Как заработать денег на теплоснабжении?

Как заработать денег на теплоснабжении? На самом деле очень просто! Нужно чтобы вам разрешили строить для домов котельные, вместо того, чтобы запитывать их дешевой теплоэнергией от ТЭЦ, а разницу между тарифами вам заплатили из бюджета города (скинемся всем миром!).
Да-да! Тепло — это социальный продукт, поэтому цена на него строго ограничена тарифами… и цена эта очень похожа на рыночную стоимость теплоэнергии от ТЭЦ, на которой от 30% до 50% всей теплоэнергии является побочным продуктом производства электроэнергии. Т.е. жители запитанные теплом от котельных платят за него столько же, сколько и граждане запитанные теплом от ТЭЦ, но т.к. тепло от котельных дороже чем от ТЭЦ, то разницу компенсирует городской бюджет!
Но так как ТЭЦ строили проклятые большевики из СССР, то это теперь не наш путь! Наставим везде 25-этажек с модульными котельными, чтобы дым из труб летел в окна!


А самая большая проблема — это хотят поставить на поток, вводя всякие странные методы, например альтернативной котельной! 

Далее приведу ссылку на статью по данному вопросу от профессиональных энергетиков:
https://energoholding.gazprom.ru/press/about-company/2020/03/23/

Новые веяния создания квазирыночных отношений во всех отраслях экономики дошли до социальных продуктов и услуг, таких как водоснабжение, водоотведение, передача электроэнергии. Первым в этом списке стало теплоснабжение. В настоящее время уже принято решение о внедрении ценообразования на тепловую энергию по методу «альтернативной котельной». Пока этот метод применяется как противовес иным видам регулирования (экономически обоснованных затрат, индексации), хотя первоначально его планировали сделать основным для ценообразования на тепло. Массовое внедрение «альтернативной котельной» сдерживается разнонаправленными результатами, полученными в ходе пробного перехода в ряде регионов. Так, в Новгородской, Ивановской и Архангельской областях тарифы на тепло снизились от 40–60 %, а в Кемеровской, Астраханской, Пензенской областях, в Хакассии, Башкирии и в Чувашская республике они выросли на 50–75 %. Столь сильные колебания далеко не всегда оказались оправданными и объяснимыми. В результате было принято решение о применении нового подхода в ценообразовании только как одного из нескольких допустимых.

Более того, для перехода на данный метод необходимо соблюдение обязательного условия — получения согласия четырех сторон на внедрение модели, а именно: единой теплоснабжающей организации (ЕТО), органов местного самоуправления, региональной власти и Правительства России.

Такая непростая модель перехода стала вполне рабочей. В настоящее время на ценообразование по модели «альтернативной котельной» перешли четыре муниципальных образования: города Рубцовск и Барнаул (Алтайский край), поселок Линёво (Новосибирская область) и Ульяновск. Запущена процедура перехода к альтернативному методу еще в целом ряде регионов.

В последнее время все чаще стали звучать предложения пересмотреть принцип добровольности применения модели и обязать города, отвечающие определенным критериям (наличие ТЭЦ в системе теплоснабжения и население более 500 тысяч жителей), использовать исключительно новую модель, тем самым, превратив некогда «альтернативную котельную» в ее безальтернативный аналог.

Массовое внедрение «альтернативной котельной» сдерживается разнонаправ­ленными результатами пробных переходов в ряде регионов

Попробуем разобраться, насколько готов рынок тепловой энергии России к работе в рамках метода «альтернативной котельной», но на безальтернативной основе. Прежде всего, необходимо сопоставить декларацию концепции новой модели и заложенного в ней альтернативного технического решения.

Итак, новая модель представляет собой оценку предельной цены 1 Гкал тепла, по которой любой потребитель, подключенный к системе централизованного теплоснабжения (СЦТ), мог бы получить тепло, если построил бы иной доступный ему источник тепла.

Модель применяется только к планируемой застройке, а не к уже реализованным проектам. Иными словами, она дает оценку не тому, во что обойдется потребителю тепло, если он откажется от СЦТ сейчас, а во что бы оно обходилось, если бы при застройке десятилетия назад был избран алгоритм альтернативного теплоснабжения. Именно с этого момента рассуждений и начинается построение альтернативной реальности существующей системы теплоснабжения:

— больше не имеют значения действующие технические решения, специфика и затраты на обслуживание;

— дальнейшие рассуждения об уровне, экономически обоснованных затратах и технологическом оснащении СЦТ строятся в «дополненной реальности» единообразного алгоритма «альтернативной котельной».

При этом игнорируется тот факт, что в большинстве застроенных городов централизованная система теплоснабжения создавалась не на пустом месте, доступная в ту пору альтернатива заключалась в установке дровяной печи, а не «альтернативной котельной». Более того, подход не учитывает существующие условия строительства альтернативы, в рамках которых необходимо преодолевать препятствия и другие факторы удорожания, не предусмотренные в модельном решении (о чем речь пойдет далее).

Если рассмотреть расчет модели альтернативного теплоснабжения, то будет видно, что техническое решение всегда основано на некоем одном наборе инструментов у производителя. А потребитель всегда представлен одним стандартным жилым районом с «аскетичной» инфраструктурой застройки.

Стандартный район по методу «альтернативной котельной» с нагрузкой порядка 30 Гкал/ч выглядит так:

На стороне единой теплоснабжающей организации (ЕТО):

— три блочно-­модульные котельные (БМК‑10) с 4 водогрейными котлами по 2,5 Гкал/ч каждый;

— сети, протяженностью 850 м в двухтрубном исчислении, средним диаметром 185 мм в диапазоне от 133 до 300 мм.

На стороне потребителя:

— 15 многоквартирных жилых домов по 18 этажей каждый с общим количеством жителей 3–4 тысячи человек;

— 6 дошкольных и школьных учреждений и 3 поликлиники;

— все здания оборудованы индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП), стоимость установки и обслуживания которых не входит в расчет цены тепла.

Исходя из этого компактного расположения рассчитаны все затраты и показатели тарифа для альтернативной котельной. При этом неудивительно, что они совпадают или близки к значениям фактических тарифов для СЦТ со схожей структурой.

Но, если мы начнем накладывать эту «аскетичную массу» на крупные узлы теплоснабжения с исторически сложившимися особенностями, то ситуация значительно изменится.

Наглядным примером может служить сравнительное описание потребления в одном из районов Москвы со схемой альтернативной котельной (таблица 1).

В приведенном примере количество объектов социальной инфраструктуры, являющихся потребителями тепла, значительно больше, чем будет учтено для единой теплоснабжающей организации в этом районе: 9 против фактических 56-ти единиц.

Музеи, помещения федеральных органов исполнительной власти, здания зоопарка и т. п., которые останутся за бортом расчета, имеют суммарную нагрузку 21,9 Гкал/ч, что вовсе не предусмотрено моделью. Наряду с этим, этажность жилых домов и количество жителей в данном примере также не совпадают: вместо пяти 18-этажных в реальной застройке представлено 7 пятиэтажных и по несколько зданий от трёх до семи этажей.

Структура потребления тепла реального квартала смещена в сторону административных зданий, где по сравнению с жилыми домами меньше используется горячей воды, но идет большая нагрузка на вентиляцию. В результате при сходстве номинальной нагрузки (рассчитанной на температуру наружного воздуха —25 °C) объем потребления в Гкал в реальном квартале гораздо меньше, чем в принятом для расчета «альтернативной котельной». Важно понимать, что коэффициент использования нагрузки потребления, в отличие от коэффициента использования установленной мощности, не зависит от избытка мощности на источнике, а является характеристикой потребителя — в любой системе теплоснабжения, при любой организации поставки тепла, такой потребитель (или, шире — такой квартал) будет использовать максимум нагрузки с меньшей интенсивностью, чем в преимущественно жилом квартале. Другими словами, в министерствах и ведомствах не принимают вечером горячую ванну и не стирают белье. Между тем, в приведенном примере таких учреждений 56 вместо 9-ти по модельному решению.

В целом по модели, при нагрузке 27,6 Гкал/ч потребление тепла составляет 86,3 тысяч Гкал в год, коэффициент использования нагрузки — 35,7 %. Между тем, в реальном квартале при суммарной нагрузке 26 Гкал/ч годовой отпуск в 2018 году составил 47,2 тысяч Гкал, то есть почти вдвое меньше, а коэффициент использования нагрузки — 20,7 %. В результате, в реальной системе необходим более высокий тариф на единицу тепловой энергии.

Таким образом, искажение структуры реального потребления приводит к необоснованному занижению тарифной базы единой теплоснабжающей организации. Это является одной из претензий к методу «альтернативной котельной». Решением проблемы может стать сохранение добровольного статуса присоединения к этому методу. В этом случае существующий метод «четырех ключей» позволяет обеспечить баланс интересов. При этом четырехсторонние согласования становятся неким фильтром, который позволяет сравнять виртуальные и реальные показатели.

Кроме того, данный метод можно доработать, установив несколько решений для модели «альтернативной котельной», которая предусматривает несколько возможных профилей потребителей и выбор наиболее близкого к рассматриваемой системе СЦТ.

Теперь рассмотрим сопоставление технологической, в том числе сетевой инфраструктуры в модели «альтернативной котельной» и в реальном квартале (таблица 2).

С точки зрения сравнения реальной и модельной (по «альтернативной котельной») технологической инфраструктуры за бортом учета эксплуатационных и капитальных затрат остались:

— расход электроэнергии на сетевых насосах источника для обеспечения рабочего давления на 4 бар выше;

— 277 м сетей диаметром 325 мм;

— 765 м сетей диаметром 273 мм;

— 129 м сетей диаметром 219 мм;

— 2 889 м сетей диаметром 133 мм и меньше, включая трубопроводы на 43 неучтенных объекта социальной и культурной инфраструктуры;

— 24 индивидуальных и центральных тепловых пункта, отсутствующих как элемент в расчете стоимости альтернативной модели;

— 283,2 тысяч кВт⋅ч в год на тепловых пунктах;

— покупка 215 тысяч кубометров холодной воды для приготовления горячей воды;

— 40 человек, фактически обслуживающих вышеуказанное хозяйство, от труда которых невозможно отказаться;

— 6,4 млн руб­лей в год, необходимых на техническое обслуживание и ремонт тепловых сетей.

Существенное превышение расходов на эксплуатацию и ремонт во многом связано с более дорогими работами в стесненных городских условиях, а именно:

— в указанных кварталах встречается 8 объектов, являющихся культурным наследием и обладающих архитектурной ценностью;

— на территории кварталов расположены 9 детских площадок, которые необходимо обходить при прокладке теплотрассы с соблюдением требований безопасности;

— тепловая нагрузка потребителей I категории надежности, требующая двой­ного ввода от независимых схем теплоснабжения втрое больше предусмотренной в модели;

— при строительстве новых котельных и сетей в указанных кварталах возникнет необходимость в 39 местах пересекать уже существующее дорожное покрытие, в 51 месте пересекать инженерные коммуникации — кабельные линии, водопровод, газопровод, канализацию, телефонные линии.

В результате, интегральное сходство сравниваемых кварталов по показателю расходов составляет всего лишь 15,6 %.

Отдельно следует отметить такие элементы тепловой сети, которые не вошли в рассмотрение квартала, но которые являются неотъемлемой частью системы транспорта тепловой энергии от ТЭЦ до жилых кварталов — магистральные трубопроводы диаметром от 300 до 1400 мм. В целом по Москве, например, таких магистралей проложено 2100 км в двухтрубном исчислении. На их эксплуатацию требуется до 6 млрд руб­лей в год, которым тоже нет места в рассматриваемой модели.

Нельзя обойти вниманием и метрополитен. Линии и станции метро неглубокого залегания накладывают существенные ограничения на прокладку и обслуживание тепловых сетей, и, следовательно, ведут к их удорожанию. Однако все это не учтено в новом методе «альтернативной котельной».

Подобная картина будет наблюдаться в подавляющем количестве узлов теплоснабжения с централизованной системой теплоснабжения. При этом, в крупных областных центрах и городах федерального значения, расхождение по количеству неучтенных в модели «альтернативной котельной» объектов социальной инфраструктуры, учреждений, ведомственных зданий, больниц, метро и так далее — будет настолько высоким, что станет оказывать драматическое влияние на достоверность тарифа единой теплоснабжающей организации. В результате такого перехода параллельно будут существовать две вселенные: реальная технологическая система СЦТ с оправданным многообразием элементов и экономически обоснованными затратами на ее поддержание; и виртуальная система по методу «альтернативной котельной», имеющая весьма отдалённое отношение как к отображению структуры потребления, так и к структуре фондов ЕТО.

Искажение структуры реального потребления приводит к необоснованному занижению тарифной базы. Это является одной из претензий к методу «альтернативной котельной»

Такое «регулирование» очень быстро приведет к потере многолетней достоверной базы расчетного тарифа на один из самых социально значимых продуктов — тепловую энергию. В ситуации, когда тариф по новому методу выше фактического, это регулируется переходным периодом и инвестиционными обязательствами единой теплоснабжающей организации. Но в обратных условиях, т. е. при недостаточности нового тарифа, ЕТО рискует утратить любую возможность для обоснования и легитимного отстаивания (в том числе в судах) дефицита тарифного источника. Старая тарифная база с расчетом реальных технологических затрат станет неактуальной, а виртуальные затраты по «альтернативной котельной» будут показывать достаточность ресурсов — без малейших шансов сблизить эти показатели.

Наш пример показывает, что представленные искажения в модели окончательно отрывают от реальности ситуацию с экономической обоснованностью тарифов. При этом, путь реальной трансформации существующей СЦТ в систему теплоснабжения по методу «альтернативной котельной» в подавляющем большинстве случаев невозможен при наличии комбинированной выработки.

Даже если найти инвестора, который предложит проект по замещению действующей системы центрального теплоснабжения сетью малых котельных по 10 Гкал/ч (по методу «альтернативной котельной»), положительный эффект не будет достигнут в большинстве случаев. Такому инвестору для обеспечения сети малых котельных газом, электроэнергией и водой потребовалось бы расширение пропускной способности существующих инженерных сетей с соответствующими дополнительными капитальными затратами и ростом тарифов на газ, электроэнергию и воду для всех конечных потребителей, включая новые котельные.

Отсутствие в расчетной модели расходов на тепловом пункте оставляет вне поля зрения инвестора поиск средств на установку индивидуальных тепловых пунктов (для подмосковного города с численностью 200 тысяч жителей 90 центральных пунктов обойдутся в 12,5 млрд руб­лей), а потребителям сверх тарифа на тепло необходимо будет нести расходы на переустройство (порядка 600 млн руб­лей для того же подмосковного города).

Указанные расходы на масштабную перестройку инженерной инфраструктуры не учитываются в расчетной модели и могут существенно увеличивать стоимость тепла при реализации проекта. Существующая модель «альтернативной котельной» исходит из утверждения, что жилой квартал уже является частью общегородского плана застройки, поэтому элементы общегородской инфраструктуры находятся в пределах досягаемости без специальных усилий и затрат. Например, выдача технических условий на присоединение к газопроводу предусмотрена планом развития города. Так, по отчету Lameyer International RUS, точка врезки в газопровод высокого давления находится в 1 км от планируемой «альтернативной котельной». Расчетная мощность комплектной трансформаторной подстанции (КТП) изначально предусматривает подключение котельной. Ближайшая КТП находится в 300 метрах от планируемой котельной. Вода на заполнение и восполнение протечек системы горячего водоснабжения и отопления — питьевая из городского водопровода». Очевидно, что в действительности это не так. Например, если переход на альтернативную котельную произойдет в одном из центральных районов Москвы недалеко от Московского зоопарка, Московского планетария, высотки на площади Восстания и гостиницы «Пекин», то тут же рядом с ними будут построены 10–15 котельных, каждую из которой будут венчать дымовые трубы, а улицы будут перекопаны для прокладки кабельных трасс, газопроводов и водопроводов, новых распределительных тепловых сетей и газораспределительных пунктов.

Существуют проблемы, которые не решены в рамках концепции «альтернативной котельной». Ниже представлены две из них.

Разброс в цене земли

Стоимость земли по средневзвешенному значению по всему городу искажает предельную цену тепла от «альтернативной котельной» тем больше, чем дальше реальный участок расположен от среднего (рис. 1). В центре мегаполиса предельная цена на тепло занижена, что может при определенных условиях создать дефицит для инвестиций, так как наряду с высокой стоимостью земли работы по строительству сетей в таких районах тоже объективно дороже. И наоборот, на окраине, где земля дешевле, предельная цена тепла будет завышена, что создаст при прочих равных условиях повод для отказа потребителей от централизованной системы теплоснабжения.

При этом, сокращение потребителей СЦТ создает предпосылки для объективного роста удельных затрат для оставшихся потребителей, что запускает спираль экономической дестабилизации системы централизованного теплоснабжения в целом.

Приведение схемных решений к единому жизненному циклу

В предложенной модели для угля и для газа приняты принципиально разные проектные решения в качестве альтернативы. Для угля принята стационарная котельная, а для газа — блочно-­модульная. Жизненный цикл стационарных котельных как минимум втрое длиннее, чем блочно-­модульных, то есть в течение срока службы стационарной котельной в блочно-­модульную котельную придется два раза реинвестировать первоначальную стоимость.

В ценах базового года, для которого рассчитана модель (2015 год) это означает, что один общий период рассматриваемых схем в 60 лет сумма инвестиций в газовую котельную составит 160 млн руб­лей, что на 37 млн руб­лей больше, чем стоимость угольной котельной.

Необходимо в модели предусмотреть способы приведения капитальных затрат всех схемных решений к единому жизненному циклу.

Без учета этих и других недостатков инвестор окажется обманутым в своих ожиданиях в силу того, что и инвестиции, и расходы на ресурсы для работы котельных, окажутся выше заложенных в расчет предельной цены «альтернативной котельной».

Предлагаемая модель взаимоотношений носит довольно умозрительный характер и имеет множество расхождений с реально эксплуатируемыми системами теплоснабжения. Целесообразно тем, кто видит в новом методе возможности развития, опробовать новую модель взаимоотношений и показать результаты, которые будут выражаться:

— в привлеченных инвестициях с приемлемым уровнем эффективности;

— в удовлетворенности потребителей;

— в росте надежности и бесперебойности теплоснабжения.

Положительные итоги «пилотов» не заставят долго ждать желающих перейти на новую модель. Однако следует избегать навязывания одного подхода для всех. Должна существовать возможность выбора между моделью «альтернативной котельной» и другими способами регулирования, чтобы не превращать «альтернативную котельную» в «безальтернативную котельную».

Автор: Павел ШАЦКИЙ, первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг»