инвестиций являются угольные ТЭЦ, оборудование которых более старое и в последние годы обновлялось с минимальными темпами. К 2020 году 41% ТЭЦ (или около 11 ГВт), запроектированных на уголь, достигнут паркового ресурса.

Географически наиболее критичными являются регионы Уральского ФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса, а также Южного и Привложского ФО, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43 % действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в каждом ФО есть регионы с критическим показателем выработки ресурса к 2020 году (в % от мощности ТЭЦ в 2014 году):

В Центральном ФО: Брянская (50%), Смоленская (60%), Рязанская (75%) области;

В Северо-западном ФО: Архангельская область (53%), Республика Коми (78%);

В Южном ФО: Астраханская (52%) и Волгоградская (56%) области;

В Привложском ФО: Оренбургская область (57%), Удмуртия (63%), Башкирия (67%), Саратовская область (74%), Мари (87%);

В Уральском ФО: Свердловская (52%) и Тюменская (64%) области;

В Сибирском ФО; Алтай (50%) и Читинская область (63%);

В дальневосточном ФО - Приморский край (70%).

В условиях стагнации спроса на тепло модернизация или замена оборудования на существующих ТЭЦ является главным инвестиционным приоритетом. Развитие же новых ТЭЦ будет иметь ограниченный и точечный характер - прежде всего в районах новой массовой застройки.

Однако, обновление действующих электростанций не должно быть тотальным и учитывать экономические и балансовые реалии:

1). Для ТЭЦ с наиболее высокими эксплуатационными затратами, неконкурентоспособными в рынке мощности и отнесенных к категории «вынужденных», необходимы решения по их замене новыми электростанциями или котельными, обеспечивающими потребителей в прежней зоне теплоснабжения.

2). Для ряда ТЭЦ объемы поставок тепла в зоне обслуживания существенно сократились из-за потери крупных потребителей (закрытие, модернизация с переходом на другой энергоноситель, строительство собственных источников тепла). Это делает обоснованным лишь частичную модернизацию энергомощностей, исходя из нового уровня спроса.В целом, можно сказать, что сокращение инвестиционных планов по модернизации ТЭЦ однозначно приведет к быстрому росту эксплуатационных затрат на расширенные ремонты (в т.ч. восстановительно-аварийные) оборудования, эксплуатируемого за пределами ресурса. Но главное - это столь же быстрое нарастание рисков крупных аварий с отключением потребителей в зонах обслуживания отдельных ТЭЦ.

Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения физической надежности оборудования

Результаты инвестиционной активности последних лет не привели к существенному изменению возрастного уровня генерации ТГК. Средний возраст 1 кВт мощности ТЭЦ территориальных генерирующих компаний по-прежнему остается высоким (31-32 года). За счет достаточно активного ввода мощностей в последние годы удалось стабилизировать средний возраст оборудования ТЭЦ (рис. 4), однако с прекращением программы поддержки инвестиций в рамках ДПМ неизбежно вернется тенденция увеличения среднего возраста. Показатель возраста оборудования существенно различается по отдельным ТГК, как и его динамика (табл. 9).

Наиболее «молодыми» (около 27 лет) в настоящее время являются мощности электростанций Мосэнерго, Фортума, ТГК-1. При этом, если в Мосэнерго, несмотря на реализацию инвестиционных проектов из-за масштаба компании все равно продолжается медленное увеличение возраста, интенсивное обновление активов в ТГК-1 позволило снизить возраст с 34 до 27 лет на 5 лет. Такая же динамка (снижение с 30 до 27 лет) характерна для Фортума, хотя здесь омоложение фондов было обеспечено за счет ввода конденсационных мощностей Няганской ГРЭС.

Наиболее возрастными остаются мощности ТГК-4, Иркутскэнерго, ТГК-14 и ТГК-11. При этом устойчивый рост среднего возраста характерен для оборудования ТЭЦ в Иркутскэнерго и ТГК-14.

Рисунок 4 - Динамика среднего возраста 1 кВт установленной мощности электростанций ТГК, лет(медиана и диапазоны по компаниям)

Таблица 9 - Динамика среднего возраста 1 кВт установленной мощности электростанций по отдельным ТГК, лет

	2010	2011	2012	2013	2014
ТГК-1	34	30	26	26	27
ТГК-2	36	37	34	35	34
Мосэнерго (быв. ТГК-3)	34	35	36	37	38
ПАО «Квадра» (быв. ТГК-4)	24	25	26	27	27
Группа «Т-плюс» (до 2014 г. сводная по ТГК 5, 6, 7, 9)	34	34	34	34	32
Группа Лукойл (быв ТГК-8)	34	33	30	29	30
Фортум (быв. ТГК-10)	30	25	26	27	27
АО «ТГК-11»	33	34	35	33	34
Сибирская генерирующая компания	33	34	33	34	33
ТГК-14	39	40	41	42	43
ПАО «Иркутскэнерго»	35	36	37	37	38

Источник: расчеты экспертов на основе данных о годах ввода

Нарастающий дисбаланс между инвестиционными требованиями и инвестиционными ресурсами становится все более серьезной проблемой для сектора теплоснабжения. Если первая волна инвестиционной активности была поддержана средствами от приватизации активов и заемным капиталом, то следующая волна, обеспечивающая своевременно и масштабное обновление существующих мощностей ТЭЦ, вряд ли состоится без пересмотра тарифной политики в сфере теплоснабжения.

Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения физической надежности оборудования

При сохранении же существующих тенденций просматривается два сценария развития ситуации.

В первом сценарии «выживания в рынке» ТГК будут сталкиваться с прогрессирующим старением оборудования, нарастанием рисков его надежной работы. Снижение этих рисков потребует все больших объемов ремонтных затрат на электростанциях и находящихся на балансе тепловых сетях, однако возможности такой «растянутой во времени» модернизации будут все равно ограничены объемом выручки, формируемой на рынке электроэнергии, мощности и тепла. Дополнительные риски связаны здесь и с антимонопольным контролем за обоснованностью ценовых заявок на рынке мощности и ограничениями по отнесению затрат на мощность, заявляемую на оптовом рынке в конкурентный отбор.