Энергаз2
Аналитика - Генерация энергии

«Альтернативная котельная» может привести к росту тарифов от 20% до 84% в 11 городах России


27.08.18 21:19
«Альтернативная котельная» может привести к росту тарифов от 20% до 84% в 11 городах России Тариф «альткотельной» выше текущего уровня тарифов для всех 19 городов, которые выразили желание стать «пилотными» для внедрения нового метода тарифного регулирования.

Институт проблем естественных монополий (ИПЕМ) оценил эффект для населения от введения новой схемы расчетов тарифа на тепловую энергию – метода «альтернативной котельной». Институт отмечает, что  в 11 из них дополнительный рост тарифов составит от 20% до 84%. Такой скачок, по мнению экспертов, с одной стороны, несет риск всплеска социальной напряженности, а с другой, представляет опасность для финансовой устойчивости энергокомпаний, так как местные власти могут в перспективе пойти на кардинальное ограничение роста тарифов.
 
Новая схема расчета тарифов на тепловую энергию по методу «альтернативной котельной» разрешена к применению с января 2018 года. Согласно ей, в качестве предельного уровня тарифа на теплоэнергию (price cap) будет использована предполагаемая стоимость тепла в случае строительства новой локальной котельной в регионе. Ожидается, что такой подход позволит устранить основные недостатки текущей схемы расчета тарифов, основанной на методе индексации. Пока переход на новый метод тарифного регулирования является добровольным. На данный момент перейти на метод «альтернативной котельной» изъявили желание 19 городов России – Казань, Новосибирск, Липецк, Смоленск, Абакан, Красноярск, Апатиты. Рубцовск.
 
ИПЕМ при помощи специального калькулятора, размещенного на сайте Минэнерго России, провел расчеты возможных новых тарифов «альтернативной котельной» для указанных городов и сравнил их с текущими. Расчеты показали, что в 10 из 19 городов дополнительный рост тарифов превысит 20%, в 4 из 19 – будет ниже 10%. Лидерами по дополнительному росту тарифов станут сибирские города:  Абакан (+84%), Красноярск (+68%) и Новосибирск (+53%).
 
При расчете для каждого города был выбран преобладающий вид топлива: в трёх городах (Абакан, Апатиты и Рубцовск) таковым является уголь (данные города расположены за пределами единой системы газоснабжения), в остальных - газ, для которого была использована минимальная оптовая цена «Газпрома» в соответствующих регионах. В качестве текущего тарифа на тепло (для сравнения) был использован усреднённый тариф для населения за два полугодия 2018 года.
 
В процессе сбора данных о текущих уровнях тарифов на тепло было обнаружено, что они могут значительно различаться даже в городах со схожими условиями (географическое положение, характер застройки, структура теплогенерирующих мощностей). Причины таких различий кроются в детальных различиях систем теплоснабжения, которые трудно интерпретировать независимому наблюдателю.
 
По мнению ИПЕМ, в некоторых городах такой рост расходов на теплоснабжение может спровоцировать крайне негативную реакцию населения. В российской практике тарифного регулирования существует ряд примеров, когда под давлением общественного мнения пересматривались уже утвержденные параметры индексации тарифов (тарифы на ЖКУ в Новосибирске в 2017 году), и даже замораживалось распространение отдельных методов тарифного регулирования (социальная норма электропотребления). Однако, как считают эксперты, такой сценарий обратного одностороннего пересмотра тарифов угрожает, прежде всего, финансовой устойчивости самих теплоснабжающих организаций, так как в рамках перехода на новый метод тарифообразования для реализации инвестпрограмм они будут вынуждены привлечь значительные заёмные средства.
 
Так, в рамках существующей схемы фиксируется нормативный уровень прибыли. При этом, если определённая компания повысит эффективность своей деятельности, снизив издержки, то уже на следующий год тариф будет пересчитан, и дополнительной прибыли от экономии за счёт снижения издержек компания может лишиться. Таким образом, в действующей тарифной схеме минимальны экономические стимулы для хозяйствующих субъектов, поэтому теплогенерирующие и теплосетевые компании остаются незаинтересованными в обновлении устаревшего оборудования и повышении эффективности работы.
 
Однако новая модель не в состоянии устранить все недостатки текущей схемы тарифообразования: например, сохранится действующий порядок разделения затрат топлива на электроэнергию и тепло при когенерационной выработке, при котором большая часть экономии относится на электроэнергию. Данный порядок ограничивает конкурентоспособность ТЭЦ на рынке тепла как при методе индексации, так и при методе «альтернативной котельной».
 
Таким образом, введение метода «альтернативной котельной» имеет наибольшую привлекательность для функционирующих на рынке тепла компаний и потенциальных инвесторов за счет установления долгосрочного тарифа на тепловую энергию, который в течение установленного срока будет фактически только индексироваться на определённую величину.
 
Согласно новому методу дополнительные средства, полученные ЕТО2 в результате модернизации системы теплоснабжения и повышения эффективности, остаются в распоряжении компании в течение 5 лет, а сокращение затрат не является основанием для досрочного пересмотра тарифов. Это условие, как предполагается, должно привести к появлению стимулов для инвестирования и, как следствие, сокращению общего износа генерирующего оборудования и тепловых сетей, что и является одной из основных целей внедрения данного механизма тарифообразования.
 
фото: smolensk.glavny.tv
 







О проекте Размещение рекламы на портале Баннеры и логотипы "Energyland.info"
Яндекс цитирования         Яндекс.Метрика