CC BY
30
УДК 658.26:338.51
© В. Ю. Рогов
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ИНВЕСТИЦИИ И ТАРИФООБРАЗОВАНИЕ В ЖКХ: НАПРАВЛЕНИЯ МЕТОДИЧЕСКИХ И ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫХ
ИННОВАЦИЙ
Энергосберегающая реконструкция ЖКХ имеет значение, сопоставимое с известным государственным планом электрификации России (ГОЭЛРО). В статье показано существование рынка сэкономленной тепловой энергии, определены направления его институционализации и функционирования.
Ключевые слова: теплофикация; энергосбережение; тарифы; инвестиции; рынок сэкономленной тепловой энергии.
V. Yu. Rogov
ENERGY SAVING INVESTMENTS AND TARIFF SETTING INTO HOUSING AND COMMUNAL SERVICES: DIRECTIONS OF METHODICAL AND INSTITUTIONAL INNOVATIONS
Energy saving reconstruction of housing and communal services matters, comparable to the known state plan of electrification of Russia (GOELRO). Existence of the market of the saved thermal energy is shown in article, the directions of its institutionalization and functioning are defined.
Keywords: central heating; energy saving; tariffs; investments; the market of saved thermal energy.
Реконструкция жилищно-коммунального хозяйства России является одной из приоритетных проблем, определяющих современный уровень
экономической и социальной безопасности стран, конкурентоспособность ее экономики. На обслуживание ЖКХ расходуется 7 процентов ВВП. Ключевое место в системе ЖКХ занимает тепловое хозяйство, на которое ежегодно тратится 1,5-2 трлн р. В социальном аспекте значимость теплоэнергетики заключается в том, что в настоящее время на тепло приходится более 50 % в структуре платежей граждан за коммунальные услуги. Поэтому решение проблемы сокращения потерь тепла и повышение энергоэффективности в ЖКХ является важнейшим направлением повышения уровня жизни населения.
В Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года потенциал энергосбережения в целом по народному хозяйству оценен в размере от 360 до 430 млн тонн условного топлива, из которых 25 %, т. е. от 90 до 107 млн тонн условного топлива (или 630-750 млн Гкал) может быть обеспечено за счет энергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве.
Между тем, по данным Министерства регионального развития РФ, в среднем по России физический износ котельных достиг уже 55 %, канализации и тепловых сетей - 63 %. По отдельным муниципальным образованиям износ коммунальной инфраструктуры составляет 70-80 % и увеличивается на 2-3 % в год. Техническое отставание и высокий физический износ обусловливают огромные потери энергоресурсов, оплачиваемые в конечном счете населением, поскольку оно потребляет около 70 % централизованно вырабатываемого тепла.
Множество организационных и экономических проблем в тепловом хозяйстве ЖКХ сформировалось, по нашему мнению, в результате игнорирования многих возможностей государственного регулирования и инвестирования в эту сферу, с одной стороны, и возможностей развития рыночных механизмов - с другой.
Анализ сложнейшего во всех отношениях комплекса проблем энергорасточительности ЖКХ показывает, что ключевой здесь является проблема государственного регулирования ценообразования, не ориентированного на энергосбережение и энергосберегающее инвестирование (реконструкцию). В этой связи следует указать на следующие ключевые проблемы:
1. Необоснованно высокие внутренние цены на энергоносители (природный газ, уголь), что автоматически «запирает» возможность приме -нять в ЖКХ тарифы, обеспечивающие возможность энергосберегающей реконструкции теплового хозяйства.
2. Ошибочная методика калькулирования затрат на ТЭЦ в сторону завышения затрат на тепло и занижения - на электроэнергию, что обусловливает искажение в тарифах на тепло, приводит к фактическому перекрестному субсидированию населением промышленности в части цен на электроэнергию, строительству множества энергорасточительных котельных и в конечном счете к свертыванию производства тепла на ТЭЦ и росту цен на электроэнергию.
3. Отсутствие рынка контрактов на поставку тепловой энергии и электроэнергии, вырабатываемых на малых ТЭЦ, а также котельных в целях развития конкурентных отношений и конкурентного ценообразования.
4. Отсутствие рынка сэкономленного тепла, образующегося в результате реализации энергосберегающих инвестиций.
5. Отсутствие в практике государственного регулирования ЖКХ стимулирующих надбавок к ценам (тарифам), способствующих применению энергосберегающих технологий.
Рассмотрим кратко указанные направления.
Рост цен на энергоносители, электрическую и тепловую энергию, по-видимому, в значительной мере обусловлен не столько объективными причинами, сколько стремлением корпораций получить необоснованно высокую прибыль, а также давлением международных органов (например, ВТО), требующих приблизить внутренние цены к ценам в странах-конкурентах в ущерб конкурентоспособности национальной экономики и уровню жизни населения.
С 2003 по 2013 г. цены на электроэнергию в промышленности возросли примерно в 3 раза, на газ - в 4,5 раза [4, с. 3]. В результате цены на электроэнергию и газ для промышленности превысили уровень США. Цены на уголь также продолжали расти. Основная часть инвестиций направляется в новое строительство, а не в реконструкцию устаревшего, энергорасточительного оборудования. Удвоенные темпы роста инвестиций в теплоэнергетику в 2007-2012 гг. сопровождались удвоенным же темпом роста цен. За период 2008-2012 гг. среднегодовая рентабельность промышленного производства составила 16 %, тогда как рентабельность производства в ОАО «Газпром» - 29 %, производства электроэнергии -26 %, передачи и распределения электроэнергии - 28 % [4, с. 9].
Международное сравнение цен на энергоносители обоснованно проводить по паритету покупательной способности (справедливой цене). Как отмечает Б. И. Нигматулин (Институт проблем естественных монополий), справедливая цена на электроэнергию угольных ТЭС, рассчитанная по паритету покупательной способности (III 1С) к доллару США в 2010 г., в сравнении с США оказалась в 2-2,5 раза завышенной, что объясняется почти двухкратным завышением стоимости угля для угольных ТЭС России относительно справедливой цены. Кроме того, в России в 1,3 раза выше стоимость производства электроэнергии на самих ТЭС. Автор также указывает на феномен фантастической рентабельности добычи угля в Красноярском крае - 250 %, тогда как американские угольные компании довольствуются рентабельностью в 5-10 % [11].
При пересчете ППС к евро в 2012 г. цена на электроэнергию для средних промышленных потребителей оказалась выше в сравнении с США в 2,5 раза, с Германией - на 41 %, со средней ценой в ЕС (27 государств) -на 25 %. И это при том, что государства Западной Европы потребляют в основном импортное топливо.
Отсюда следует, что дальнейшее сколько-нибудь существенное повышение цен на топливо, электроэнергию и тепло не может быть ни оправ-
дано, ни обосновано, но свидетельствует о серьезных ошибках менеджмента энергетических компаний и отсутствии должного контроля со стороны государственных органов.
Что касается пресловутого перекрестного субсидирования населения за счет завышенных цен на электроэнергию для промышленных предприятий (в 2012 г. оно, по данным Минэнерго, составило 232 млрд р.), то против данного политико-экономического тренда, на наш взгляд, следует привести следующие возражения:
Во-первых, рассчитанная по ППС - ЕС (24,95) цена электроэнергии для населения России (1,99 р./кВтч) в 2012 г. составила 0,0797 евро, что выше, чем во Франции и США. Однако уже для Центрального федерального округа утвержденный тариф на электроэнергию для населения (0,115 евро за кВтч) значительно выше, чем для ряда стран Европы. Это означает, что цены на электроэнергию для населения уже сравнялись с ценами западных стран, где о субсидировании населения никто не говорит и где имеются различия в тарифах для крупных потребителей и для населения.
Во-вторых, если принять завышенные затраты, относимые на тепло на ТЭЦ и пониженные - на электроэнергию, за счет отнесения относительной экономии топлива на удешевление электроэнергии, то реальное субсидирование индустриальных потребителей электроэнергии осуществляют потребители тепловой (население). Покажем это.
До 1995 г. в теплоэнергетике применялся так называемый физический метод, согласно которому затраты топлива на единицу электрической энергии составляют 0,97 от затрат топлива на тепловую энергию.
В европейских странах для экономических расчетов применяется метод «эквивалентной КЭС» (конденсационной электростанции) [16], который предусматривает равенство затрат топлива на электроэнергию, производимую по теплофикационному и конденсационному циклу (порядка 340 г/кВтч). При этом оставшаяся часть экономии топлива должна пойти на удешевление тепла, что позволяет сократить в расчетах удельный расход топлива на тепло примерно в 3,87 раза (с 141,9 до 36,6 кг/МВт). Затраты топлива на производство равного количества электрической и тепловой энергии соотносятся как 9,3 к 1.
По применяемой в настоящее время методике распределения затрат топлива на производство электроэнергии и тепла (метод ОАО «Фирма ОРГРЭС») [10], соотношение затрат топлива на электрическую и тепловую энергии установлено до значения 2,5. Такой подход разработан для искусственного занижения затрат на электроэнергии, вырабатываемыми ТЭЦ с целью предоставления возможности выхода на оптовый рынок электроэнергии, где они конкурируют с мощными ГРЭС, АЭС, ГЭС.
Что касается проблемы распределения затрат между теплом и электроэнергией, производимых на ТЭЦ, то она может быть решена на основе ряда подходов, учитывающих термодинамические особенности комбинированного производства, включая:
- метод Вагнера (метод «эквивалентной КЭС» (конденсационной электростанции). Согласно методу Вагнера, расход условного топлива на про-
изводство электрической энергии ТЭЦ должен быть незначительно меньше, чем на обычной конденсационной станции. Метод реализует принцип равенства, который означает, что затраты на производство и транспорт электроэнергии от ТЭЦ должны быть равны затратам на производство и транспорт электроэнергии от «эквивалентной КЭС». Оставшаяся часть экономии от комбинированной выработки энергии должна быть израсходована на удешевление производства и транспорт тепловой энергии от ТЭЦ [16]. Метод «эквивалентной КЭС» полностью совпадает с методом распределения затрат, применяемым в США, где в 1978 г. был введен закон PURPA.
- метод А. Б. Богданова [3], на основе оценки маржинального дохода с применением термодинамического и статистического методов анализа энергоемкости;
- термодинамический метод Е. Д. Зайцева [6], базирующийся на следствиях, вытекающих из первого и второго законов термодинамики, метод не содержит никаких эмпирических коэффициентов.
По нашему мнению, при использовании указанных методов расчета тарифов на тепловую и электрическую энергию в качестве наименьшего тарифа на тепло может быть принят тариф, определенный при окупаемости альтернативной мини-ТЭЦ, работающей в режиме когенерации. Разумеется, такой подход должен предусматривать реальные, а не некие гипотетические мини-ТЭЦ. В частности, требует принятие правительственного решения о возможности и порядке включения в общую энергосистему производителей электроэнергии на таких мини-ТЭЦ. По имеющимся оценкам, потенциал выработки электроэнергии на мини-ТЭЦ при соответствующей реконструкции котельных составляет 150 млрд кВтч [2], что составляет примерно 14 % от нынешнего уровня производства электроэнергии в России.
На основе данных Министерства энергетики РФ [1], нами определены затраты топлива на ТЭС по стране в 2012 г. в размере 560 млрд р., из которых, исходя из доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу, равной 29,7 % (2007 г.), рассчитана стоимость топлива, потребленного на ТЭЦ в размере 166 млрд р., из которого только 10 % (согласно методу «эквивалентной КЭС») приходится на стоимость тепла, отпущенного ТЭЦ, т. е. примерно 16 млрд р. В соответствии с действующей методикой «ОРГРЭС» расход топлива на теплоэнергию составил почти 160 млрд р., т. е. в 10 раз больше. Разность, как видим, составила 144 млрд р., что, по нашему мнению, и следует оценить как затраты на перекрестное субсидирование потребителями тепла (главным образом, населением) потребителей электроэнергии (индустриальный сектор).
В период кризисных 1990-х годов в теплоэнергетике страны произошли, по существу, катастрофические изменения, выразившиеся в росте выработки тепла на муниципальных и промышленных котельных, который был вызван упомянутым чрезмерным ростом тарифов на тепловую энергию от ТЭЦ. Мощность действующих ТЭЦ с 1992 по 2006 г. уменьшилась с 725 млн Гкал до 474 млн Гкал. При этом возросла выработка тепловой
энергии на низкоэффективных котельных, оснащенных устаревшим оборудованием. На таких старых и вновь вводимых котельных в настоящее время вырабатывается до 60 % тепла. В результате выработка комбинированного производства тепла и электроэнергии (когенерация) на ТЭЦ снизилась с 70 до 40 %, а загрузка тепловых мощностей в настоящее время снизилась на 35 % [2].
Доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу снизилась с 33,3 % в 1996 г. до 29,7 % в 2007 г. и продолжает снижаться. Доля тепла, выработанного когенерацией во всем объеме потребленного в централизованном теплоснабжении тепла составила в 2000 г. 39 %, в 2010 г. -37 %. В настоящее время в России действует 585 ТЭЦ и 66 тыс. котельных; доля отпуска тепла от централизованных источников в целом по стране составляет 78 %, в том числе от электростанций - 32 %, от котельных - 46 %.
В результате таких структурных изменений в стране сложился избыток мощностей по генерации тепла за счет роста котельных, на которых тепло производится без одновременного получения электроэнергии.
Указанные изменения обусловили рост расхода топлива и тарифов на тепловую энергию по двум причинам: во-первых, из-за относительно низких коэффициентов полезного действия котельного оборудования и использования топлива, более высоких удельных затрат на частных и муниципальных котельных, на которых, кроме того, отсутствует дополнительное производство электроэнергии; во-вторых, из-за сокращения выработки тепла на ТЭЦ, у которых удельные затраты на тепло по принятым методикам также возросли, как возросла и себестоимость электроэнергии из-за общего снижения выпуска продукции.
В данной конфликтной ситуации, на наш взгляд, проявилось отсутствие государственной технической политики в сфере теплоснабжения. В подобной ситуации в Голландии, обладающей, пожалуй, наиболее совершенной на сегодняшний день системой централизованного теплоснабжения, чтобы сохранить ТЭЦ как эффективного производителя тепла и электроэнергии, правительство запретило строительство котельных (но не мини-ТЭЦ!) мощностью выше 1 МВт. Для стимулирования строительства мини-ТЭЦ и сокращения потерь тепла в теплосетях в Германии запрещено строительство новых теплосетей протяженностью свыше 500 метров.
В целях увеличения производства тепловой энергии на ТЭЦ и сокращения выработки ее в котельных предлагается:
1. Ограничить выход ТЭЦ на оптовый (федеральный) рынок электроэнергии, поскольку они производят продукт особого рода, потребляемый на месте - комбинированную электро- и тепловую энергию. Обеспечивать дотирование ТЭЦ в летний период (по примеру Германии).
2. Проводить государственную техническую и экономическую (тарифную, кредитную, налоговую, экологическую) политику, направленную на реконструкцию большинства котельных в направлении создания мини-
ТЭЦ путем дооснащения электрогенераторами и подключения их к электрическим сетям общего пользования.
3. Преобразовать контрактную систему теплоснабжения на конкурентной рыночной основе. На рынке тепла должны реализовываться долгосрочные и краткосрочные (вплоть до однодневных) контракты теплоснабжения. Следует организовать технический доступ производителей тепла в сети общего пользования (после их лицензирования и аттестации персонала), а также электронные биржи контрактов теплоснабжения.
С целью привлечения инвестиций в проекты энергосбережения необходимо рынки контрактов теплоснабжения дополнить рынками контрактов сэкономленной тепловой энергии. Здесь имеется в виду тепловая энергия, сэкономленная в результате реконструкции систем теплоснабжения и зданий.
До настоящего времени на официальном уровне рассматривался только один механизм стимулирования процессов энергосбережения - рост тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию. В упомянутой Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года определено, что:
• рост тарифов на электроэнергию для населения в связи с ликвидацией перекрестного субсидирования будет превышать рост среднего тарифа на электроэнергию и за 2012-2015 годы составит 1,9-2,2 раза, за 2016-2020 годы - около 1,4 раза;
• рост тарифов на тепловую энергию прогнозируется более высокими темпами, чем рост цен на электроэнергию;
• прогнозируется опережающий рост тарифов на услуги жилищно-коммунального хозяйства по сравнению с инфляцией.
В концепции отмечается также, что рост цен и тарифов на услуги естественных монополий будет являться стимулом для интенсификации процессов энергосбережения.
Однако сами по себе высокие цены на энергию увеличивают затраты производителей, снижают их конкурентоспособность, а следовательно, и замедляют темпы экономического роста; снижают интерес производителей энергоресурсов к модернизации производства, усилению конкурентоспособности, поскольку объем прибыли зависит не от снижения издержек, а от роста объема продаж. Тем самым производители энергоресурсов не заинтересованы также и в развитии энергосбережения у потребителей своей продукции. Поэтому в рамках государственного регулирования экономики следует развивать стимулирующие методы тарифообразова-ния, способствующие энергосбережению.
В целях стимулирования инвестиционной и операционной деятельности в сфере энергосбережения следует дополнить методики тарифообра-зования на тепловую энергию элементами, берущими в расчет налог на энергоносители, степень приближения фактического потребления тепла к нормативному, учитывающему класс энергоэффективности. Кроме того,
следует кардинально увеличить экологические налоги (платежи): на выброс вредных веществ в атмосферу, размещение твердых отходов.
Продукцией теплоэнергетики является множество (несколько десятков) видов продукции, включая не только тепловую и электрическую энергию в различных режимах, но различного рода мощности (пиковая, реактивная, номинальная и др.). Следовательно, для каждого вида продукции должны устанавливаться свои особые цены (тарифы). Следует согласиться с позицией А. Б. Богданова [3], различающего комбинированную энергию (тепло и электроэнергия), полученную на ТЭЦ в качестве самостоятельного, особого продукта, эффективного не только с позиции производственных затрат (коэффициент использования топлива), но и, как следствие, потребления. При этом параметры и объем потребления оказывают существенное влияние на параметры и издержки производства.
Тепло, сбрасываемое от турбины тепловой электростанции (сбросное тепло), по существу, является отходом производства, которое на конденсационных ТЭС выбрасывается в атмосферу. Горячая вода становится вторичным ресурсом и товаром в качестве теплоносителя для отопления зданий или использования в технологических процессах в теплоемких производствах (например, варки целлюлозы, возгонки нефти и др.). Благодаря когенерации (а в ряде случаев и тригенерации - производство холода) коэффициент полезного использования топлива повышается с 30 (конденсационные электростанции) до 70 % на ТЭЦ. Многие страны Северной Европы (Дания, Голландия, Финляндия), учитывая опыт создания теплофикационных электростанций в СССР, имеют 100-процентную централизованную теплофикацию.
В решении вопроса о стимулирующем воздействии тарифов на тепловую энергию необходимо учитывать наличие, по существу, трех видов продуктов (тепла): тепло выработанное (отпущенное), тепло, полезно доставленное до здания, и тепло, доставленное до жилого (или нежилого) помещения конечному потребителю внутри здания. Поэтому в отношении каждого вида продуктов должен быть свой подход к тарифообразованию как к процессу технико-экономического нормирования (построению динамического эталона), в котором увязываются проблемы инвестирования в реконструкцию системы теплоснабжения и стимулирования энергосбережения.
Иначе говоря, государство (в лице регулирующих и других органов):
• определяет к определенному сроку в качестве индикаторов энергоэффективности соответствующие расходные показатели (расход тепла на отопление 1 м2 площади помещения, классы энергоэффективности зданий, максимально допустимые потери тепла в тепловых сетях и др.);
• оценивает необходимый объем инвестиций;
• создает условия для инвестирования (кредиты Центробанка, налоговые преференции и др.);
• по истечении установленного срока проводит меры по экономическому поощрению и наказанию исполнителей (собственников) - потребителей энергоресурсов. Например, в отношении энергорасточительных потребителей используются дополнительные налоги на энергоресурсы.
Однако и вне связи с инвестиционными процессами, т. е. в операционной деятельности, в сфере энергосбережения могут использоваться стимулирующие меры. Стимулирующее воздействие тарифов, ориентированное на процессы энергосбережения, должно предполагать дифференциацию по следующим направлениям:
• в зависимости от расстояния от источника тепла до места его потребления (с одной стороны, это отражает разность в затратах на доставку тепла, с другой - стимулирует развитие мини-ТЭЦ);
• в зависимости от соблюдения (несоблюдения) режима отопления в соответствии с метеоусловиями (температурой воздуха, инсоляцией, скоростью ветра и др.). Следует применять штраф за «перетоп» - повышенный расход тепла в сравнении с рекомендованным режимом.
Регулирующие налоги могут применяться как самостоятельно, так и в составе цен на продукцию предприятий теплоэнергетики. К регулирующим налогам относятся платежи за загрязнение природной среды и налог на используемую энергию (точнее, используемые энергоносители).
Платежи за загрязнение окружающей среды при их существенном увеличении (в размере необходимых затрат на очистку выброса от загрязнителя) стимулируют теплоэнергетическое предприятие получить с единицы топлива больше товарной продукции. Существенными дефектами российской системы платежей за загрязнение природной среды являются: во-первых, неоправданно большое число загрязнителей, для которых установлена плата, во-вторых, многократно низкие, в сравнении с развитыми странами, ставки платежей.
Налог на энергоносители в практике российского налогового законодательства не применяется, в отличие, например, от европейских стран, где действует Директива ЕС по налогообложению энергоносителей. Налог на энергоносители может быть дифференцирован как по видам энергоресурсов, так и по регионам. Применение дифференцированных налогов на энергоресурсы вызовет дифференциацию тарифов на тепловую и электрическую энергию.
Говоря о применении налоговой системы (включая платежи за загрязнение) как инструмента стимулирования энергосбережения, отметим, что указанные налоговые поступления должны:
- иметь целевую направленность и использоваться для финансирования программ энергосбережения охраны окружающей среды;
- не должны повышать общую налоговую нагрузку на бизнес и население, т. е. их введение должно сопровождаться снижением других налогов, например, НДС.
Стимулирование энергосберегающих инвестиций через тарифы на энергоресурсы может осуществляться:
- в виде оплаты (возмещения, продажи) сэкономленного тепла;
- в виде скидок с тарифа и надбавок, осуществляемых продавцами энергоресурсов;
- в виде различного рода дотаций от государства, включая налоговый кредит, инвестиционные вычеты, погашение кредитных ставок по финансовому либо производственному лизингу, форфейтингу и других известных инструментов стимулирования инвестиций.
По нашему мнению, с позиции воспроизводственного подхода механизм ценообразования должен обеспечивать воспроизводство основных фондов, с помощью которых создается то или иное благо (продукт). Например, за рубежом платежи за загрязнение атмосферного воздуха определяются инвестициями в улавливание загрязнителя. Предполагается, что инвестиции в большинстве случаев имеют ресурсо- и энергосберегающий характер, направлены на повышение энергоэффективности. В нашем случае тарифы на отпущенную тепловую энергию должны обеспечить достаточную (минимальную) рентабельность инвестиций на создание «альтернативной мини-ТЭЦ», тарифы на доставленное тепло до зданий - минимальную эффективность инвестиций на реконструкцию или новое строительство теплосетей; тарифы на теплоснабжение помещения - рентабельность инвестиций в реконструкцию систем отопления здания и его утепление.
Одним из направлений реформирования тарифов на тепловую энергию в настоящее время в Министерстве энергетики рассматривается т. н. тариф «альтернативной котельной», который рассчитывается как наименьший тариф, при котором окупаются инвестиции в строительство новой котельной, замещающей теплоснабжение от централизованных источников. Этот методический прием позволяет определить себестоимость на тепловую энергию, вырабатываемую на ТЭЦ по затратам на некой эталонной новой котельной. Оставшаяся часть затрат при когенерации приходится на электроэнергию.
Однако, по нашему мнению, при таком подходе, при всей его теоретической теплодинамической необоснованности в отношении ТЭЦ, не обеспечиваются необходимые высокие темпы реконструкции теплового хозяйства, поскольку такой тариф не стимулирует инвестиционные процессы, а лишь методически (но не научно-теоретически) обосновывает повышение тарифов на тепло.
В случае с «альтернативной котельной» тариф на тепло получается априори относительно высоким в сравнении с ТЭЦ, поскольку такая котельная не работает в режиме когенерации. Принятие такого подхода закрепляет тенденцию к растрате энергоресурсов на неэффективных (в сравнении с ТЭЦ) котельных и обосновывает рост тарифов на теплоэнер-гию, что лишь усилит процесс сокращения комбинированного производства тепла и электроэнергии на ТЭЦ и ускорит «котельнизацию» теплоснабжения ЖКХ и промышленных предприятий.
Как уже отмечалось, за рубежом, в странах, проводящих политику энергосбережения, в качестве нормативных приняты затраты на электро-
энергию, вырабатываемую на мощных конденсационных электростанциях (альтернативных КЭС), а тарифы на тепловую энергию, получаемую на ТЭЦ, определяются путем вычета из общих затрат стоимости электроэнергии, получаемой на этих мощных ТЭС. Поскольку электроэнергия на ТЭС достаточно дорогая, такой подход обеспечивает, во-первых, относительно низкие цены на тепло, а во-вторых, способствует развитию альтернативных видов электроэнергии, поскольку законодательство запрещает проводить дискриминацию в подключении таких производителей к общим сетям.
По упомянутому федеральному закону США 1978 года о регулировании деятельности коммунального предприятия (Public Utility Regulatory Policies Act of 1978, PURPA), энергосистема обязана покупать электроэнергию у независимых производителей по такой стоимости, которая соответствует стоимости сооружения и эксплуатации новой мощности в системе. Это решение стимулировало производство электроэнергии из альтернативных источников, развитие малой энергетики [14].
На наш взгляд, методология такого подхода может быть распространена и на производство теплоэнергии на мини-ТЭЦ, а также на оплату сэкономленной тепловой энергии, поскольку она позволяет теплоэнергетикам обеспечить на одних и тех же мощностях потребности в дополнительном тепле без осуществления инвестиций в расширение собственных мощностей. Главным стимулирующим фактором для ТЭЦ в таком случае является экологический, поскольку при одном и том же количестве выбросов (твердых отходов) и платы за них предприятие сможет обеспечить потребности большего числа потребителей. Такой подход возможен лишь при существенном уровне платежей за загрязнение природной среды.
Обобщая проблему развития мини-ТЭЦ, отметим, что наряду с возможностью подключения их к электросетям общего пользования требует своего решения и подключение их к теплосетям с возможностью продажи тепла и электроэнергии на конкурентных началах по контрактам с потребителями. Решение такого пока гипотетического вопроса потребует сертификации не только электрических, но и тепловых сетей (после их радикальной реконструкции) наряду с аттестацией персонала.
Попутно отметим, что без решения этого вопроса (подключения предприятий малого энергобизнеса к общим сетям) российская электро- и теплоэнергетика остается без перспектив масштабного освоения нетрадиционных и воспроизводимых источников энергии. В 2004-2005 гг. был подготовлен законопроект о субсидировании строительства когенерационных установок при мощности свыше 4 МВт. Однако он не был принят.
Наибольшими перспективами развития мини-ТЭЦ имеют те регионы, в которых имеется развитая сеть газоснабжения либо источники для производства биогаза, а также отходов лесопиления для получения гранул. Использование таких видов топлива, в сравнении с углем, позволяет снизить объем образования золы. С этих позиций создание сети мини-ТЭЦ как альтернативы многокилометровым тепломагистралям при использовании угля в качестве исходного топлива потребует строительства мощ-
ных установок по газификации угля, что в ряде случаев (например, при газификации бурого угля по технологии «Термококс» или газификации угля в шлаковом расплаве) является весьма эффективным решением. Существенно повысить коэффициент полезного использования топлива (газа) - до 77 % в режиме когенерации на мини-ТЭЦ - возможно при применении газовых турбин с электрической мощностью от 100 кВт до 5-7 МВт.
Отметим, что даже без учета возможностей развития когенерации обновление крупных котельных в масштабах страны позволило бы сэкономить до 45 млрд рублей в год. Ежегодный эффект от модернизации всех имеющихся в ЖКХ котельных оценивается энергетиками в 120 млрд рублей в год. Замена неэффективных котельных на современные позволит снизить затраты на топливо на 10-20 %.
Официально принятой методикой расчета тарифа, увязывающей затраты на операционную и инвестиционную деятельность в сфере теплоснабжения, является метод обеспечения доходности инвестированного капитала (метод RAB, от англ. Regulatory Asset Base - регулируемая база инвестированного капитала). Приказом ФСТ России от 1 сентября 2010 г. № 221-э/8, зарегистрированным Минюстом России 29 сентября 2010 г., были утверждены Методические указания по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала. В ряде стран применение данного метода, сочетающего тарифы на текущую (операционную) и инвестиционную деятельность, показал неплохие результаты. Однако, на наш взгляд, увеличение тарифов на инвестиционную составляющую требует осмысления и обоснования, несмотря на очевидную народнохозяйственную эффективность таких инвестиций.
На наш взгляд, применение метода RAB допустимо в тех теплосисте-мах, в которых, во-первых, сложился сравнительно низкий тариф на тепло, а во-вторых, требуемые инвестиционные затраты на реконструкцию тепловой системы позволяют не допускать кратного роста тарифов; в-третьих, осуществление сравнительно недорогих проектов, поскольку дорогостоящие требуют значительного объема, срока окупаемости и «длинных» кредитных средств. Минимальная норма доходности инвестированного капитала по методу RAB определена ФСТ России с учетом предложенного Минэкономразвития значения «безрисковой ставки», равной средней доходности долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком погашения не менее 8 лет и не более 10 лет. Складывающийся механизм RAB не предусматривает никаких преференций со стороны государства и возлагает всю тяжесть реконструкции на плечи потребителей (население).
Считается, что объем недофинансирования теплового хозяйства за последние 20 лет составил порядка 2 трлн р. Оценки, проведенные автором, показывают, что только для реконструкции теплосетей (без котельных и ТЭЦ) потребуется 1,9 трлн р. Для того чтобы данная проблема была действительно эффективно (а значит быстро) решена, необходимо провести
реконструкцию теплового хозяйства в достаточно короткий срок (58 лет).
Средний уровень потерь тепла в сетях оценивается на основе статистических данных в 25 % (в странах Центральной и Северной Европы -8-12 %). При этом на утечки в магистральных сетях приходится до 10 % общих потерь, а остальные 90 % возникают именно в распределительных сетях. Объем потерь в 2008 г. составил 391 млн Гкал, что соответствует 18-20 % от отпущенного тепла [15]. При тарифе в 2014 г. 1,4 тыс. р. за 1 Гкал (примем ставку в г. Санкт-Петербурге) указанные потери следует оценить примерно в 550 млрд р. в год. Предположив, что в результате замены теплосетей на более совершенные объем потерь снизится примерно вдвое и приблизится к центрально-европейскому (порядка 10 %), получим оценку ежегодной экономии тепла в объеме около 270 млрд р. в год. В действительности эта экономия может быть и большей, поскольку выборочные обследования теплотрасс показывают потери от 20 до 70 %.
Протяженность российских теплотрасс (магистральных и распределительных) составляет свыше 173 тыс. км, из которых магистральных - 12,4 тыс. км. Для реконструкции теплосетей с минимальным темпом замены в 3 % в год всех теплосетей в России требуется примерно 60 млрд р. в год [5]. По имеющимся оценкам, нуждаются в замене 26 % теплосетей [15]. Если принять сценарий ускоренной замены теплосетей, предусматривающий немедленную замену 26 % теплотрасс и еще 50 % заменяемых в порядке приближающегося срока замены в течение ближайших 10 лет, то получим, что общий объем замены составит примерно 80 %, что соответствует 10 тыс. км магистральных и 130 тыс. км распределительных сетей. При стоимости замены 1 км теплотрассы в 2012 г. 56,4 млн р. [1, с. 74] и порядка 10 млн р. для замены 1 км распределительных сетей общие затраты на реконструкцию теплотрасс составят порядка 1,9 трлн р., т. е. примерно по 200 млрд р. в год.
Сопоставление стоимости ежегодных потерь тепла по действующим методикам тарифообразования (270 млрд р. в год в течение 10 лет), которые можно предотвратить в результате реконструкции теплотрасс, с ежегодными инвестициями (200 млрд р.) показывает окупаемость этих ежегодных инвестиций примерно за год. Такой подход к оценке эффективности инвестиций в теплосбережение справедлив, если инвестором выступит государство, представляя интересы потребителей (населения) с позиции народно-хозяйственной эффективности. Сравнительно низкие сроки окупаемости (порядка 10 лет), характерные для инвестиционных проектов по реконструкции теплотрасс, финансируемых частными инвесторами (например, на условиях концессии), объясняются тем, что расчет ведется с позиции дополнительной прибыли, включаемой в тарифы для окупаемости этих инвестиций (например, по методике «альтернативной котельной»).
Принципиальное значение здесь имеет именно форсированная по времени реконструкция, позволяющая отойти от практики латания дыр (замена 2-3 % тепломагистралей в год), консервирующей сложившуюся си-
туацию. Наряду с прямой экономией тепла возникнет дополнительный спрос на различного рода оборудование, приборы и материалы (включая инновационные), рост объема потребительского рынка за счет роста реальных доходов населения.
Таким образом, инвестиции в энергосберегающие проекты в части инфраструктуры теплоснабжения ЖКХ в настоящее время имеют достаточно высокую эффективность. Следовательно, основная теоретическая и методологическая проблема здесь, на наш взгляд, это конвертация стоимости сэкономленных энергоресурсов в поток реальных денег для решения другой задачи - привлечения инвесторов и их институализации.
Существует, по-видимому, два направления решения этой достаточно острой народно-хозяйственной проблемы.
Первый - рыночный. Считается, что существует некий инвестор, который либо сам предлагает, либо участвует в конкурсе на реконструкцию теплосетей (условно - по проекту). За счет соответствующей надбавки к тарифу он получает в течение установленного срока отчисления, погашающие с некой нормой доходности его инвестиции. Сложность, однако, заключается в том, что такового инвестора в стране практически не существует. Для того чтобы он появился, следует модернизировать налоговую и кредитную системы, которые в данное время являются тормозами для любых сложных, капиталоемких и продолжительных во времени инноваций.
Второй подход - плановый (централизованный), использующий механизм государственного планирования и программирования с инвестированием за счет кредитной эмиссии и средств государственного бюджета, например, в форме государственного заказа.
В институциональном аспекте, на наш взгляд, разделение некогда общей государственной (общественной по содержанию) собственности на федеральную, субъектов Федерации и муниципальную имеет ошибочный характер, поскольку достаточно было разграничить эту общественную собственность по субъектам распоряжения и пользования, но не создавать непреодолимые барьеры для ее воспроизводства и эффективного использования. Например, для реконструкции тепловых сетей в общегосударственном масштабе требуется разработать общехозяйственный план (включая комплексный проект) с единым финансированием, материально-техническим снабжением и контролем за реализацией. Однако в настоящее время эти процессы идут сложным путем предоставления субвенций и иных финансовых вливаний из федерального бюджета в региональные бюджеты, откуда поступают в муниципалитеты. Таким образом, важнейшая народно-хозяйственная проблема, по существу, не формулируется в качестве таковой на уровне правительства и распыляется по множеству муниципальных мероприятий «латания дыр».
Так, например, в случае с ренессансом котельных государство в лице министерства энергетики и других структур (например, Минстроя) не сочло возможным принять ограничительные решения, подобно тому, как это сделано в Голландии.
Возможно, что для планомерной и радикальной реконструкции теплоэнергетики и теплоснабжающей инфраструктуры потребуется их национализация с последующей передачей этих объектов в пользование (лизинг) эксплуатирующим компаниям.
Преимуществом первого подхода является однозначная достижимость запланированных результатов к установленному периоду. Принципиально сложными моментами здесь, по нашему мнению, являются:
- необходимость решения множества правовых аспектов финансирования объектов теплофикации, находящихся в муниципальной собственности;
- формирование нового механизма централизованного планирования в условиях рыночной экономики;
- разработка нового для нынешней российской экономики механизма кредитной эмиссии под будущую стоимость.
Не рассматриваются ключевые аспекты государственного планирования в сочетании с рыночными механизмами регулирования экономики, отметим, что известный план ГОЭЛРО разрабатывался и реализовывался в условиях рыночной экономики периода нэпа (новой экономической политики).
По нашему мнению, национальный проект реконструкции теплового хозяйства и зданий может иметь то же значение, что и план ГОЭЛРО. Однако, как замечает А. А. Салихов, «все грандиозные программы развития электроэнергетики... типа ГОЭЛРО-2 не должны серьезно обсуждаться до тех пор, пока не будет осмыслена необходимость разработки национальной программы теплофикации - Государственной программы теплофикации России (ГОТФОРО)» [13, с. 55].
Следует согласиться с мнением Ю. В. Яременко [18], который рассматривал государственное планирование как механизм эмиссии инноваций, осуществления структурных сдвигов, в процессе которых «качественные» (наукоемкие) ресурсы замещают «массовые» (с относительно низким уровнем наукоемкости), что приводит к экономии последних, например, энергоресурсов.
Если план ГОЭЛРО был связан с массовой эмиссией (инновацией) нового для того времени вида энергии - электричества и реконструкции народного хозяйства, основанной на его применении в различных технологических процессах, то другой, современный национальный план, напротив, должен быть связан с внедрением энергосберегающих технологий, начиная с такой сферы, как теплоснабжение зданий и их теплосберегающая реконструкция. Такой национальный план в современных условиях должен сочетать инструменты директивного планирования (госзаказ, лицензирование и др.) и индикативного планирования (прогнозы развития экономики и отдельных ее отраслей, регионов, приоритеты в промышленной, социальной, экономической политике, политика тарифообразова-ния, технические нормы и нормативы и др.).
Как уже отмечалось, особенностью применения механизма кредитной эмиссии является его эффективность в период смены лидерства техноло-
гических макрогенераций (по В. И. Маевскому), структурных технологических сдвигов (Ю. В. Яременко). Среди теоретических основ концепции кредитной эмиссии под будущую стоимость отметим работу Й. Шумпе-тера [17], в которой исследуются эндогенные механизмы экономических циклов, связанные с дискретным появлением кластеров комбинаций факторов производства. При этом время появления новой макрогенерации совпадает с началом фазы экономического подъема. На наш взгляд, зарождение макрогенерации энергосбережения, шире - ресурсосбережения (ресурсосберегающих технологий), объективно позволяет начать новый длительный экономический подъем российской экономики.
Опираясь на экспериментальные расчеты, Д. С. Львов отмечает: «...в 70-90-е гг. XX в. американская экономика финансировала свой рост на 40-65 % за счет кредитной эмиссии и лишь на 35-60 % за счет перераспределения накопленного капитала. Между тем российская экономическая политика в течение 90-х годов XX в. строилась на том, что экономический рост должен финансироваться в основном из накопленного капитала. Такую политику следует признать ошибочной. Другое дело, что эмиссия под экономический рост всегда сопряжена с определенными рисками. Эти риски необходимо минимизировать, но нельзя отказываться от кредитования роста» [7, с. 314-315].
Механизм кредитной эмиссии в настоящее время, по существу, заблокирован. Однако постепенно правительство увеличивает кредитование реального сектора экономики, например, (май 2014 г.) путем рефинансирования Центробанком коммерческих банков под залог кредитов с государственными гарантиями по проектам, признанным экономически значимыми для общегосударственного развития. Очевидно, что проекты энергосберегающей реконструкции жилищно-коммунального хозяйства, будучи разработанными до уровня ТЭО (технико-экономического обоснования) в разрезе муниципальных образований, относятся к такого рода проектам.
Для организации разработки и реализации такого национального мега-проекта, а также других известных крупномасштабных и долгосрочных проектов в их взаимоувязке, формирования комплекса индикативных показателей социально-экономического развития отраслей, регионов с применением мер стимулирования их выполнения необходим государственный плановый орган (Госплан), осуществляющий разработку стратегических планов социально-экономического развития страны.
Наряду с механизмом кредитной эмиссии в отношении рассматриваемого национального проекта может быть применено и прямое государственное финансирование. По нашему мнению, учитывая выраженную социальную направленность проблемы энергосберегающей реконструкции теплоснабжения, а также высокую народно-хозяйственную эффективность таких инвестиций, целесообразно профинансировать основную часть затрат за счет Фонда национального благосостояния. На 1 июня 2014 г. в нем сосредоточено свыше 3 трлн р. Среди субъектов, которые будут противодействовать такому направлению, очевид-
ны МВФ и другие международные финансовые структуры, поскольку средства МВФ и Резервного фонда финансируют бюджетные дефициты развитых стран и удерживают на плаву финансовую систему Запада.
Примерами использования механизма бюджетного финансирования реконструкции коммунального хозяйства может служить массовая модернизация панельных домов в Восточной Германии с предъявлением требований повышенной комфортности и энергоэффективности. Стоимость модернизации домов составила около 30 % стоимости вновь возводимого жилья, а уровень энергоэффективности после проведенной модернизации соответствует действующему в Германии стандарту энергоэффективности. Общие затраты из федерального бюджета на проведение модернизации панельных домов в Германии составили 6,2 миллиардов евро. Затраты на полную модернизацию одной квартиры составляют примерно 23 тыс. евро, из этой суммы 8,5 тыс. евро направляется на обеспечение показателей энергоэффективности квартиры и здания в целом. Финансирование работ осуществлялось с привлечением средств собственников. Для этого собственнику предоставлялся кредит на 25 лет под 3 % годовых.
Экономия энергоресурса означает, что его потребитель тем самым подключился к его производству со своей стороны. Возможен также случай, когда производитель энергоресурса осуществил инвестицию в энергосбережение в сфере потребления. Тем самым при производстве одного и того же объема первичных энергоресурсов становится возможным обогреть больше помещений.
Для развития инвестиционных процессов в сфере энергосбережения необходимо сформировать общие логические и понятийные основы о рынке энергосбережения и о сбереженной (сэкономленной) энергии как товаре.
Сложившийся традиционный подход к оценке эффективности инвестиций в энергосбережение предусматривает в качестве товара продукт (услугу), произведенный с помощью сэкономленной энергии или с меньшими ее затратами, но не саму эту энергию. То есть оценка эффекта (например, прирост прибыли) производится через оценку прироста продукции или снижения затрат. Сама же сэкономленная энергия в качестве товара не рассматривается. Следовательно, не рассматривается и рынок сэкономленной энергии.
Между тем возврат средств со стороны теплоснабжающей организации за сэкономленное тепло (например, жильцам в составе ТСЖ), определенное как разность между затратами тепла по нормативу расхода (на отопление общей площади дома) и фактически затраченными по счетчику, является устоявшейся практикой.
В этом случае в расчетах присутствует, условно говоря, два продукта как товара:
1. Продукт А - объем тепла, определенный по нормативу и оплаченный по тарифу. Сам факт оплаты означает, что покупатель признал дан-
ный продукт товаром. Договор на теплообеспечение между теплоснабжающей организацией и потребителем (например, ТСЖ) можно рассматривать как договор поставки, в котором объем тепла устанавливается по нормативам с учетом дополнительных регулирующих факторов, главным образом погодного характера. В то же время такой договор со стороны покупателя можно трактовать как своего рода фьючерсный контракт на право покупки товара (тепла) в установленном (рамочном, по некой формуле) объеме в течение установленного периода. Со стороны продавца это фьючерс на право продажи товара (тепла).
2. Продукт Б - сэкономленный относительно норматива объем тепла. Здесь в роли продавца выступает предприятие - потребитель, обеспечивший экономию энергоресурса относительно нормы, а в роли покупателя -продавец тепла (теплосетевая компания). Сам факт оплаты сэкономленного тепла означает, что сэкономленное тепло есть товар, что он использован покупателем. Фактически покупатель сэкономленного тепла продал его другому потребителю.
Особенностью вторичной энергии как товара является то, что физически, будучи потоком, она присутствует в данный момент в сети вместе с объемом энергии, произведенной по основному, нормативно-определенному контракту. Сэкономленная (вторичная, высвобожденная) энергия непосредственно проявляется в деятельности сети в виде роста давления (напряжения) и других энергетических параметров при неизменном объеме производства поставщиком (ТЭЦ), вызванного сокращением потребления. Для нормализации работы системы производитель сокращает производство первичной энергии.
Таким образом, на рынке теплоэнергии, по сути, присутствуют два производителя (продавца) энергии: производитель первичной энергии (условно - ТЭЦ) и производитель вторичной энергии, будучи потребителем первичной энергии (в действительности, как мы заметили, в сети присутствуют оба эти продукта). Отсюда возникает возможность условного обособления этих двух рынков и представления двухсекторной модели рынка теплоэнергетики (сектор первичного тепла и сектор вторичного, сэкономленного тепла).
Такое обособление представляется возможным и необходимым для стимулирования процессов инвестирования в энергосберегающие проекты (мероприятия), с использованием возможности дифференцирования тарифов на энергию, учитывающих участие в таких проектах.
Возможно несколько подходов к разработке моделей функционирования двухсекторного рынка теплоэнергетических ресурсов (тепла). Первый подход - административный - состоит в том, что тарифы на сэкономленное тепло включают в себя стимулирующую надбавку, т. е. они должны быть несколько выше, чем тарифы, по которым оплачивается нормативный объем энергоресурсов. Надбавка может быть сформирована за счет государственных дотаций, а также бонусов со стороны теплоэнергетических компаний, заинтересованных (при создании и им соответствующих условий) в обеспе-
чении с единицы объема тепла (и инвестиций) все возрастающего числа потребителей, за счет роста оборота сэкономленного тепла.
Другой подход - конкурентный, заключается в том, что собственники (по сути, производители) сэкономленного тепла выступают в качестве его продавцов на рынке теплоресурсов, который функционирует как виртуальная (электронная) биржа контрактов. Исходным контрактом, формирующим рынок производных продуктов (сэкономленного тепла), является договор на поставку тепла между теплосетевой компанией и потребителем (собственником здания). При этом подходе на рынке присутствуют и конкурируют продавцы как первичной, так и вторичной энергии. Возможно, что контракты на сэкономленное тепло будут иметь более низкие цены и продаваться в приоритетном порядке, поскольку считается, что инвестиции в энергосбережение более эффективны, чем проекты производства энергии из традиционных ресурсов.
По сути, это та сэкономленная тепловая энергия, размер которой определяется как разность между нормативом и показанием теплосчетчика, стоимость которой возвращается энергосетевой компанией потребителю. В случае с инвестором в энергосберегающий проект это, как уже говорилось, разность в затратах тепла до проекта и после него, выплачиваемая в течение нормативного (установленного в контракте или законодательно) срока окупаемости проекта.
Поскольку исходным документом, генерирующим эти производные контракты по продаже сэкономленной энергии, является договор о теплоснабжении, предусматривающий обязательство сетевой компании выкупить сэкономленное тепло, то это обязательство схоже с векселями (долговыми расписками) этих компаний.
В качестве покупателей вторичного тепла (точнее, прав на доходы от его продажи) могут выступать:
1. Теплоэнергетические компании в рамках сложившейся практики возврата стоимости сэкономленного тепла.
2. Инвесторы, осуществляющие вложения в энергосберегающие проекты.
3. Страховые компании для оплаты рисков энергосберегающих инвестиционных проектов, а также рисков аномальных (форс-мажорных) погодных процессов.
Таким образом, рынок сэкономленного тепла - это рынок прав на доходы от продажи этого вторичного ресурса на основе договоров на тепло-обеспечение.
Расширяя понятие рынка прав на сэкономленное тепло, понимая этот рынок преимущественно как рынок ценных бумаг в сфере энергообеспечения и энергосбережения, укажем, что в качестве эмитентов ценных бумаг здесь присутствуют инвесторы в энергосберегающие проекты, включая энергосервисные компании, формирующие пул энергосберегающих проектов, которые они намерены реализовать в соответствии с подписанными контрактами.
Применяя индикативные нормативы потребления тепла достаточно дифференцированными в зависимости от уровня энергоэффективности объектов энергопотребления и динамичными, увязанными с государственными и корпоративными инвестиционными программами энергосбережения, можно сформировать тарифный механизм стимулирования энергосбережения.
Усиливать действие нормативно-тарифного механизма стимулирования инвестиционных процессов энергосбережения возможно на основе институтов энергообследования и энергоаудита. Это означает, что должны действовать две группы нормативов для оценки размера экономии (перерасхода) тепла: общая (принятая по стране для типовых зданий) и нормативы на основе энергообследований. В результате энергообследования может быть установлен пониженный норматив энергопотребления, учитывающий фактически улучшенное или ухудшенное (относительно, например, СНиП) состояние энергоэффективности здания.
Как уже отмечалось, обязательным условием формирования рынка инвестиций в энергосберегающие проекты является относительная стабильность и долговременность тарифов (соответствующая периоду возврата инвестиций). Поэтому в случае закрепления в практике заключения долгосрочных (на 3-5 лет, соответствующих нормальному сроку окупаемости инвестиций) договоров на теплоснабжение возможно формирование вторичного рынка теплоэнергии (он же - рынок вторичной, сэкономленной энергии). Таким образом, рынок теплоэнергии представляется двух-секторным: первый сектор - рынок первичного тепла, второй сектор -рынок вторичного (сэкономленного) тепла.
На этом рынке сэкономленного тепла реализуются контракты на право покупки и продажи тепловой энергии на определенный, достаточно длительный (несколько месяцев) срок. Собственность на эту сэкономленную энергию (право на продажу) возникает на основе первичного договора на теплообеспечение между теплоснабжающей организацией и собственником здания (группы зданий). В отличие от нынешней практики непосредственного возврата стоимости сэкономленной энергии, предлагается продавать эту сэкономленную энергию на рынке вторичных (сэкономленных) энергоресурсов.
Количество тепловой энергии определяется как разность между нормативным и фактическим (по счетчику). Поскольку сделки являются рисковыми, например, из-за действия погодных факторов, их необходимо страховать. Следовательно, энергостраховая компания должна арендовать часть производственных мощностей у первичных производителей тепла. В общем случае цены на тепло на таком вторичном рынке (рынке сэкономленного тепла) формируются под влиянием спроса и предложения, т. е. могут отличаться от нормативных тарифов. Контракты подлежат регистрации, что позволяет энергопроизводителям сформировать портфель заказов и сбалансировать объемы производства теплоэнергии с потребностями (спросом).
Организационно деятельность такого рынка вторичных энергоресурсов оформляется как электронная биржа (электронные торги).
Описанная в самом общем виде двухсекторная модель рынка тепло-обеспечения функционирует как инструмент регулирования объема производства тепла и его потребления с учетом действия механизмов стимулирования энергосбережения.
Еще одно направление в разработке дифференцированных тарифов на теплоснабжение и энергосберегающее инвестирование - это энергосберегающая реконструкция зданий. На единицу жилой площади в России расходуется в 2-3 раза больше энергии, чем в странах Европы (в Германии в настоящее время расход теплоэнергии на отопление составляет 80 кВтч/м2, а в Швейцарии - 55 кВтч/м2) благодаря жесткой стандартизации жилищного строительства с позиции энергопотребления. Существующий интегральный показатель потребления энергии на отопление дома в средней полосе России составляет 400-600 кВтч/м2 общей площади. Энергоэффективным, т. е. имеющим низший класс энергоэффективности, считается дом, потребляющий как минимум втрое меньше энергии на обогрев - не более 150 кВтч/м2.
По данным фонда «Инициатива "Жилищное хозяйство Восточной Европы"» (^О), из 3 млрд м2 жилья в России в срочной реконструкции нуждается более половины. Принимая, что средняя площадь квартиры составляет 58 м2, получаем 51,7 млн квартир. По указанным ранее германским расценкам для реконструкции жилья в России потребуется 0,6 трлн евро. При паритете ППС - ЕС (24,95) это соответствует примерно 15 трлн р., в том числе на теплосберегающую реконструкцию - 5,5 трлн р.
Потенциал теплосбережения при реконструкции зданий может быть оценен порядка 300 млн Гкал в год, стоимость тепла примерно 400 млрд р. в год. Как видим, затраты в теплосбережение жилого фонда почти на порядок выше, чем для теплового хозяйства.
Подход к инвестированию в теплосберегающие проекты по данному направлению видится общим с инвестированием в реконструкцию теплового хозяйства и рассматривается нами как единый национальный проект теплосберегающей реконструкции коммунального хозяйства. Основным методом финансирования этого проекта, по нашему мнению, должна быть кредитная эмиссия.
Теплосберегающая реконструкция зданий может и должна сочетаться с производством возобновляемых видов энергии, включая фотовольтаику, гелиоэнергетику, использование биогаза, твердых бытовых отходов, вторичного тепла и др. Реконструкция зданий может сочетаться с улучшением комфорта проживания, включая перепланировку. Имеются проектные решения пристройки лифтов, балконов, лоджий, мансард. Основную часть затрат на реконструкцию, включая льготное кредитование, субсидии, предоставление налоговых выплат, по нашему мнению, должно нести государство.
Литература
1. Анализ итогов деятельности электроэнергетики за 2012 год, прогноз на 2013 год. - М.: Министерство энергетики РФ, 2013. - 98 с.
2. Башмаков И. А. Будущее ТЭЦ в России [Электронный ресурс] // Новости теплоснабжения. - 2004. - № 1. - URL: http://www.ntsn.ru
3. Богданов А. Б., Богданова О. А. Термодинамический и статистический методы анализа энергоемкости ТЭЦ // Теплоэффективные технологии. - 2013. -№ 1. - С. 6-31.
4. Влияние роста цен на газ и электроэнергию на развитие экономики России. / рук. А. А. Макаров, Т. А. Митрова. - М.: ИНЭИ РАН, 2013. - 35 с.
5. Гравелье Ж. Значение концессионной модели для обновления городских систем теплоснабжения в России [Электронный ресурс] // Новости теплоснабжения. - 2011. - № 4. - URL: http://www.ntsn.ru/4_2011.html
6. Зайцев Е. Д. Метод расчета удельных расходов топлива на различные виды энергии, отпускаемой ТЭЦ [Электронный ресурс] // Современные научные исследования и инновации. - 2012. - № 9. - URL: http://web.snauka.ru/issues/2012 /09/16911 (Дата обращения: 25.05.2014).
7. Институциональная экономика: учеб. пособие / под рук. акад. Д. С. Львова. - М.: ИНФРА-М, 2001. - 318 с.
8. Лукницкий В. В. Тепловые электрические станции промышленных предприятий. - М.; Л.: Госэнергоиздат, 1953. - 472 с.
9. Международный опыт реформирования электроэнергетики. Англия и Уэльс. - М.: РАО «ЕЭС России», 2003. - С. 15.
10. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. СПО ОРГРЭС. - М., 1995.
11. Нигматулин Б. И. О стоимости электроэнергии угольных ТЭС для потребителей России, Германии и США [Электронный ресурс]. - URL: http://www. proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=3304
12. Политика в теплоснабжении / Министерство энергетики Российской Федерации. - М., 2013. - 25 с.
13. Салихов А. А. Неоцененная и непризнанная «малая энергетика». - М.: Новости теплоснабжения, 2009. - 174 с.
14. Семенов В. А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. - М.: Энас, 1998. - 190 с.
15. Топливно-энергетический комплекс России 2000-2009 гг. (справочно-аналитический обзор) / общ. ред. Бушуева, А. М. Мастепанова, А. И. Громова. -М.: Энергия, 2009. - С. 374.
16. Шаргут Я. Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ // Теплоэнергетика. - 1994. - № 12. - С. 62-66.
17. Шумпетер Й. Теория экономического развития. - М.: Прогресс, 1982.
18. Яременко Ю. В. Экономические беседы. - М.: ЦИСН, 1998.
Рогов Виктор Юрьевич, доктор экономических наук, кафедра экономики предприятий и предпринимательской деятельности, Байкальский государственный университет экономики и права. Тел. 8 914 896-41-54. Е-mail: rogovvu@mail.ru
Rogov Victor Yurievich, Doctor of Economics, chair of business economics and business activity, Baikal State University of Economics and Law.
