Презентации Минэнерго России в рамках совещания по итогах прохождения осенне-зимнего периода 2012-2013 годов

1. Политика в теплоснабжении
Апрель 2013 г.
Москва

2. Последние 20 лет устойчиво растѐт износ теплогенерирующего оборудования и
тепловых сетей ТЭС
Снижение надежности источников
тепловой энергии
Всего оборудования
Срок эксплуатации
от 30 до 50 лет
Срок эксплуатации
более 50 лет
Котлов
шт.
Турбин
шт.
Котлов
шт.
Турбин
шт.
Котлов
шт.
Турбин
шт.
2 881 1 591 1 503
(52%)
732
(46%)
674
(23%)
288
(18%)
Оборудование ТЭС России по срокам эксплуатации
Сегодня только 25% энергетических котлов и 36% турбин ТЭС моложе 30 лет
Старше 50 лет 23% котлов и 18% турбин тепловых электростанций
Данных по оборудованию котельных в статистике не имеется
Количество
аварий, всего,
шт.
Количество
аварий в связи
с ошибками
персонала, шт.
Количество
инцидентов,
шт.
Количество
инцидентов в
связи с
ошибками
персонала, шт.
Недоотпуск
электроэнергии
(аварии и
инциденты),
тыс.кВтч
Недоотпуск
теплоэнергии
(аварии и
инциденты),
Гкал
Экономический
ущерб (аварии и
инциденты),
млн.руб
246 35 2 518 240 743 881 29 776 27 510
Данные об авариях за 2010 год
2

3. Снижение надежности тепловых сетей
менее 25 лет
25 лет и более
68 % - ветхие
32 %
Тепловые сети в большинстве случаев не закольцованы и не имеют резервных перемычек на случай аварий;
Гидравлические режимы сетей разрегулированы, что повышает расходы электроэнергии на перекачку теплоносителя;
В результате нарушений в тепловых сетях от систем теплоснабжения отключаются десятки многоквартирных домов;
В летний период происходят длительные профилактические отключения ГВС;
• Реальные потери в тепловых сетях составляют до 20-30% (за рубежом: 6-8 %).
• 68% ТС имеют возраст от 25 лет и выше, что превышает критический срок службы трубопроводов;
• Допустимый срок службы тепловой изоляции трубопроводов тепловых сетей - 15 лет;
• План по перекладке сетей в 2012 году составляет около 2% от протяженности тепловых сетей;
• С 2006 по 2011 гг. повреждаемость тепловых сетей в отопительный сезон выросла в 1,7 раза;
• Необходимо увеличивать темпы перекладки сетей минимум до 6% в год от их протяженности.
2011 г.
2 500
2 344
2 500
3 906
4735
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
2006-2007 2007-2008 2008-2009 2009-2010 2010-2011
КоличествоповрежденийШт.
Повреждения тепловых сетей
в отопительный период
3

4. Снижение объѐмов отпуска тепловой энергии
тепловыми электростанциями. Котельнизация.
300,0
350,0
400,0
450,0
500,0
550,0
600,0
650,0
700,0
750,0
800,0
850,0
900,0
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Доля полезно используемого сбросного тепла ТЭС за 20 лет
уменьшилась с 59% до 48%
1 млн.Гкал=1,163 млрд. кВтч
млрд. кВт∙ч
Макс. электрическая нагрузка ТЭС
за последние 20 лет
Отпуск
тепла
Отпуск
электроэнергии
Самый холодный год
за последние 30 лет
Отпуск тепла от ТЭС за 20 лет сократился в 1,5 раза за счет:
 снижения промышленной тепловой нагрузки ТЭС
 замещения тепловой нагрузки ТЭС котельными
Отпуск электроэнергии от ТЭС за 20 лет
восстановился на докризисный уровень
Доля электроэнергии, выработанной ТЭС общего пользования в теплофикационном режиме, снизилась с
34% в конце 1980-х г. до 28% в 2011 г.
Пережог топлива на ТЭС в сравнении с 1992 годом составляет ~37 млн.тут. в год
Численность мелких коммунальных котельных с 2000 по 2011 г. выросла на ~20%
Более чем в 1,5 раза выросло число котельных, сжигающих природный газ
Рост количества котельных
4

5. Коэффициент использования топлива на ТЭС
Коэффициент использования
топлива (КИТ) – определяет
эффективность преобразования
внутренней энергии углеродного
топлива в электрическую и
тепловую энергию при сжигании
топлива в котлах ТЭС
В 2008 году, когда электрическая загрузка ТЭС соответствовала нагрузке 1992 года,
КИТ на ТЭС России снизился на 5%
Причины падения КИТ ТЭС:
 Снижение доли теплофикационной выработки электроэнергии на ТЭС в 2011 году до 28,6%
 Несоответствие располагаемой тепловой мощности ТЭЦ их нынешней фактической тепловой нагрузке
 Отсутствуют механизмы стимулирования развития эффективных магистральных и распределительных тепловых сетей
Развитие систем когенерации способно повысить КИТ на ТЭС до 60% - 80 %
За период с начала 90-х на ТЭС Дании и Финляндии КИТ вырос с 52% до 80%
49,0%
50,0%
51,0%
52,0%
53,0%
54,0%
55,0%
56,0%
57,0%
58,0%
Динамика КИТ на ТЭС с 1992 по 2011 годы
Макс. электр. нагрузка ТЭС
-5%
-4%
Коэффициент полезного использования топлива на ТЭС по
отрасли снизился с 57% в 1992 г. до 53% в 2011 г.
5

6. Разработка и утверждение
Схем теплоснабжения
Ответственность за организацию систем эффективного централизованного теплоснабжения возложена
на органы местного самоуправления (ОМС)
Утверждение схем теплоснабжения поселений должно было быть выполнено до 31.12.2011
Органы
местного
самоуправления
Минэнерго
России
УТВЕРЖДЕНИЕ
СХЕМ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Из 36 городов разработаны и направлены
в Минэнерго 3 схемы теплоснабжения Иркутска, Нижнего
Новгорода и Новосибирска.
Схема Новосибирска утверждена 14.01.2013г.
По схемам Иркутска, Нижнего Новгорода выданы замечания.
Нижнего Новгорода выданы замечания.
2 340 поселений менее 500 тыс.
чел., в том числе
128 городов от 100 до
500 тыс. чел.
36 городов от 500 тыс. чел. и
более
ОМС с данной задачей не справляются
Причины:
• Позднее принятие НПА на
федеральном уровне
• Отсутствие финансовых средств
• Отсутствие мотивации ОМСУ и
административных стимулирующих
воздействий за отсутствие схем
Сроки разработки и согласования на муниципальном
уровне существенно затянуты, в ряде населенных пунктов
к разработке схем даже не приступали.
В настоящее время утверждено 6 % схем теплоснабжения.
6

7. Тарифы и стоимость тепла для населения
7
Тарифы для потребителя тепла
в Челябинске одни из наиболее низких
в Европе
В то же время размер платежей для населения уже сопоставим
с Европейскими странами, особенно с коррекцией на цену на газ
ИСТОЧНИК: Euroheat.org; Eurostat;Росстат; Фортум Россия;
Тарифы на тепло
Руб./ГКал
Платеж населения
Руб./м2
1 Шведские ТЭЦ не работают на газе.
Челябинск 799
Россия 1 120
Курган 1 252
Финляндия 2 358
Латвия 2 559
Швеция 3 049
Дания 4 611
Россия
Европа
Россия
Европа с приведением к цене
российского газа
Реальные платежи в Европе
388
291
240
211
183
156
138
Дания 369
Швеция1
Латвия
259Финляндия
358
Челябинск
Россия
Курган
Среднедушевой доход, руб/мес Доля расходов на тепло в доходах, %
Челябинск 20 000 4,5%
Хельсинки 80 000 < 1%

8. Потери тепловой энергии
8
ИСТОЧНИК: Фортум; органы национальной статистики; Enerdata
100
20 40
-60%
251
51
10
80
100 -20%
5447
ЧелябинскХельсинки
Произ-
водство
тепла
Потери тепла при:
Произ-
водстве
Передаче Распреде-
лении
Потребле-
нии
Потребление
тепла
18
2
0,3
0,11
Сменяемость сетевой
воды в тепловых сетях из-
за утечек
Раз в год
Потребление
тепла
населением
Гкал/м2/год
Основная причина высоких потерь в России:
• Высокий износ и недоинвестированность системы теплоснабжения;
• "Перетопы" и отсутствие необходимой регулировки при генерации тепла;
• Энергозатратные, отсталые технологии передачи и распределения тепла;
• Недостаточное регулирование внутридомовых систем теплоснабжения (синдром
"открытых форточек« и "двойных одеял").
Общее потери тепла на различных участках системы теплоснабжения в
Челябинске
в 3 раза выше, чем в сопоставимом г. Хельсинки (Финляндия)
Проценты

9. Экспертная группа
Для целей публичного обсуждения новой модели рынка теплоснабжения
создана экспертная рабочая группа по вопросам развития рынка в сфере
теплоснабжения.
В состав экспертной группы входят представители:
1. Федерального собрания Российской Федерации: Государственной Думы и
Совета Федерации.
2. Федеральных органов исполнительной власти: Минэнерго России,
Минрегиона России, Минэкономразвития России, ФСТ России, ФАС России,
Ростехнадзора.
3. Субъектов электроэнергетики и теплоснабжающих организаций
4. Сообщества потребителей: НП «Сообщество потребителей энергии»,
«Деловая Россия», «Опора России», НП «ЖКХ Развитие».
5. Экспертных организаций: ЗАО «АПБЭ», НП Совет рынка, НП «Российское
теплоснабжение», McKinsey Россия, Prosperity Capital Manage и др.
9

10. Элементы решения проблемы устойчивости
развития системы теплоснабжения
Повышение
эффективности
Тарифы
Прочее
Оптимизация загрузок тепловых
источников
Повышение эффективности
производителей
Повышение эффективности
потребителей
Решение проблем перекрестного
субсидирования
RAB в тепловых сетях
Тариф альтернативной котельной
Учет модели Рынка электроэнергии
Единая теплоснабжающая
организация (ЕТО)
Субсидии
ВЫЗОВ: устойчивое
развитие системы
теплоснабжения
10

11. Целевая организация отрасли –
Единая теплоснабжающая организация с регулированием
по тарифу альтернативной котельной
Потребители
Единая теплоснабжающая
организация (ЕТО)
Тариф альтернативной
котельной
Применяется как price cap или
как целевой уровень тарифа
для конечных потребителей
Котельная
ТЭЦ
Единая теплоснабжающая организация
▪ Реализует тепловую энергию по фиксированным тарифам для конечных потребителей, собирает платежи,
покупает тепло и услуги по передаче у других компаний
▪ Имеет полномочия по оптимизации работы системы – загрузке мощностей, разработке программы
развития системы теплоснабжения
▪ Отвечает за надежность, бесперебойность и качество теплоснабжения
Тепловые сети
Система централизованного
теплоснабжения
11
Организация работы ЕТО как Единого центра ответственности – технологическая
основа надежного функционирования и развития систем теплоснабжения

12. ЕТО и механизм Альтернативной котельной
Регулирование:
Потребители – Price cap по Альтернативной котельной для ЕТО
Сети – RAB, индексация
Источники – нерегулируемые договоры с ЕТО
* Темп перехода до полного тарифа Альтернативной котельной задается регионом
Эффект:
Остается у ЕТО, которым она делится с потребителями путем модернизации
системы теплоснабжения с повышением показателей качества и надежности
Контроль:
Целевые показатели качества и надежности для ЕТО
Ответственность:
Санкции (штрафы, платеж) к ЕТО в пользу потребителей за невыполнение
показателей качества и надежности сверх того, что потребитель не
оплачивает при отсутствии товара (услуги)
12

13. Понятие «Тариф альтернативной котельной»
1 Вариант с размещением «крышной» котельной не рассматривается в силу экологических рисков, потенциальных сложностей подключения в
первую очередь к газовым, а также электрическим сетям и отсутствия в большинстве случаев резервов по топливообеспечению
▪ Определение термина
"Тариф альтернативной котельной" - наименьшая цена на тепловую
энергию у потребителя, при которой окупается проект
строительства новой котельной, замещающей теплоснабжение от
централизованных источников.
▪ Порядок расчета
"Тариф альтернативной котельной" рассчитывается на основе
следующих данных, принципов и предположений:
▫ Утвержденные эталонные параметры, характеризующие котельную (капитальные
затраты, операционные затраты, показатели топливной эффективности);
▫ Поправочные коэффициенты для приведения параметров к условиям конкретного
региона;
▫ Учет возврата инвестированного капитала в строительство котельной;
▫ Стоимость топлива, топливного баланса тепловых источников в данном
населенном пункте;
▫ Платы за передачу по квартальным тепловым сетям1
13

14. Расчет тарифа альтернативной котельной для
конечного потребителя с учетом сетей.
Вариант "С рисками"
ИСТОЧНИК: данные Фортум; СГК; КЭС-Холдинг; ГЭХ; анализ рабочей группы
Содержание сетей ТопливоВозврат капиталаНалог на имуществоОперационные затратыПотери в сетях
Центр, газ
Квартальные сети и потери
▪ Предположения
– Затраты на содержание сетей:
125 руб./Гкал
– Потери в сетях: 12%* тариф альт
котельной на коллекторах
▪ Расчет
– =12%*(560+440+36+196)=
148 руб./Гкал
Постоянные затраты
▪ Предположения
– Постоянные затраты:
0,6 млн. руб./Гкал/ч
▪ Расчет
– Ставка за мощность
=0,6 млн. руб./Гкал/ч/год
– Одноставочный тариф 0,6/(365*24*35%)
=196 руб./Гкал
Возврат капитала
▪ Предположения
– Капитальные затраты:
7,5 млн. руб./Гкал/ч
– Плата за тех. присоединение к газовым,
электрическим сетям, водопроводу – 10%
– Срок окупаемости: 10 лет
– Норма доходности: 14%
– Терминальная стоимость: 0,9
– Ставка налога на прибыль: 20%
▪ Расчет
– Ставка за мощность=Аннуитетный платеж +
налог на прибыль за вычетом налогового
щита по амортизации =
1,3 млн. руб./Гкал/ч/год
– Одноставочный тариф
1,3/(365*24*35%)=440 руб./Гкал
Топливные затраты
▪ Предположения
– Цена газа: 4000 руб./тыс. м3
– Коэффициент перевода теплотворной
способности природного газа в условное
топливо: 1,13
– Удельный расход условного топлива: 154
кг у.т./Гкал
– Собственные нужды: 2,5%
▪ Расчет
– =4 000/1,13*154*(1+2,5%)=
560 руб./Гкал
1251 503
560
440
36
196
148
СтавказамощностьСтавказаэнергию
ПРИМЕЧАНИЕ: предположение по КИУМ – 35%
14
125

15. Рост тарифов для населения при переходе
на тариф альтернативной котельной.
Вариант "С рисками"
ИСТОЧНИК: Росстат; анализ рабочей группы
Экономическиобоснованные тарифы на отопление для населения по регионам без НДС
2012 г.1
Руб./Гкал
Рост тарифов для населения при переходе на тариф альтернативной котельной
и отказе от перекрестного субсидириования
Проценты
1 416
Ленинградская область 1 407
Калининградская область 1 402
Нижегородская область 1 393
Тамбовская область 1 374
Московская область 1 365
Брянская область 1 364
Кировская область 1 351
Забайкальский край 1 327
Курская область 1 265
Республика Калмыкия 1 247
Вологодская область 1 212
Новгородская область 1 729
Краснодарский край 1 695
Ивановская область 1 687
Архангельская область 1 625
Республика Марий Эл 1 580
Республика Тыва 1 108
Тюменская область 1 108
Рязанская область 1 099
Липецкая область 1 095
Томская область 1 093
Ярославская область 1 085
Саратовская область 1 081
Пермский край 1 072
Кемеровская область 1 064
Удмуртская Республика 1 059
Самарская область 1 058
Республика Хакасия 1 036
Волгоградская область 1 034
Алтайский край 1 029
Республика Северная Осетия - Алания 1 029
Чувашская Республика 1 027
Иркутская область 1 020
Оренбургская область 978
Новосибирская область 942
Свердловская область 937
Челябинская область 912
Астраханская область 908
Пензенская область 844
Республика Башкортостан 810
Ростовская область 1 526
г.Москва 1 519
Костромская область 1 505
Курганская область 1 503
Республика Карелия 1 496
Республика Бурятия 1 496
Ставропольский край 1 487
Республика Адыгея 1 485
Смоленская область
1 466
Псковская область 1 452
Владимирская область 1 451
Тульская область 1 424
Калужская область 1 200
Красноярский край 1 197
Омская область 1 185
Тверская область 1 181
Белгородская область
1 172
Воронежская область 1 164
Ханты-Мансийский авт.округ-Югра 1 154
Ульяновская область 1 153
Республика Мордовия 1 131
Республика Татарстан 1 121
Орловская область 1 117
Кабардино-Балкарская Республика 1 116
г.Санкт-Петербург
-20
-4
-14
-10
-7
7
-1
0
-8
1
16
9
9
27
4
4
6
7
7
8
10
9
10
10
12
38
21
12
24
25
47
27
31
35
24
30
30
44
34
35
46
56
28
37
46
32
46
28
33
105
42
58
78
50
68
58
46
84
54
53
48
59
83
78
86
Республика Тыва
Тюменская область
Рязанская область
Липецкая область
Томская область
Ярославская область
Саратовская область
Пермский край
Кемеровская область
Удмуртская Республика
Самарская область
Республика Хакасия
Волгоградская область
Алтайский край
Республика Северная Осетия - Алания
Чувашская Республика
Иркутская область
Оренбургская область
Новосибирская область
Свердловская область
Челябинская область
Астраханская область
Пензенская область
Республика Башкортостан
Республика Бурятия
Ставропольский край
Республика Адыгея
Белгородская область
Псковская область
Владимирская область
Тульская область
Смоленская область
Ленинградская область
Калининградская область
Нижегородская область
Тамбовская область
Московская область
Брянская область
Кировская область
Забайкальский край
Курская область
Республика Калмыкия
Вологодская область
Калужская область
Красноярский край
Омская область
Тверская область
Воронежская область
Новгородская область
Краснодарский край
Ивановская область
Архангельская область
Республика Марий Эл
Ростовская область
г.Москва
г.Санкт-Петербург
Курганская область
Республика Карелия
Ханты-Мансийский авт.округ-Югра
Ульяновская область
Республика Мордовия
Республика Татарстан
Орловская область
Кабардино-Балкарская Республика
Костромская область
Средний уровень по
стране – 26%
Действующие тарифы для населения
Субсидии из бюджетов
Перекрестное субсидирование2
1 Субсидии из бюджетов рассчитаны как разность между тарифами для населения и экономически обоснованными тарифами для населения
2 Информация получена от СГК, ОАО "Квадра", КЭС-Холдинг, ГЭХ, Фортум и, возможно, включает не все регионы
НЕИСЧЕРПЫВАЮЩЕ
2012 15

16. Сглаживания эффекта от перехода на тариф альтернативной
котельной можно достичь за счет растянутого во времени
перехода. Вариант "С рисками"
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
2 200
2 400
2 600
2 800
3 000
3 200
20222120191817161514132012
Тариф альтернативной котельной
Тарифы для населения с учетом
субсидий
Сравнение прогноза тарифа альтернативной котельной
и тарифов на тепло для населения1
Руб./Гкал
Среднегодовые темпа роста тарифов для населения
при переходе
на тариф альтернативной котельной
1 Прогноз МЭР. Сценарные условия долгосрочного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 г.
ИСТОЧНИК: данные Росстат; анализ рабочей группы
Среднегод
овые
темпы
роста
2016
Год перехода на тариф альтернативной
котельной
2019 2022
15 12 11
Темп роста тарифов будет
определяться годом перехода
на тариф альтернативной
котельной
11 10 10
Текущий
прогноз1
7
10
Вариант перехода на тариф
альтернативной котельной
СХЕМАТИЧНО
?
Проценты
16

17. Мероприятия по повышению
эффективности рынка теплоснабжения
1. Принятие решений по ключевым вопросам
• Определение ЕТО до утверждения Схем теплоснабжения (города > 500 тыс. чел.);
• Тарифное регулирование с учетом «альтернативной котельной»;
• Распределение топлива на ТЭЦ по новому «тепловому» методу;
• Определение показателей качества и надежности в теплоснабжении;
• Переход на долгосрочное тарифное регулирование;
• Дестимулирование безучетного потребления тепловой энергии;
• Введение социальной нормы потребления в теплоснабжении;
• Целевая форма функционирования: МУП, аренда, концессия;
• Ликвидация перекрестного субсидирования между тепловой и электрической энергии;
• Изменение условий участия ТЭЦ на ОРЭМ, в том числе корректировка системы диспетчирования;
• Модификация системы рассмотрения разногласий между регулируемой организацией и
регулятором;
• Оценка потенциала повышения эффективности в теплоснабжении;
• Определение источников финансирование модернизации систем теплоснабжения;
• Принятие «Дорожной карты» по реализации принятых решений.
2. Стимулирование разработки Схем теплоснабжения.
3. Реализация пилотных проектов в теплоснабжении (8-12 городов > 500 тыс. чел.).
17

18. Целевые показатели повышения
эффективности рынка теплоснабжения
(на примере пилотных проектов)
1. Прекращение отрицательной тенденции показателей КИТ и КИУМ на ТЭЦ;
2. Снижение объемов выводов ТЭЦ по экономическим мотивам на рынке мощности;
3. Модернизация элементов систем теплоснабжения:
1) Достижение установленных показателей качества и надежности;
2) Снижение потерь в сетях до нормативного уровня;
3) Снижение удельного расхода топлива при выработке тепловой энергии;
4. Повышение доли выработки электроэнергии в комбинированном цикле на
теплофикационной нагрузке;
18

19. Предлагаемые решения
19
 Считать приоритетным направлением развития систем теплоснабжения
использование комбинированной выработки электрической и тепловой энергии
с обеспечением ее энергетической эффективности.
 Для обеспечения необходимого притока инвестиций и постепенного повышения
надежности и качества теплоснабжения необходимо в ближайшие годы осуществить
переход к новой модели регулирования рынка теплоснабжения, основанной на
принципах функционирования единой теплоснабжающей организации в системах
централизованного теплоснабжения и поэтапного (на основе пилотных проектов)
перехода к определению предельного значения стоимости тепловой энергии на основе
стоимости тепловой энергии от «альтернативной котельной».
 При разработке новой модели оптового рынка электроэнергии и мощности
(ОРЭМ) и механизмов ее реализации считать одним из приоритетов необходимость
эффективной загрузки конкурентоспособных объектов тепловой генерации
с теплофикационной нагрузкой.
 До внедрения новой модели ОРЭМ рассмотреть вопрос необходимости
корректировки особенностей функционирования работы ТЭЦ на оптовом рынке
электроэнергии и мощности в текущих условиях.

20. Приложения
20

21. 21
Тарифы на тепло с НДС, 2012 г.
Руб./Гкал
ИСТОЧНИК: данные Фортум; ФСТ; анализ рабочей группы Фортум-Маккинзи
Остаток тарифа на тепло после
вычета стоимости газа
Руб./ГКал
Объем перекрестки в теплоэнергетике региона,
2012 г.
Млн. руб.
-131
-820
0
-279
-10
0
0
0
-9
0
0
0
0
-438
-611
-32
-22
На ТЭЦ
Для конечного
потребителя
732
731
710
707
680
668
624
603
548
528
526
510
482
404
440
492Липецкая область 1 095
Белгородская область 1 466
Тюменская область 1 108
Ярославская область 1 085
Тверская область 1 181
Курганская область 1 503
Челябинская область 912
Воронежская область 1 164
Республика Татарстан 1 121
434
Костромская область 1 505
Астраханская область 908
Нижегородская область 1 393
Республика Башкортостан 810
Ивановская область 1 687
Свердловская область 937
Город Москва 1 519
Пермский край 1 072
1261
213
140
180
246
86
191
179
127
48
99
72
33
67
31
58
19
31
1) Остаток тарифа на тепло для ТЭЦ Фортум при полной ликвидации перекрестного субсидирования
Сравнение тарифов на тепло для конечного
потребителя и для ТЭЦ (с учетом стоимости газа)

22. 22
-1233
-683
-473
-1 556
-1 689
-2 474
-2 154
-702
-1 038
-728
82ТГК-2 Квадра ТГК-5 ТГК-6 ТГК-7 ТГК-9 Фортум Кузбасэне
рго
ТГК-13ТГК-1
Практически все ТГК убыточны по теплу.
При действующей системе регулирования отрасль теплоснабжения и дальше будет деградировать.
ИСТОЧНИК: Минэкономразвития, отчетность компаний
EBIT теплогенерирующих компаний по тепловой энергии
за 2011 год, млн.руб.

23. Плановые сроки утверждения схем теплоснабжения
городов с населением 500 тыс. чел. и более
(информация на 28.03.13)
Утверждены
(1 схема)
2013 год
(20 схем)
2014 год
(7 схем)
2016 год
(1 схема)
Срок не определен
(8 схем)
Новосибирск Астрахань Киров Санкт-Петербург Владивосток
Барнаул Краснодар Волгоград
Екатеринбург Красноярск Воронеж
Ижевск Новокузнецк Липецк
Иркутск Тюмень Махачкала
Казань Уфа Москва
Кемерово Челябинск Омск
Набережные челны Рязань
Нижний Новгород
Оренбург
Пенза
Пермь
Ростов-на-Дону
Самара
Саратов
Тольятти
Томск
Ульяновск
23

24. Экономический эффект
Схем теплоснабжения
• Эффективное распределение тепловых нагрузок в системах теплоснабжения
содержит серьезный потенциал повышения энергетической эффективности
использования топлива в электроэнергетике и системах теплоснабжения
Российской Федерации;
• За счет перераспределения тепловых нагрузок от котельных, находящихся в
зоне действия источников комбинированной выработки и (или) в пределах
радиуса эффективного теплоснабжения источников комбинированной
выработки достигается снижение потребления топлива, используемого для
теплоснабжения потребителей;
• Потенциал снижения потребления топлива по оценкам экспертов составляет
как минимум 20 млн. тонн условного топлива в год в целом по Российской
Федерации, что составляет в стоимостном выражении 56 млрд. рублей
ежегодно;
• Потенциал экономии топлива может быть и выше
24

25. Федеральный исследовательский центр по
проблемам теплоснабжения и когенерации
Цель создания:
- повышение качества разрабатываемых схем теплоснабжения, отвечающим
действующим НПА;
- ликвидация тенденции к децентрализации теплоснабжения;
-приоритетное использование когенерации;
-соответствие схем теплоснабжения поселений генеральному плану, схемам
газоснабжения, электроснабжения, водоснабжения и топливообеспечения поселений.
Основные задачи исследовательского центра:
- обеспечение органов власти и субъектов энергетики аналитической информацией;
- достоверный мониторинг надежности теплоснабжения, разработка мер
государственного воздействия для проблемных поселений;
- обобщение лучших практик;
- подготовка типовых комплексных инвестиционных проектов;
- экспертиза схем теплоснабжения и критическое обобщение инвестиционных планов
по территориям и стране;
- координация сводных инвестиционных планов с программами развития
электроэнергетики и газоснабжения;
- выявление нестыковок действующих и разрабатываемых нормативных документов.
25