Стратегия развития теплоэнергетики Алтайского края

УДК 621

В.А. Писарев

Стратегия развития теплоэнергетики Алтайского края

В условиях реформирования электроэнергетики Российской Федерации Правительство РФ и РАО «ЕЭС России» ставит нас перед фактом своего отказа от теплоэнергетики. Более того, по своему содержанию предстоящая реформа направлена на отказ от неэффективных станций, к каким относятся большинство ТЭЦ, находящихся в составе региональных энергосистем. Региональная теплоэнергетика поставлена в условия выживания, которое в большой степени будет зависеть от правильно выбранной стратегии развития.

Целью развития теплоэнергетики Алтайского края является построение эффективной системы управления теплоэнергетикой на региональном уровне и уровне муниципалитетов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- разработка и внедрение экономически обоснованной системы распределения затрат между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ г. Барнаула;

- разработка системы тарификации тепловой энергии;

- снижение издержек производства в отрасли теплоэнергетики;

- создание структуры теплоэнергетики региона;

- создание условий для привлечения инвестиций в тепловую энергетику.

Экономически обоснованное разделение затрат между электро- и теплоэнергией

Главным вопросом для ТЭЦ в условиях реформирования является определение стоимости тепловой и электрической энергии. Учитывая перспективы реформирования энергетики, необходим такой механизм разделения затрат, который:

- обеспечит справедливое разделение затрат с точки зрения локального рынка тепла и позволит конкурировать на рынке свободного ценообразования;

- позволит станциям выявлять непроизводственные издержки.

Существует множество подходов к распределению затрат между электро- и тепло-энергией. Рассмотрим некоторые из них:

1. Физический (балансовый) метод. Расход условного топлива на отпуск теплоэнер-гии от ТЭЦ принимается таким же, каким он был бы при раздельном получении тепла от котельной. Все затраты между электро- и теплоэнергией распределяются в процентном отношении пропорционально расходу условного топлива. Физический метод соответствует условиям энергобаланса ТЭЦ, но в то же время не лишен недостатков. При его применении не учитывается энергетическая ценность (параметры) тепла, используемого для отпуска внешним потребителям. Вся экономия от комбинированного производства относится на электроэнергию, в связи с чем, показатель удельного расхода условного топлива на производство электроэнергии получается ниже, чем на ТЭС.

2. Расчет тарифов на ФОРЭМ утвержденный ФЭК

3. метод раздельной рентабельности. В соответствии с данным методом составляется полная смета затрат ТЭЦ, к сумме затрат добавляется прибыль. Затем, учитывая цены на электроэнергию в данном регионе на ФОРЭМ, определяют выручку от продажи электроэнергии, а остаток относят на производство тепловой энергии. Тариф на тепло Тт (руб/Гкал.ч) определяется по формуле:

Тт = Д - ТэN

Q '

где: Д - выручка ТЭЦ; N - количество проданной электроэнергии, МВт/ч; Тэ - цена электроэнергии на ФОРЭМ, руб/МВтч. Метод раздельной рентабельности близок к экономическим методам, используемым в Западной Европе.

4. Эксергетический метод. Отражает технологическую суть процесса производства энергии. Практически не применяется.

Разработка системы тарификации тепловой энергии

Сегодня в Алтайском крае действует система одноставочных тарифов на тепловую энергию. Расчет производится путем суммирования экономически обоснованных затрат и прибыли энергоснабжающей организации, приходящихся на тепловую энергию, и деления их на плановое количество потребления электроэнергии. При этом не учитывается подключенная тепловая мощность. Основными недостатками существующей системы являются:

- тарифы не выполняют функцию стимулирования энергосбережения, так как абсолютно одинаковы для всех категорий потребителей;

- перекрестное субсидирование и принятая система распределения затрат приводят к потере рынка тепла: крупные промышленные потребители строят котельные, муниципальные органы власти также предпочитают строительство собственных мини-котельных централизованному теплоснабжению;

- энергоснабжающая организация несет убытки как от снижения отпуска тепла, так и от увеличения доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу, что приводит к необходимости покупки более дешевой электроэнергии на ФОРЭМ и еще более увеличивает зависимость энергосистемы Алтайского края от внешних источников.

При дальнейшем сохранении подобной динамики падения производства тепловой энергии на станциях г. Барнаула можно говорить о закрытии в ближайшем будущем Барнаульских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 по причине убыточности.

Таким образом, необходима разработка такой системы тарификации тепловой энергии, которая бы стимулировала потребителей к энергосбережению с одной стороны, и была бы выгодна для ТЭЦ и тепловых сетей в плане снижения нагрузки на оборудование - с другой.

На сегодняшний день предлагаются следующие системы тарификации тепловой энергии:

1. Двухставочные тарифы на тепловую энергию и мощность, рассчитываемые в соответствии с Методическими указаниями о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке, утвержденными ФЭК РФ. В соответ-

ствии с данными методическими указаниями тарифная ставка делится на ставку за энергию и ставку за мощность. По мощности все потребители дифференцируются на потребителей пара и потребителей горячей воды. По энергии потребители пара дифференцируются по параметрам подаваемого пара. Потребители тепловой энергии в горячей воде не дифференцируются.

2. Маргинальные двухставочные тарифы. Исследование по вопросу маргинальных тарифов проведено А. Б. Богдановым. Маргинальная цена энергии - это цена, основанная на определении предельно низких и предельно высоких затрат на производство дополнительной единицы энергии. Принципы расчета маргинальной стоимости тепловой энергии:

Потребители тепловой энергии в регионе разбиваются по числу часов использования максимума нагрузок на четыре категории: базовые потребители; полубазовые потребители; пиковые потребители; внепиковые потребители. Ставка платы за мощность дифференцируется по данным категориям, ставка платы за энергию распределяется между потребителями по параметрам пара и горячей воды.

Снижение издержек производства при производстве и передаче тепловой энергии

Основными направлениями снижения издержек являются:

- снижение себестоимости производства тепловой энергии. Снижение себестоимости возможно за счет оптимизации режимов работы оборудования, использования проектного топлива, реконструкции существующего оборудования;

- снижение потерь при передаче тепловой энергии. Возможно за счет реконструкции тепловых сетей, улучшения теплоизоляции.

С 2001 г. в ОАО «Алтайэнерго» разработана и исполняется программа снижения издержек производства. Ожидаемый эффект от реализации Программы в 2002 году составит порядка 70 млн. руб.

Создание структуры теплоэнергетики региона

В настоящее время теплоэнергетика региона состоит из 2 частей:

1. Региональная теплоэнергетика. К ней относятся ТЭЦ ОАО «Алтайэнерго», Бий-ская ТЭЦ-1, а также крупные промышленные котельные. Регулирование тарифов

осуществляется Региональной энергетической комиссией Алтайского края.

2. Муниципальная теплоэнергетики. Районные, квартальные, мелкие промышленные котельные. Регулирование тарифов осуществляется муниципальными органами власти.

Привлечение инвестиций в теплоэнергетику

Для успешного привлечения инвестиций необходимо четкое осознание, как со стороны АО, так и со стороны Администрации того факта, что основной целью привлечения инвестиций является надежное и бесперебойное обеспечение тепловой энергией потребителей. Для этого необходимо реконструировать существующие генерирующие мощности, а также, по возможности, начать строительство новых. На рисунке представлена принципиальная схема вариантов развития генерирующих мощностей:

Как видно из рисунка, каждый из вариантов развития генерирующих мощностей требует вложения значительных средств, которых нет в настоящее время ни у ОАО «Ал-тайэнерго», ни у краевой Администрации. Следовательно, важнейшей задачей является привлечение инвестиций. Инвестиционная

привлекательность генерирующих предприятий для потенциальных инвесторов в настоящее время достаточно низка, что вызвано влиянием следующих факторов:

- отсутствие финансовой прозрачности деятельности станций. Действующая система тарифообразования, при которой тариф для энергосистемы утверждается исходя из общих затрат, не дает возможности определить финансовые результаты деятельности генерации;

- низкая рентабельность тарифов на электрическую и тепловую энергию. Энергосистема Алтайского края в последние годы (1997-2001 гг.) работала с убытками, что связано, в первую очередь, с несвоевременным регулированием тарифов. Кроме того, утверждаемые тарифы, как правило, не обеспечивали покрытия всех экономически обоснованных затрат АО «Алтайэнерго»;

- огромная кредиторская задолженность энергосистемы, которая в настоящее время превышает дебиторскую в 2 раза. Образование такой кредиторской задолженности вызвано неплатежами потребителей за электро-и теплоэнергию, а также несвоевременным регулированием тарифов.

Реабилитация

БТЭЦ-3 1600 млн.руб. Увеличение годовой выработки на 0,4 млрд. кВтч., 600 тыс. Гкал.

Реабилитация БТЭЦ-2. По приблизительным подсчетам около 600 млн. руб.

Строительство Ка-

тунской ГЭС Все строительство:

32000 млн.руб. Годовая выработка 7,58 млрд. кВтч. Чемальская ГЭС (контррегулятор) 3100 млн. руб. Годовая выработка 1,58 млрд. кВтч.

Строительство 2й очереди БТЭЦ-3 Все строительство:

15000 млн. руб., годовая выработка 3,2 млрд. кВтч., 3150 тыс. Гкал. 1-й пусковой комплекс: 8000 млн. руб., годовая выработка 0,593 млрд. кВтч, 630 тыс. Гкал.

Принципиальная схема вариантов развития генерирующих мощностей

Помимо вышеперечисленных факторов, инвестиционная привлекательность напрямую зависит от стоимости компании. Стоимость компании определяется ее способностью приносить владельцу прибыль в том или ином виде.

Таким образом, существуют 2 варианта возможного инвестирования:

1. Инвестиции в конкретные проекты. В настоящий момент являются наиболее вероятным вариантом, при условии обеспечения приемлемой нормы рентабельности.

2. Инвестиции в компанию (портфельные инвестиции). Возможны только при условии обеспечения достаточной доходности генерирующих компаний.

Итак, предпосылки для привлечения инвестиций в генерирующие мощности следующие:

1. Наличие финансово прозрачных, информационно открытых генерирующих компаний.

2. Оптимизация издержек производства тепловой и электрической энергии.

3. Наличие системы государственного регулирования тарифов на производство тепловой и электрической энергии, основанной

Литература

на экономическом обосновании величины затрат и прибыли.

4. Гарантии возврата вложенных средств и получения прибыли инвестору со стороны региональной администрации. Возможно использовать механизм представления налоговых льгот на строительство и реконструкцию генерирующих мощностей.

Будущее Барнаульских ТЭЦ и системы централизованного теплоснабжения г. Барнаула зависит от решений, принимаемых сегодня руководством ОАО «Алтайэнерго», Региональной энергетической комиссии и Администрации края. Следствием их возможных совместных действий в области инвестиционной и тарифной политики энергетики края может явиться создание инвестиционно привлекательных компаний на базе ТЭЦ, и дальнейшее развитие систем централизованного теплоснабжения на территории края, либо выбытие станций из конкурентной борьбы и поиск других, альтернативных источников тепловой и электрической энергии. Вопрос касается обеспечения теплом и электроэнергией г. Барнаула, поэтому требует серьезной подготовки.

Алимурадова И.А. Тарификация электрической и тепловой энергии ТЭЦ эконо-

мическими методами // Экономика и финансы электроэнергетики, 2002. №2.