Согласно экономической теории, чтобы сделать работу в рыночных условиях эффективной, коммунальное предприятие-монополист должно придерживаться трех правил ценообразования:

1. удовлетворение спроса;
2. минимизация производственных затрат;
3. продажа по маржинальной цене.

Если первые два постулата понятны, то третий в практике отечественной теплоэнергетики не применялся и требует пояснения.

Популярный сегодня метод анализа стоимости тепловой энергии основан на традиционном (для нерыночного производства) подходе при определении усредненных затрат на производство тепловой и электрической энергии за расчетный год. По этому методу все затраты относятся на производство тепловой энергии без анализа его реальной стоимости. Можно утверждать, что существующая тарифная политика не учитывает:

• основной закон диалектики – переход количества в качество: что не имеет значения для единичных производителей энергии (отдельная котельная), то экономически неприемлемо для общества с множеством производителей (крупный город с десятками котельных);
• климатические особенности региона. Основное оборудование выбирается в расчете на температуру самой холодной пятидневки (к примеру для Омской области -37 °С). В течение остальных 360 суток (98,6% календарного года) это оборудование простаивает в резерве, не принося прибыли. Существующий тариф не включает адекватную плату за длительный простой оборудования;
• качественные различия видов энергии. Реальная стоимость сбросного тепла, направляемого в градирни, в принципе должна быть на порядок ниже, чем у тепла, получаемого от сжигания топлива в котлах. Тепло от оборотных систем охлаждения конденсаторов турбин с температурой до 45° С следует бесплатно отдавать тем, кто будет гарантированно его потреблять. Не надо строить градирни! Наоборот, тепло, получаемое электрическим обогревом в зимний максимум нагрузок, должно быть в 10—20 раз дороже тепла, получаемого от сжигания топлива в котлах;
• количественные различия, зависящие от времени года. Зимой тепла для множества потребителей не хватает, а летом из-за отсутствия потребителей тепловая энергия на ТЭЦ сбрасывается в атмосферу. Например, при равномерном производстве 1000 Гкал тепловой энергии в год достаточно мощности 0,11 Гкал/ч. Однако для производства этого же коли-чества тепла в течение холодной пятидневки потребуется 8,3 Гкал/ч, т. е. мощность установленного оборудования возрастает в 73 раза при неизменной цене на энергию.

Одним из достоинств существующих тарифов является их простота для взаимных расчетов. Но эта простота, основанная на усреднении, способна оказать медвежью услугу: из-за нее не видно, что именно необходимо сделать для оптимизации, поиска альтернативных решений. Методические указания о расчете тарифов, утвержденные приказом ФСТ РФ от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 учитывают исключительно требования государственной статистической и бухгалтерской отчетности, что мешает энергетикам утвердить технологический подход в ценообразовании.

Самая большая беда российских энергетиков – усреднение ради простоты расчетов, в частности:

• усреднение по категориям потребителей. Положительный опыт Франции, где потребители классифицируются по уровню напряжений, принятый отечественным законодателем, следует дополнить тарифной сеткой, отображающей зависимость от мощности, периода, участия в пиках нагрузок, сезона;
• усреднение по анализируемому периоду. Период регулирования тарифов не должен определяться по временному интервалу (квартал, полугодие, год). В частности, для теплоэнергетики Омска, имеющей диаметрально противоположные условия от -37 до +35 °С, – органы регулирования тарифов пытаются делать анализ и нормирование по среднегодовой температуре +0,45 °С. Данный подход удобен только для обслуживания органов статистической отчетности. Основой для анализа и нормирования должен стать годовой график потребления энергии. Границу расчетного отопительного и неотопительного сезона предлагается принимать индивидуально, по регионам. Например, для Омска расчетный отопительный период длится с 30 сентября по 1 мая, поэтому расчетный режим пиковых отопительных нагрузок логично принять с 1 января по 15 февраля;
• усреднение по периоду отчетности. Для всех отраслей России определяющим периодом по традиции является календарный год – с 1 января по 31 декабря. Этот подход, удобный органам статистики, совершенно не отвечает технологии производства энергии. Так, к началу отопительного сезона проводятся наиболее затратные материальные и финансовые операции: заготовка топлива, ремонт основного оборудования, зданий и сооружений; изменяются технологические режимы, схемы работы оборудования. Уровень расходов зависит от периода – отопительного или неотопительного, следовательно, расчетным логично считать период с 1 мая по 30 апреля.

Одноставочный (сезонный) тариф за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легок для понимания, но по нему сложнее производить практические взаимные расчеты.

Универсальный (двухставочный) тариф. В виде платы за заявленную мощность и отпущенную энергию он имеет более глубокий технологический смысл и соответствует процессу производства энергии. По этому тарифу оплата производится за две различные услуги:

• плата за возможность потребления тепла, прямо пропорциональная заявленной тепловой мощности. Компенсирует все затраты на содержание оборудования в работе или в резерве и не зависит от объема отпущенного тепла;
• плата за фактически потребленное тепло, прямо пропорциональная потребленному теплу. Компенсирует все переменные затраты, связанные с переработкой топлива.

Двухставочный тариф сложен для понимания, однако нагляднее определяет взаимную ответственность покупателя и продавца тепловой энергии и упрощает взаиморасчеты.

Вспомогательный тариф на внепиковую энергию (табл. 1). Так как потребление этой энергии основано только на сбросном тепле, то и цена ее будет самой низкой от 0 до 72 руб./Гкал. Зато в часы максимальной нагрузки на теплосеть этот потребитель полностью отключается. Расчеты здесь производятся как по одноставочному, так и по двухставочному тарифам. Цель вспомогательного тарифа – стимулировать потребление отработанного тепла ТЭЦ, использовать технологические излишки тепла от промышленных предприятий и т. д.

Таблица 1. Плата за тепло для потребителей, не обеспеченных теплом в периоды максимальных тепловых нагрузок

Принципы расчета маржинальной стоимости тепловой (электрической) энергии
1. Потребители тепловой (электрической) энергии в регионе разбиваются по числу часов использования максимума нагрузок (Нмакс) на четыре различные категории:

• базовые потребители энергии с Нмакс более 4500 ч/год (уровень цен от ТЭЦ – 73 руб., от котельных – 113 руб. за 1 Гкал);
• полубазовые потребители энергии, соответствующей базовой нагрузке отопительного периода, с Нмакс от 1000 до 4500 ч/год (уровень цен от ТЭЦ – 114 руб., от котельных – 132 руб.);
• пиковые потребители энергии с Нмакс менее 1000 ч/год (уровень цен от ТЭЦ и от котельных одинаковый по 573 руб./Гкал.);
• внепиковые потребители, не использующие энергию в часы максимальных тепловых нагрузок в течение 1000 ч/год (уровень цен от ТЭЦ от 0 до 50 руб., от котельных – 113 руб.).

2. Потребители тепла разбиваются в зависимости от параметров применяемой энергии: пар 1,2-40, горячая вода (она в существующих методических материалах описано, однако необходимо дополнение с учетом ее температуры – 40, 70, 110, 150-180 °С).

3. Производителем и потребителем взаимно согласовываются и утверждаются балансы мощности и энергии. Согласованный баланс мощности включает в себя:

• базовую мощность;
• полубазовую мощность;
• пиковую мощность;
• краткосрочный резерв мощности;
• долгосрочный резерв мощности;
• необоснованный резерв мощности производителя;
• внепиковую мощность.

4. Переменные затраты (топливо, расходные материалы, вода, реагенты) в стоимости каждой части распределяются по категориям А, B, С и D пропорционально выработанной энергии.

5. Постоянная составляющая затрат (эксплуатация, ремонт, прочие расходы) распределяется по категориям:

по технологическому признаку (пиковые бойлеры, пиковые котельные, пиковые газовые турбины, пиковые гидроаккумулирующие ГЭС);

при равнозначности признаков и оборудования (паровые котлы, здания, сооружения и т. д.) – пропорционально установленной тепловой мощности по категориям А, B, С.

6. Затраты на обеспечение пиковой и полубазовой частей нагрузок должны авансироваться в течение всего года и списываться соответственно только на пиковую и на полубазовую нагрузку. В пиковую часть затрат необходимо также включить все расходы, связанные с обеспечением высокой температуры теплосетей: затраты на ХВО, обеспечение высокого давления в теплосети, пиковые источники тепла и оборудование, поддерживающее их работу.

7. При комбинированной выработке тепловой энергии – в отличие от раздельной выработки – топливная составляющая для производства как тепла, так и электричества сокращается до 40-50%. Предприятиям, которые потребляют одновременно тепловую и электрическую энергию от ТЭЦ, тем самым обеспечивая комбинированное производство энергии, будет выгодно снижение тарифов.

8. Получение экономического эффекта от комбинированного производства энергии является не технической и даже не экономической, а, скорее, политической задачей региона. Региональная служба по тарифам, как орган ценообразования, отвечающий за обеспечение коллективного оптимума общества в регионе, должна владеть физическим объемом экономии топлива на ТЭЦ от комбинированного производства энергии против раздельного производства и потребления и проводить региональную энергетическую политику, определяя, куда относить экономию топлива: только на электроэнергию, только на тепловую энергию либо на них поровну.

Главным результатом применения маржинальных тарифов в энергетике должна стать существенная разница в ценах на энергию, вырабатываемую в периоды с пиковой и базовой нагрузкой, – вплоть до соотношения 19:1. Также усилится борьба за рынок тепловой энергии, поскольку основным критерием для выхода туда является дешевизна энергии.

В краткосрочном периоде (один-два года) такая политика вызовет:

• массовый отказ потребителей от неэффективного использования заявленной тепловой мощности;
• сокращение пиковых нагрузок на 25-40% от заявленной мощности;
• отказ от вентиляционной нагрузки;
• значительное ужесточение контроля выполнения теплоснабжающей организацией договорных обязательств по температурному, гидравлическому и воднохимическому режиму работы тепловых сетей;
• перенос тепловых нагрузок из пиковой части во внепиковую (теплицы, вентиляция, летнее горячее водоснабжение).

В долгосрочном периоде (три-восемь лет) такая политика сделает экономически целесообразным развитие альтернативных способов возмещения затрат на дорогую тепловую энергию путем:

• создания экономических условий с целью формирования конкурентного рынка тепловой энергии
• для альтернативных производителей, имеющих выход на объединенные тепловые сети города;
• дальнейшего развития комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ на базе дополнительных, внепиковых потребителей тепла;
• развития малых ТЭЦ, парового привода, малых ГТУ на базе существующих производственных котельных;
• создания технологических схем совместной (параллельной или последовательной) работы котельных, принадлежащих различным собственникам, в единой тепловой сети города, что позволит сэкономить 45-55% топлива;
• комбинированного производства пара – как для промышленных технологических нужд (мясокомбинаты, молоко- и хлебозаводы, трикотажное производство и т. д.), так и на отопление домов сверх технологических потребностей.