Исходя из графика, становится понятно, что основные виды твёрдого топлива, используемые при выработке тепловой энергии - каменный и бурый уголь, которые суммарно занимают долю выработки более 98% на твёрдых видах топлива. Под локальными разновидностями топлива подразумевается в основном торфяное топливо, а также древесный уголь.

К разновидностям нефтяного топлива относят следующие разновидности:

· Мазут;

· Дизельное топливо;

· Нефть;

Использование данных видов топлива обусловлено, прежде всего, близостью источников данного вида топлива. Например, в Северо-Западном Федеральном Округе доля использования нефтетоплива достигает 6%. Это в первую очередь обусловлено работой в округе второго по величине нефтеперерабатывающего завода - Киришского НПЗ, который позволяет некоторым котельным в сравнительной степени эффективно работать на данных видах топлива. Однако, в целом по стране нефтетопливо значительно дороже газового и угольного, а также подвержено более высоким колебаниям, что делает работу на нём более рискованной. В этой связи в целом по стране доля нефтетоплива не превышает 3 % и составляет 2,7% в 2016 году.

К прочим видам топлива относятся различные виды эко-топлива, такие как древесная щепа, различные виды отходов, навоз.

Для понимания насколько велико влияние стоимости основных видов топлива на тарифы, необходимо проанализировать динамику их цены за последние годы. Динамика изменения стоимости природного газа и угля приведена на графиках 15 и 16.

Из вышеприведённых графиков становится отчётливо понятно, что рост тарифов в сфере теплоснабжения в первую очередь обусловлен ростом стоимости энергоресурсов. Так, в период с 2012 по 2016 год стоимость природного газа подорожала практически на треть, а именно на 28,9%. В этот же период стоимость угля выросла на 18%. Если посмотреть корреляцию динамики инфляции и стоимости основных видов топлива, используемых при выработке тепловой энергии, то она будет близка к 1. В некоторые годы рост стоимости газа и угля превышал уровни инфляции. Например, в 2013 году рост цены газа составил 12,7% в то время как официальная инфляция составляла всего 6,45%. В этом случае получалось, что в росте тарифов получалось заложить лишь реальную стоимость топлива, существенно увеличившегося в цене. Комитеты по ценам и тарифам, руководствуясь рядом ограничений, описанных ранее в пункте об инфляции, не индексировали затраты (прежде всего операционные), которые должны были вырасти согласно методике №760-э, чтобы вписаться в рамки индексов, выпущенных Минэкономразвития. На примере ситуация становится более ясной - при доле расходов на ресурсы в 50% от всех расходов, рост его стоимости на 12% автоматически ведёт к общему росту доходов на 6%. Лага для индексации других расходов не остаётся, при условии, что орган регулирования должен вписаться в рамки утверждённых индексов.

Ситуация ещё более усугубляется тем, что ресурсоснабжающие организации помимо покупки топливных ресурсов, также покупают электроэнергию, рост экономически обоснованных тарифов которой в некоторые годы превышает предельный индекс. То же самое касается расходов на водоснабжение и водоотведение. Если организация осуществляет покупку ресурса у поставщиков, у которых установлены отдельные тарифы на поставку холодной воды и водоотведение, то орган регулирования не имеет возможности удерживать затраты организации на прежнем уровне, если тарифы у этих поставщиков выросли.

Таким образом получается, что рост стоимости ресурсов зачастую опережает предельные индексы, в которые региональные органы регулирования цен и тарифов должны вписаться. В этой связи у органа регулирования есть 2 пути - увеличивать межтарифную разницу и растить нагрузку на бюджет, либо фактически занижать стоимость тарифов для недопущения чрезмерного роста расходов бюджета. Основываясь на опыте практики и наблюдениям за процессом установления тарифов в сфере теплоснабжения на 2018 год, можно сказать, что орган регулирования при принятии решений пытается найти золотую середину между ростом тарифа (благоприятным для инвестора теплоснабжающей компании) и его сдерживанием (благоприятным для потребителей и Правительства региона, частью которого орган является). В итоге получается, что рост цен на ресурсы способен свести к нулю рост стоимости остальных затрат организации, в связи с чем для выживания и рентабельности деятельности ресурсоснабжающим компаниям приходится изыскивать внутренние резервы повышения эффективности, в том числе таких непопулярных мер, как сокращение персонала, заработных плат и снижения расходов на содержание системы теплоснабжения в надлежащем состоянии. Всё это не может не сказаться на качестве поставки тепловой энергии конечным потребителям.

1.4 Планируемый объем инвестиций, плановые объемы модернизации

Исходя из информации о среднем возрасте источников тепловой энергии, приведённой в разделе 1.1. настоящей диссертации (график 7), а также прогнозу ИНЭИ РАН о среднем возрасте источников до 2030 года, можно сделать однозначный вывод о том, что необходимость модернизации источников назрела и её необходимо начинать уже сейчас. Об этом говорят и динамика аварийности и износа сетей, которые также подробно проанализированы в разделе 1.1.

Для того, чтобы оценить будущую потребность инвестиций в отрасль теплоэнергетики для начала необходимо понять текущие уровни вложений средств в основные фонды централизованного теплоснабжения и сделать выводы о достаточности или недостаточности текущих уровней. Динамика инвестиций за прошедшие 2012-2016 годы представлена на графике 17:

Как видно из графика, уровень инвестиций с 2012 года практически не изменился и остался на уровне около 100 млрд.руб/год. Если считать уровень инвестиций в ценах 2012 года, то становится ясно, что реальный уровень инвестиций упал более чем на треть (уровень инфляции в 2013 году составлял 6,58%, в 2014 году - 11,36%, в 2015 году - 12,91%, в 2016 году - 5,38%).

По данным доклада Минэнерго, суммарный объём расходов теплоснабжающих компаний на нужды теплоснабжения составлял в 2012 году порядка 850 млрд.руб., а к 2016 году этот уровень вырос до 1 065 млрд.руб. Таким образом, расходы ресурсоснабжающих организаций выросли за период 2012-2016 годов более чем на 20%. Получается, что совокупная доля расходов, которые направляются на инвестиции в основной капитал систем теплоснабжения с 12% в 2012 году упала до 9% к 2016 году. Если учитывать, что в среднем по Российской Федерации 6% расходов направляется на амортизацию основных средств, то есть на поддержание системы в рабочем состоянии без значительных, то чистый уровень инвестиций в качественное повышение энергоэффективности систем теплоснабжения снизился с 6% в 2012 году до критических 3% в 2016 году. Это означает, что для того, чтобы совершить полное обновление системы теплоснабжения на это потребуется более 33 лет. За эти годы система уже снова морально устареет.

Мировая практика создания эффективных систем теплоснабжения (прежде всего энергетические программы в Скандинавии) утверждает, что для опережающего обновления систем теплоснабжения необходимо на нужды энергоэффективности направлять не менее 10% всех расходов. С учётом уровня амортизации суммарный уровень инвестиций в Российской Федерации должен быть на уровне не менее 16%. В денежном выражении 2016 года - это 170,4 млрд. руб., то есть на 70 млрд. выше текущего уровня. Данный уровень привлечения дополнительных инвестиций вполне достижим, с учётом того, что государство готово выделить дополнительные 1,5 трлн.руб в течение 15 лет на модернизацию ТЭЦ.

Говоря о плановых объёмах модернизации, следует обратиться к исследованию энергетического центра Сколково, согласно которому уже с 2025 года будет наблюдаться значительный дефицит мощностей за счёт выбытия устаревших ТЭЦ из общего баланса рынка. Именно с целью недопущения дефицита мощности государству следует выработать инструментарий, который позволит закрыть наметившуюся негативную тенденцию, повысить привлекательность рынка для частных инвесторов. Частные инвестиции позволят государству, во-первых, сэкономить значительные средства и перераспределить их на другие направления, во-вторых частные инвесторы в большинстве своем более эффективны, чем государственные программы. Главная роль государства в этом вопросе - создать понятные, долгосрочные и привлекательные правила игры, которые простимулируют приток инвестиций.

На данном графике представлен сценарий, который предусматривает сохранение текущего уровня инвестиций. При его реализации мы видим, что дефицит мощности к 2035 году достигнет 66,3 ГВт. Это ещё одно подтверждение того, что для государства в текущих условиях неизбежны вложения в теплоэнергетическую инфраструктуру. Вопрос лишь в том, какое количество ресурсов понадобится и с помощью каких инструментов оптимально их расходовать.

1.5 Инструменты повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики

Из предыдущих разделов данной диссертации можно выделить следующие инструменты, которые есть в руках у регулятора рынка, способные повысить инвестиционную привлекательность:

ь Инвестиционная программа (подробно описана в разделе 1.3.);

ь Методика расчёта тарифа «альтернативная котельная» (подробно описана в разделе 1.2.);

ь Либерализация рынка с помощью распределённой генерации (также описана в разделе 1.2.).

Ещё одним инструментом повышения инвестиционной привлекательности, который ранее не упоминался в данной диссертации, является концессионное соглашение. На основании пройденной практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области можно сказать, что данный инструмент на текущий момент является одним из катализаторов привлечения частных инвестиций в отрасль. В частности, на территории Ленинградской области на 2018 год заключено 3 концессионных соглашения в сфере теплоэнергетики общей стоимостью 3,5 млрд.руб.

Смысл концессионного соглашения заключается в том, что муниципальные власти проводят тендер на передачу своего имущества сроком на 15 лет с обязательным условием модернизации существующей системы теплоснабжения и улучшением показателей энергоэффективности. При этом регион, который выступает третьим лицом в любом концессионном соглашении в сфере теплоэнергетики, выступает гарантом возврата денежных средств победителю конкурса (инвестору). Спустя 15 лет инвестор имеет преимущественное право на аренду этого имущества, при условии соблюдения условий, обозначенных в соглашении.

Заключение концессионного соглашения также регулируется федеральным законодательством, в этой связи для анализа этого инструмента сначала необходимо ознакомится с нормативной базой, регулирующей порядок и способы заключения концессионного соглашения в сфере теплоэнергетики. Основной документ, регламентирующий заключение концессионных соглашений - Федеральный закон №115 о концессионных соглашениях от 6 июля 2005 года.

Согласно вышеупомянутому закону, в обязанности органа регулирования входит согласование долгосрочных параметров регулирования, являющихся неотъемлемой частью концессионного соглашения. К долгосрочным параметрам согласно основам ценообразования №1075 относятся: базовый уровень операционных расходов организации, удельные параметры расхода топлива, электрической энергии и воды для производства тепловой энергии, а также нормативный уровень потерь тепловой энергии.

Таблица 2. Краткое описание инструментов повышения инвестиционной привлекательности

Инструмент	Описание
Инвестиционная программа	Затраты на реконструкцию распределяются в тариф на определённый период (обычно на 5 лет)
Методика расчета тарифа «альтернативная котельная»	Региональный комитет по тарифам рассчитывает тариф для «альтернативной котельной» - квартальная котельная, обеспечивающая теплоснабжение нескольких небольших домов. Эта стоимость ежегодно индексируется и является предельной для рынка. Цена поставки тепловой энергии - договорная, но не выше тарифа по альт.котельной.
Концессионное соглашение	Передача муниципального имущества инвестору на 15 лет с условием осуществления модернизации с его стороны и гарантией возврата инвестиций со стороны региона.
Либерализация рынка с помощью распределённой генерации	Включение локальных источников, рассчитанных на собственные нужды в ЕЭС, появление просьюмеров, умных сетей и накопителей энергии.

Перед тем, как переходить к количественному анализу инструментов, необходимо описать их главные преимущества и недостатки, основанные на опыте, полученном в ходе научно-исследовательской практики в комитете по ценам и тарифам Ленинградской области:

Таблица 3. Преимущества и недостатки инструментов повышения инвестиционной привлекательности:

Инструмент
Инвестиционная программа	1.Повышение доходов РСО; 2.Конкретика мероприятий по улучшению системы теплоснабжения; 3. Возможна ежегодная корректировка в случае изменения условий реализации программы 4.Точечное решение для крайне изношенных систем.	1.Дополнительная нагрузка на потребителей; 2.Имущество, построенное по инвестиционной программе, остаётся инвестору; 3.Увеличение межтарифной разницы; 4.Ограниченность распространения бюджетом региона.
Методика расчета тарифа «альтернативная котельная»	1.Существенное повышение рентабельности крупных производителей; 2.Рыночный подход к определению цены тепловой энергии ниже уровня альтернативной котельной; 3.Повышение ответственности единой теплоснабжающей организации за качество оказываемых услуг потребителям.	1.Банкротство мелкой генерации; 2.Возможность картельного сговора крупных поставщиков, работающих в одной системе теплоснабжения; 3.Неактуально для муниципальных образований, в которых работает одна теплоснабжающая организация - стоимость будет предельной.
Концессионное соглашение	1.Понятные условия работы на долгосрочный период для организации; 2.Обязательное условие улучшения системы; 3.Возможность возмещения затрат инвестора через различные источники (тариф, бюджет региона, бюджет РФ) 4.Имущество, построенное в рамках соглашение остается за собственником, т.е. муниципалитетом.	1.Дополнительная нагрузка на бюджет субъекта/тариф; 2.Сложность изменения условий концессии, так как необходимо согласование ФАС; 3.Сложность планирования на 15 лет ввиду постоянно изменяющихся условий; 4.Необъективность оценки связи затрат и уровня улучшений системы за 15 лет;
Либерализация рынка с помощью распределённой генерации	1.Появление конкуренции, снижение цен, повышение энергоэффективности; 2.Дополнительный доход мелких генераторов; 3.Снижение уровня потерь в рамках систем теплоснабжения; 4.Повышение рентабельности работы источников возобновляемой энергии.	1.Снижение рентабельности крупных производителей; 2.Неготовность потребителей к новой рыночной модели; 3.Высокие затраты на создание систем распределённой генерации; 4.Отсутствие законодательных норм, регламентирующих новые модели рынка.

Итогом данной главы является выделенный инструментарий, который позволяет государству повысить инвестиционную привлекательность. PESTEL-анализ позволил выделить 2 инструмента - методику «альтернативной котельной» и либерализацию рынка с помощью распределённой генерации. Анализ факторов, влияющих на тарифы, позволил выделить ещё один инструмент - инвестиционную программу. Наконец, полученный за время прохождения научно-исследовательской практики опыт позволил выделить четвёртый инструмент - концессионное соглашение. Как было описано выше, каждый из этих инструментов имеет массу как положительных, так и отрицательных сторон. Становится совершенно ясно, что рационально применять данные инструменты при различном наборе рыночных условий, то есть ситуативно. Для того, чтобы определить в каких рыночных условиях необходим тот или иной инструмент, необходимо их количественно проанализировать на примере конкретных условий. Переходим к следующему разделу диссертации - оценке рациональности внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности.



Глава 2. Анализ рациональности внедрения инструментов повышения инвестиционной привлекательности

Из прошлой главы был отобран инструментарий повышения инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики для дальнейшей количественной проверки. Всего было выбрано и качественно проанализировано 4 инструмента:

ь Инвестиционная программа;

ь Методика расчёта тарифа «альтернативная котельная»;

ь Концессионное соглашение;

ь Либерализация рынка с помощью распределённой генерации;

Для того чтобы сделать окончательные выводы о ключевых факторах инвестиционной привлекательности рынка теплоэнергетики, необходимо проанализировать все эти инструменты количественно. Количественный анализ позволит оценить реальный эффект от внедрения данного инструмента для потенциального инвестора.

2.1 Анализ внедрения инструмента инвестиционной программы

Одним из описанных инструментов, призванных инвесторов вкладывать свои средства в теплоэнергетические активы, является инвестиционная программа. Она рассчитана, как правило, на 5 лет и представляет собой «надбавку» к экономически обоснованному тарифу, которая обеспечивает инвестору возврат вложенных капиталовложений. Схема возврата в достаточной степени проста - орган регулирования цен (тарифов) утверждает объём капиталовложений, который будет осуществлён организацией в определённую систему теплоснабжения и в течение 5 лет возвращает эти средства путём добавления инвестиционной составляющей в виде константы к тарифу на 5 лет. После реализации инвестиционной программы тариф возвращается к нормальному уровню уже без инвестиционной составляющей. На первый взгляд простая схема гарантированного возврата затрат инвестору несёт в себе массу подводных камней. Например, при росте тарифа на инвестиционную составляющую возникает дополнительная межтарифная разница по населению, так как рост экономически обоснованного тарифа с учётом инвестиционной составляющей значительно опережает рост тарифов по населению. Таким образом, согласовав введение инвестиционной составляющей, орган регулирования приносит дополнительные затраты региональному бюджету в случае, если в данной системе теплоснабжения одними из потребителей является население. В этой связи объем инвестиционных программ в достаточной степени ограничен. Кроме того, одним из недостатков инвестиционных программ является тот факт, что инвестор, вложивший средства по инвестиционной программе, получает право собственности на имущество, построенное в ее рамках. Этот недостаток может серьёзно сказаться на имуществе муниципалитетов. Например, если котельная взята в аренду у какого-либо муниципалитета, то при замене котлов в данной котельной за счёт инвестиционной программы, инвестор в случае расторжения договора аренды сможет забрать себе эти котлы. В данном случае произойдёт фактическая остановка работы котельной. Это же является бесспорным плюсом для инвесторов, которые понимают, что при реализации инвестиционной программы они фактически гарантируют себе сохранение права эксплуатировать существующее имущество.

Еще одним существенным преимуществом реализации инвестиционной программы для инвестора, является размытость требований по общему улучшению параметров работы системы теплоснабжения. Это ведёт к тому, что после реализации инвестиционной программы, организация возвращается на тот же тариф, который бы был и без реализации мероприятий по реконструкции системы теплоснабжения. Таким образом получается, что организация не несёт никаких обязательств по реальному улучшению параметров работы системы теплоснабжения после реализации инвестиционной программы.

Нагляднее всего реальный эффект от инвестиционной программы можно проанализировать на конкретном примере - работе одной из теплоснабжающих организаций Волховского района Ленинградской области, ООО «Леноблтеплоснаб». Предположим, что региональным органом цен (тарифов) согласована инвестиционная программа в размере 160 млн.руб., рассчитанная на 5 лет.

График 19. Динамика тарифов при реализации инвестиционной программы ООО «Леноблтеплоснаб» в Волховском районе Ленинградской области

При реализации заявленных мероприятий на сумму 160 млн.руб, ООО «Леноблтеплоснаб» получит инвестиционную надбавку в размере 150 рублей/Гкал в течение 5 лет.

Необходимо сказать, что вне зависимости от реализации инвестиционной программы, в рамках долгосрочного регулирования ООО «Леноблтеплоснаб» тарифы будут подвержены росту из-за инфляции порядка 4%, в этой связи в период с 2018 по 2024 годы тариф без инвестиционной программы вырастет с 2 430,02 до 3 074,75 руб./Гкал.

Выводы по данному инструменту можно сделать следующие:

ь Инструмент подходит для решения локальных критических проблем в работе систем теплоснабжения, так как не улучшает параметры конечного тарифа после реализации инвестиционной программы;

ь Из-за того, что инвестиционная составляющая ложится бременем на тариф, этот инструмент нельзя применять для тех поселений, где наибольшим потребителем является население, так как это приведёт к транслированию роста тарифа на межтарифную разницу;

ь Инструмент невыгоден потребителям и государству, так как не несёт существенных положительных последствий (за исключением снижения аварийности) для этих заинтересованных сторон, в этой связи мотивация регулятора к массовому масштабированию данного инструмента низка.

2.2 Анализ внедрения методики альтернативной котельной

2.2.1 Расчет уровня капитальных затрат на строительство с помощью методики альтернативной котельной

Для того, чтобы оценить влияние внедрения методики работы альтернативной котельной на конкретном примере, первоначально необходимо просчитать уровень цены тепловой энергии по данной методике. В рамках Федерального Закона №190 «О теплоснабжении» разработан подзаконный акт, который является пособием для расчёта уровня предельной цены на тепловую энергию методом альтернативной котельной. Этот подзаконный акт является Постановлением Правительства РФ от 15.12.2017 N 1562 "Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)". Данное постановление подробным образом описывает, каким образом необходимо рассчитывать стоимость тепловой энергии методом альтернативной котельной.

Для начала расчётов необходимо определиться с базовыми технико-экономическими параметрами работы данной котельной. В данном методе будут рассматриваться котельные, использующие один из 3-х видов топлива:

· Природный газ;

· Уголь;

· Мазут.

Установленная мощность всех 3-х котельных будет одинаковой - 10 Гкал/ч. Данной мощности достаточно, чтобы обеспечивать бесперебойное отопление жилого квартала общей площадью 68 850 кв.м., средней этажностью в 18 этажей (согласно нормативам). Площадь земельного участка, необходимая для расположения котельной будет разной, так как для угольной котельной требуются ангары для хранения угля, а для мазутной - необходимо дополнительное расположение резервуаров хранения мазута. Затраты на строительство котельных рассчитываются с учётом укрупнённых смет из национальных ценовых сборников (НЦС).

Площадь участка для газовой котельной будет 500 кв.м., для угольной - 4200 кв.м, а для мазутной - 1300. Стоимость земельных участков рассчитывается региональным органом регулирования цен (тарифов) с учётом среднерыночных цен за 1 кв.м. земли в районе расположения котельной.

Сети для всех 3-х котельных будут одинаковыми. Их протяжённость будет равна 850 метрам, средневзвешенный диаметр - 185 мм, схема тепловых сетей - двухтрубная, независимая, закрытая, трубы изготовлены из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке, способ прокладки - подземный бесканальный. Затраты на прокладку тепловых сетей рассчитываются с учётом укрупнённых смет из национальных ценовых сборников (НЦС), учитывающих плотность земельных пород, плотность застройки и климатические условия.

Исходя из указанных технических характеристик котельных, будут рассчитаны необходимые потребности в электроэнергии, водоснабжении и газоснабжении (для газовой котельной). Необходимая потребность котельных в электроэнергии различна, так как угольная котельная является более энергоёмкой и соответственно потребляет большее количество электроэнергии - необходимая мощность 180 кВт, для газовой и мазутной котельных - 110 кВт. При этом протяжённость прокладки электрического кабеля для всех котельных едина - 600 метров. Необходимая нагрузка для водоснабжения котельных одинакова - 10 куб.м/ч, расстояние, необходимое для присоединения также едино - 300 метров. В этой связи затраты на присоединение к системам водоснабжения и водоотведения для всех котельных будут одинаковы. Помимо прочего, для газовой котельной необходимо присоединение к газораспределительным сетям. Технические параметры подключения котельной будут следующими: протяженность подключения - 1000 метров, диаметр газопровода - 100 мм, максимальный часовой расход газа - 1500 куб. м/ч.

Кроме всего вышеуказанного, методика предполагает учёт коэффициента влияния расстояния на транспортировку основных средств, учёт коэффициента сейсмического влияния, а также коэффициента температурной зоны.

Все затраты рассчитываются для базового года - 2015-го (так как наиболее актуальные расценки в сборниках НЦС указаны в ценах 2015 года), а затем индексируются до цен 2018 года.

Для расчёта себестоимости строительства котельных будет взята средняя стоимость кв.м. земли в Ленинградской области, составляющая 13,36 тыс. руб.

Таким образом, из 4-х составляющих формируется себестоимость строительства котельных:

· Строительство котельной;

· Строительство тепловых сетей;

· Затраты на технологическое присоединение (вода, электроэнергия и газ - в случае газовой котельной);

· Стоимость земельного участка.

Таблица 4. Себестоимость строительства источника с сетями мощностью 10 МВт (т.руб.).

Себестоимость строительства источника мощностью 10 МВт (тыс. руб.)
	Газ	Уголь	Мазут
Величина капитальных затрат на строительство котельной	51 196,44	140 802,25	71 434,49
Величина капитальных затрат на строительство тепловых сетей	26 152,48	26 152,48	26 152,48
Величина затрат на технологическое присоединение	10 072,21	10 125,15	10 072,21
Стоимость земельного участка для размещения котельной	7 666,53	64 398,82	19 932,97
Инвестированный капитал	95 087,66	241 478,70	127 592,15

После определения уровня себестоимости строительства котельной с тепловыми сетями можно переходить непосредственно к расчёту стоимости отпускаемой тепловой энергии этими котельными.

Как мы убедились из анализа, проведённого в разделе 1, основной затратной статьей в конечной стоимости тепловой энергии является топливо. Для газовой котельной стоимость топлива будет складываться из следующих составляющих: средняя оптовая цена на газовое топливо, утверждённая ФАС на 2018 год, а также транспортная составляющая газораспределительной организации (для Ленинградской области - Газпром Газораспределение), также утверждённая ФАС на 2018 год. Цена на уголь будет складываться из фактической среднегодовой цены на уголь в 2017 году, проиндексированной на индекс роста Минэкономразвития на 2018 год. Цена на мазут будет складываться из фактической среднегодовой цены на мазут в 2017 году, проиндексированной на индекс роста Минэкономразвития на 2018 год. Таким образом, цена газа в модели будет составлять 5 345,50 руб./м³, на уголь - 3 667,23 руб./м³, на мазут - 12 098,90 руб./м³.

Для расчёта затрат на топливо, необходимо рассчитать количество тепловой энергии, которое необходимо отпустить для теплоснабжения обозначенного ранее метража жилого комплекса. С учётом продолжительности отопительного периода, потерь тепловой энергии в сетях, а также потребления на собственные нужды котельной (например, для отопления производственных помещений и мазутного хозяйства) получаются следующие объёмы отпуска - 29,4 тыс.Гкал на газовой котельной, 28,5 тыс.Гкал на угольной и 27,4 тыс.Гкал на мазутной. Важно также понимать, что расходы топлива будут различаться на различных видах топлива. Это связано с тем, что для подогрева воды до нужной температуры необходимо разное количество топлива, в частности, удельный расход газа на 1 Гкал тепла составит 156,1 Кгут/Гкал, угля - 176,4 Кгут/Гкал, мазута - 167,1 Кгут/Гкал. Таким образом, общие годовые затраты на топливо составят:

· Для газовой котельной - 21 737,73 тыс.рублей;

· Для угольной котельной - 23 977,08 тыс.рублей;

· Для мазутной котельной - 38 721,48 тыс.рублей.

Значительное превышение затрат на топливо у мазутной котельной обусловлено, во-первых, дороговизной топлива, во-вторых, бульшим удельным расходом, относительно газового топлива.

Следующей значительной составляющей стоимости тепловой энергии будет уровень возврата инвестированного капитала. Данная финансовая модель предполагает следующие допущения:

1. Уровень капитальных вложений рассчитан согласно данным из таблицы 4 данной диссертации;

2. Срок возврата инвестированного капитала - 10 лет;

3. Норма доходности равна 10,64%, с учётом средневзвешенной ключевой ставки Центрального Банка за прошедшие 9 месяцев, а также технико-экономических параметров работы котельной.

Таким образом, с учётом вышеупомянутых допущений, сумма возврата инвестированного капитала на 2018 год составляет:

· Для газовой котельной - 15 899,76 тыс.рублей;

· Для угольной котельной - 40 378,03 тыс.рублей;

· Для мазутной котельной - 21 334,88 тыс.рублей.

Существенно бульшие затраты на возврат инвестированного капитала у угольной котельной обусловлены возвратом значительно бульших капитальных затрат (данные из таблицы 4).

Третьей компонентой расчёта стоимости тепловой энергии являются расходы на уплату налогов. Данная статья состоит из следующих слагаемых:

1. Налога на прибыль 20%, рассчитанного с учётом амортизационных отчислений, распределённых на срок 15 лет и планового периода возврата инвестированного капитала 10 лет;

2. Налога на имущество 2,2%, рассчитанного с учётом стоимости котельной и сетей;

3. Земельного налога 0,3%, рассчитанного с учётом средней кадастровой стоимости земли.

Таким образом, суммируя 3 вышеупомянутых налога получаем итоговую цифру налогов:

· Для газовой котельной - 3 820,14 тыс.рублей;

· Для угольной котельной - 9 908,71 тыс.рублей;

· Для мазутной котельной - 5 170,51 тыс.рублей.

Для данного компонента также критичной является стоимость строительства котельной с сетями, а также стоимость приобретаемого земельного участка. Связь в этом случае линейна - чем эти затраты выше, тем выше будут налоговые отчисления.

Четвёртой компонентой расчёта стоимости тепловой энергии будут являться прочие расходы. Сюда будут относиться:

1. Расходы на техническое обслуживание и ремонт основных средств и котельных, которые рассчитываются при помощи коэффициента расходов, в соответствии с утверждённой методикой расчёта предельной цены тепловой энергии;

2. Расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной в соответствии с тарифами на территории работы котельной и мощностью энергопринимающих устройств;

3. Расходы на водоподготовку и водоотведение котельной в соответствии с потребляемыми объемами;

4. Расходы на оплату труда персонала котельной и руководящего персонала с расходами на страховые взносы;

5. Расходы на сырьё и материалы, страхование оборудования, на выплату за выбросы загрязняющих веществ в соответствии с нормативами.

Таким образом, суммарные расходы по данной компоненте составят:

· Для газовой котельной - 4 513,43 тыс.рублей;

· Для угольной котельной - 9 768,62 тыс.рублей;

· Для мазутной котельной - 4 781,80 тыс.рублей.

Относительно бульшие затраты на прочие расходы у угольной котельной обусловлены необходимостью содержания бульшего количества персонала. Угольной котельной необходимы дополнительные машинисты (кочегары) для подачи угля в горелку. Бульшая штатная численность тянет за собой бульшие страховые взносы. Кроме того, оборудование, установленное на угольной котельной дороже в обслуживании, так как на него оседает бульшее количество копоти по сравнению с газовой и мазутной котельной. В этой связи коэффициент расходов на техническое обслуживание и ремонт угольной котельной выше.

Пятой компонентой затрат на производство и передачу тепловой энергии методом альтернативной котельной являются резервы по сомнительным долгам. Согласно методике, их величина должна равняться 2% от суммы всех остальных компонентов. Умножив сумму затрат по вышеперечисленным компонентам, получаем:

· Для газовой котельной - 919,42 тыс.рублей;

· Для угольной котельной - 1 680,65 тыс.рублей;

· Для мазутной котельной - 1 400,17 тыс.рублей.

Так как сумма резервов прямо зависит от величины остальных компонентов затрат, становится понятно, в чем причина таких различий.

Методикой также предусмотрена механизм компенсации отклонений фактических затрат от прогнозных. Для этого в расчёте стоимости тепловой энергии введена шестая компонента. В случае, если фактические затраты на какую-либо составляющую превысят прогнозные, то в следующем расчётном периоде орган регулирования включает эту разность в виде дополнительной компоненты. Например, если фактическая среднегодовая стоимость топлива превысит заложенные в тарифе затраты на его оплату, то в следующий расчётный период орган регулирования должен включить эти выпадающие расходы ресурсоснабжающей организации. Однако, возможен и обратный сценарий, при котором фактические расходы на топливо окажутся ниже заложенных в тарифе затрат на него. В этом случае орган регулирования на основе фактических данных вправе изъять сверх полученные доходы в тарифе следующего периода.

На основе вышесказанного, стоимость тепловой энергии складывается из следующих составляющих:

1. Компенсации расходов на топливо в i-м расчетном периоде регулирования;

2. Возврата капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования;

3. Компенсации расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде;

4. Компенсации прочих расходов в i-м расчетном периоде регулирования;

5. Создания резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде;

6. Компенсации отклонений фактических показателей от прогнозных.

Для того, чтобы рассчитать конечную стоимость единицы тепловой энергии (1 Гкал), необходимо просуммировать все компоненты и разделить их на суммарный полезный отпуск. Таким образом, результаты вычислений предельной стоимости единицы тепловой энергии, произведённой на котельных с тремя различными видами используемого топлива, представлены в таблице 5.

Таблица 5. Компоненты тарифа альтернативной котельной на 2018 год (руб./Гкал).

	Составляющие:		Газ	Уголь	Мазут
1	Компенсация расходов на топливо в i-м расчетном периоде регулирования	руб/Гкал	739,37	842,32	1 415,21
2	Возврат капитальных затрат в i-м расчетном периоде регулирования	руб/Гкал	540,80	1 418,48	779,76
3	Компенсация расходов на уплату налогов в i-м расчетном периоде	руб/Гкал	129,94	348,09	188,97
4	Компенсация прочих расходов в i-м расчетном периоде регулирования	руб/Гкал	153,52	343,17	174,77
5	Создание резерва по сомнительным долгам в i-м расчетном периоде	руб/Гкал	31,27	59,04	51,17
6	Компенсацию отклонений фактических показателей от прогнозных	руб/Гкал	-	-	-
	Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность)	руб/Гкал	1 594,90	3 011,11	2 609,88

Из представленных данных очевидно, что предельная стоимость тепловой энергии, рассчитанная методом альтернативной котельной, существенно разнится в зависимости от вида используемого топлива. Так, стоимость производства 1 Гкал тепловой энергии на газовом топливе (1 594,90 руб./Гкал) почти в 2 раза дешевле стоимости производства тепловой энергии на угольном топливе (3 011,11 руб./Гкал). По сравнению с производством тепловой энергии на угле, производство на мазуте (2 609,88 руб./Гкал) дешевле примерно на 400 рублей/Гкал, однако, существенно дороже производства на газовом топливе (примерно на 1 000 рублей/Гкал). На основе этих данных можно сделать вывод о том, что с точки зрения потребителя оптимально находиться в зоне действия газовых котельных, так как затраты на тепловую энергию в этом случае будут существенно дешевле. Важно напомнить, что согласно данной методике, в случае установления органом регулирования предельных тарифов, рассчитанных методом альтернативной котельной, на территории определённого муниципального образования стоимость отпускаемой тепловой энергии не может быть выше указанных значений. При введении так называемой ценовой зоны стоимость тепловой энергии договорная, то есть свободная исключительно ниже предельных значений. Если теплоснабжающая организация и потребитель не в состоянии договориться о цене тепловой энергии, то региональный орган регулирования цен (тарифов) обязан определить экономически обоснованную величину стоимости такой тепловой энергии, но не выше предельно установленных значений.

2.2.2 Влияние тарифа альтернативной котельной на деятельность ТСО

Рассчитав предельные уровни тарифов на котельных, работающих на газовом, угольном и мазутном топливе, мы можем проанализировать, каким образом данное значение повлияет на деятельность существующих теплоснабжающих организаций в отдельно взятом муниципальном образовании.

Для примера возьмём деятельность одной из ресурсоснабжающих организаций Ленинградской области, работающей на территории одного муниципального района. Критериями отбора данной организации из множества явились:

· Существенные объёмы полезного отпуска конечному потребителю (значительно большие, чем использованные в методике альтернативной котельной);

· Наличие выработки на различных видах топлива (чтобы оценить уровень предельных тарифов для различных источников);

· Деятельность на территории одного муниципального района, для законодательной возможности применения ценовых зон.

Под данные критерии подходит организация, работающая в Волховском муниципальном районе Ленинградской области - ООО «Леноблтеплоснаб». Эта организация обладает 22 двумя котельными, работающими на газовом, угольном, мазутном и дизельном топливе. Суммарный полезный отпуск по всем источникам составляет

211 775,10 Гкал. При этом, существенную часть поставляемой тепловой энергии (около 50%) обеспечивает покупка у стороннего поставщика, для которого деятельность по производству тепловой энергии является непрофильной - Сясьского целлюлозно-бумажного комбината (ЦБК). Экономически обоснованный тариф на весь Волховский район на 2018 год составляет 2 430,02 руб./Гкал. Данный тариф установлен для всей организации, а не отдельно для каждого поселения, в котором она работает, с целью сглаживания тарифов в небольших поселениях и перераспределения ценовой нагрузки с них за счёт крупных поселений. Однако, для целей анализа применимости метода установления тарифов с помощью предельной стоимости тепловой энергии, отпускаемой альтернативной котельной, необходимо рассчитать экономически обоснованные тарифы по каждому поселению отдельно с указанием преобладающего вида топлива, на котором работают котельные в этом отдельно взятом поселении.

Как видно из графика 19, если рассчитать уровни тарифов отдельно для каждого поселения Волховского района, то становится понятен смысл единого экономически обоснованного тарифа. Наименьшая стоимость тепловой энергии наблюдается в Сясьстройском городском поселении, где стоимость тепловой энергии составляет 976,14 руб./Гкал. Такая низкая экономически обоснованная стоимость обсусловлена:

1. Покупкой 99% отпускаемой тепловой энергии конечным потребителям у Сясьского ЦБК, который работает в режиме комбинированной выработки (вырабатывает помимо тепловой энергии ещё электрическую). Тариф, установленный Сясьскому ЦБК для отпуска с коллекторов составляет 676,49 руб./Гкал;

2. Существенным объемом полезного отпуска - Сясьстройское городское поселение потребляет более 50% (110 388,57 Гкал) общей отпускаемой тепловой энергии ООО «Леноблтеплоснаб».

Именно низкая конечная стоимость поставки тепловой энергии в Сясьстройском городском поселении позволяет сгладить высокую стоимость тарифа в остальных муниципальных образованиях. Как видно из диаграммы, наибольшая экономически обоснованная стоимость тепловой энергии наблюдается в Свирицком сельском поселении. Такая существенная стоимость обусловлена следующими факторами:

1. Низкий объём полезного отпуска - всего 930 Гкал в год;

2. Котельная работает на мазуте, стоимость которого с учётом доставки в отдалённое поселение существенно дороже;

3. Высокий уровень потерь (более 30%);

4. Износ оборудования 100%.

Фактически, более оправданным в данном случае было бы перейти на электрическое отопление, однако, ввиду того, что переход на индивидуальные электрообогреватели является непосильной ношей для низкообеспеченного населения этого поселения. Единственный выход - перекрёстное субсидирование малых поселений за счёт больших для сохранения бесперебойного теплоснабжения в этих районах.

На основе анализа графика 19 становится понятно, что существующие тарифы в 12 из 13 поселений Волховского района выше уровня тарифа альтернативной котельной. Причём разница в экономически обоснованных тарифах достигает 3-х раз. К примеру, в Иссадском сельском поселении работает котельная на газе и небольшая котельная на дизельном топливе. Суммарная выработка на газе превышает 90%. При этом тариф составляет 5 350,64 руб./Гкал, в то время как тариф альтернативной котельной 1 594,90 руб./Гкал. Остальные поселения со 100% газовой выработкой (Новоладожское городское поселение, Колчановское сельское поселение, Вындиноостровское сельское поселение, Бережковское сельское поселение, Кисельнинское сельское поселение, Усадищенское сельское поселение) также имеют существенно более высокие тарифы относительно стоимости тепловой энергии у альтернативной котельной. Говоря о мазутной и угольной выработке, также по всем поселениям наблюдаются значительные превышения предельной стоимости тепловой энергии, рассчитанной методом альтернативной котельной (Пашское сельское поселение, Селивановское сельское поселение, Хваловское сельское поселение и Свирицкое сельское поселение).

Стоит вновь обратиться к нормативной базе, регулирующей установление тарифов методом альтернативной котельной, чтобы окончательно понять перспективы апробации данной методики в Волховском районе. Нормативная база утверждает, что если при установлении ценовой зоны существующие тарифы оказываются выше предельного уровня, то они фиксируются на данном уровне до момента достижения уровня предельной цены существующего тарифа. В обратном же случае, когда существующие тарифы оказываются ниже, в течение 5 лет (так называемый переходный период) уровень тарифов ниже предельного уровня доводится до одинаково с предельным уровнем тарифа альтернативной котельной. Если индексировать уровень предельной цены тепловой энергии для альтернативной котельной на 4% ежегодно при одновременной фиксации тарифа на текущем экономически обоснованном уровне в Свирицком сельском поселении, то они сравняются через 56 лет (к 2074 году), график 20.

График 21. Динамика тарифов при внедрении ценовой зоны в Свирицком с.п.:

Получается, что на 56 лет придётся зафиксировать текущий уровень тарифа. В условиях 100% износа оборудования это будет означать гарантированно убыточный тариф на многие годы.

Если рассмотреть обратный вариант, когда тариф ниже уровня предельной цены альтернативной котельной и текущий уровень тарифа необходимо за 5 лет довести до равного предельному уровню, то получается следующая ситуация:

График 22. Динамика тарифов при внедрении ценовой зоны в Сясьстройском г.п.:

Как видно из графика, для того, чтобы достичь уровня тарифа альтернативной котельной, экономически обоснованный тариф в Сясьстройском городском поселении должен расти более быстрыми темпами, чем тариф альтернативной котельной. При текущих уровнях тарифа и предположении, что тариф альтернативной котельной будет индексироваться на 4% ежегодно, получается, что за 5 лет тариф должен вырасти с 976,14 до 1 940,44, то есть практически в 2 раза.

Для ресурсоснабжающей организации это, безусловно, благо. Однако, для потребителя это может быть причиной банкротства или дополнительной нагрузкой, сокращающей свободные денежные потоки. В случае ООО «Леноблтеплоснаб» на территории Сясьстройского городского поселения, организация является единственным поставщиком и эксплуатантом сетей. В этой связи, альтернатив по переходу на теплоснабжение сторонних организаций нет. Так как ООО «Леноблтеплоснаб» фактически является монополистом на территории Сясьстройского городского поселения, то, исходя из рационального предположения о максимизации собственной прибыли, организация будет стремиться отпускать тепловую энергию по предельному тарифу альтернативной котельной.

При реализации данного сценария неминуема дискриминация потребителя, так как рычагов договориться о более низкой цене с единственным поставщиком у него, по сути, нет. Только конкурентная среда способна обеспечить реальное снижение стоимости отпускаемой тепловой энергии. А в случае ООО «Леноблтеплоснаб» ни в одном поселении альтернативных поставщиков тепловой энергии нет.

Выводы из данного раздела диссертации можно сделать следующие:

ь Тариф альтернативной котельной не применим в тех муниципальных образованиях, где поставщик тепловой энергии один, то есть, где нет конкурентной среды;

ь Комбинированное производство находится в абсолютном выигрыше от внедрения системы расчёта тарифа с помощью альтернативной котельной, так как текущие уровни тарифа на тепловую энергию у комбинаторов существенно ниже других возможных вариантов теплоснабжения;

ь Малая выработка при внедрении тарифной системы альтернативной котельной будет убыточна, так как текущие уровни экономически обоснованных тарифов уже выше тарифов, рассчитанных по методике альтернативной котельной;

ь Система тарифообразования с помощью альтернативной котельной будет эффективна только при наличии нескольких поставщиков тепловой энергии в одном муниципальном образовании, работающих в режиме комбинированной выработки и имеющих сопоставимые экономически обоснованные уровни тарифов. Только в этом случае система тарифа альтернативной котельной будет стимулировать игроков рынка к повышению эффективности и снижению стоимости тепловой энергии для выигрыша определённой доли рынка.

2.3 Анализ внедрения инструмента концессионного соглашения

Заключение концессионного соглашения регулируется федеральным законодательством, в этой связи для анализа по этому направлению сначала необходимо ознакомится с нормативной базой, регулирующей порядок и способы заключения концессионного соглашения в сфере теплоэнергетики. Основной документ, регламентирующий заключение концессионных соглашений - Федеральный закон №115 о концессионных соглашениях от 6 июля 2005 года.

Согласно вышеупомянутому закону, в обязанности органа регулирования входит согласование долгосрочных параметров регулирования, являющихся неотъемлемой частью концессионного соглашения. К долгосрочным параметрам согласно основам ценообразования №1075 относятся: базовый уровень операционных расходов организации, удельные параметры расхода топлива, электрической энергии и воды для производства тепловой энергии, а также нормативный уровень потерь тепловой энергии.

После изучения нормативной базы в этой сфере основной задачей для оценки перспектив инструмента концессионных соглашений становится расчет долгосрочных параметров концессионного соглашения на передачу теплоэнергетических активов потенциальному инвестору.

Примером оценки будет конкретный кейс из пройденной практики в Комитете по ценам и тарифам Ленинградской области по выходу ООО «Леноблтеплоснаб» на концессионное соглашение в 13 муниципальных образованиях Волховского района Ленинградской области.

Важной особенностью концессионного соглашения является то, что мероприятия, проводимые в его рамках, должны приводить, в конечном счете, к улучшению параметров работы системы теплоснабжения. В противном случае орган регулирования вправе отправить концессионное соглашение на доработку. Варианты возможных улучшений:

1. Снижение расхода топлива ввиду замены котельного оборудования;

2. Переход на более дешёвый вид топлива (например, на газ);

3. Сокращение потерь вследствие замены изношенных участков сетей;

4. Сокращение штатной численности ввиду автоматизации работы котельных.

Все эти улучшения после их проведения должны улучшить параметры работы системы, уровень ее износа, а также привести к снижению тарифа ввиду снижения затрат на топливо, ремонты, фонд оплаты труда и прочее.

Согласно заявленному проекту концессионного соглашения, в его рамках предполагается провести мероприятия по реконструкции систем теплоснабжения Волховского района во всех 13 поселениях. За счёт проводимых мероприятий в период с 2018 по 2027 годы предполагается улучшение по следующим параметрам:

1. Снижение уровня потерь с 12% до 8% за счёт реконструкции некоторых участков сетей, а также замены разрушенной теплоизоляции трубопроводов;

2. Снижение удельного расхода топлива со 170 Кгут/Гкал до 160 Кгут/Гкал за счёт замены котлов на 12 котельных, перевода 2-х котельных на газовое топливо с угольного, а также строительства 3-х блок-модульных котельных взамен 100% изношенных;

3. Снижение удельного расхода электроэнергии с 56 кВт/ч/Гкал до 46 кВт/ч/Гкал за счёт установления более энергоэффективного оборудования;

4. Сокращение штатной численности на 10% за счёт строительства 3-х автоматизированных котельных взамен старых неавтоматизированных.

5. Общее снижение износа систем теплоснабжения с текущих 77% до 45%.

Общая предварительная сметная стоимость проводимых мероприятий составит 325,02 млн.руб. Возврат данных средств предполагается обеспечить за счёт предельного роста тарифа, а также платы концедента для компенсации превышения уровня экономически обоснованного тарифа над предельно допустимым.

Плата концедента - это удобный инструмент для компенсации финансовых затрат инвесторов на мероприятия, улучшающие систему теплоснабжения. При компенсации дополнительных капитальных затрат через плату концедента нет необходимости в увеличении тарифа, в этой связи нагрузка ложится не на потребителей, а компенсируется путём перечисления напрямую из бюджета. Еще одним плюсом платы концедента перед увеличением тарифа является не возникновение таких побочных эффектов, как увеличивающаяся межтарифная разница от роста экономически обоснованного тарифа выше тарифа для населения.

...