Те ж, наскільки великим буде рахунок за опалення, найбільше залежить від ефективності його споживання. Простіше кажучи, від того, скільки будинок втрачає тепла. У поєднанні з обліком та регулюванням тепла зменшення тепловтрат дозволяє суттєво знизити рахунок за опалення. Другий важливий фактор – це втрати в енергомережах, які закладаються в тариф. Чому теплоелектроцентралям (ТЕЦ) вигідно нарощувати витрати на виробництво, чому "Енергоатом" субсидує дорогу енергію, вироблену ТЕЦ та як це, зрештою, впливає на тарифи, пише аналітик Олександр Горлушко.

Основне, з чого складається тариф на тепло, – це вартість його виробництва, а важлива складова виробництва – це витрати на паливо. Відсоток вартості палива у тарифі сягає 80-95%.

Тепло на потреби централізованого опалення може бути вироблене на атомних електростанціях (АЕС), теплових електростанціях (ТЕС), теплоелектроцентралях (ТЕЦ), теплоцентралях (котельнях) та підприємствами, де тепло – це супутній продукт виробничого процесу (наприклад, коксохім).

Якщо вам пощастило, і поблизу є АЕС, ТЕС чи відповідне підприємство – ви можете бути приєднані до станції чи підприємства та витрачати на опалення суттєво менше за середню вартість тепла по регіону. Наприклад, тариф на виробництво тепла на ТЕС у два-три рази нижчий від тепла, виробленого на котельнях та ТЕЦ.

Це відбувається завдяки заощадженню на паливній складовій, адже споживач у тарифі на тепло платить вартість транспортування та постачання теплової енергії. Щодо витрат на виробництво – то це витрати на обслуговування відбору надлишкового теплового потенціалу з виробничого процесу підприємства.

ТЕЦ виробляє тепло та електроенергію за принципом комбінованої генерації, тобто когенерації. Когенерація – це метод підвищення ефективності використання палива. При цьому пара, вироблена в котлах, пускається на турбіни для вироблення електроенергії. Енергія пари по вторинному контуру йде на опалення, електроенергія відпускається в об’єднану електричну систему. Базовою енергією ТЕЦ може бути як теплова, так і електрична енергія.

Робота ТЕЦ за принципом когенерації має на меті підвищити на 30-40% ефективність використання палива – у порівнянні з виключно теплогенерацією. Стратегічно важливий продукт роботи ТЕЦ як об’єкту критичної інфраструктури – теплова енергія, яка забезпечує опалення будівель у холодний період року.

Якщо електричну енергію підприємство України може продати у об’єднаний ринок електроенергії (ОРЕ), то теплова енергія споживається тільки приєднаною мережею і тільки відповідно до графіку теплового навантаження, який залежить від погодних умов.

Тому для ефективного використання палива та зменшення викидів парникових газів доцільно визначити базовою теплову енергію, в обсягах, відповідних до графіку фактичного теплового навантаження. Тобто потрібно виробляти тепла стільки, скільки можна продати. А електроенергію, вироблену як супутній продукт, завжди можна продати на ОРЕ.

Європейський досвід роботи комбінованої генерації

У 2004 році Європарламент прийняв Директиву 2004/8/ЄC. Мета директиви – заохотити створення когенераційних станцій у країнах Європейського Союзу та стимулювати вже існуючі. До можливих методів заохочення належать інвестиційна допомога, звільнення від оподаткування або надання податкових пільг, “зелені сертифікати” та схеми прямої цінової підтримки.

Наразі вже 11% електричної енергії у Європейському Союзі виробляється на комбінованих установках. Економія складає приблизно 35 млн тонн умовного палива на рік

Найактивніше когенерація розвивається у Данії, Нідерландах та Фінляндії. Німеччина до 2020 року поставила за мету подвоїти виробництво електроенергії ТЕЦ із 12,5% до 25%. У Бельгії впроваджена схема “зелених сертифікатів”, а також квоти на когенерацію.

Когенерація в Україні

"Енергетична стратегія України до 2030 року" визначає одним із пріоритетних напрямків розвитку переведення котелень, які виробляють виключно тепло, на процес когенерації. Для цього Закон України "Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу" передбачає пільги для когенераційних виробників.

Формування тарифу ТЕЦ на електроенегію

Тариф формується за принципом "витрати плюс". У підсумку витрати на паливо, прямі витрати на виробництво та інвестиційна складова діляться на кількість виробленої продукції та додається норма прибутку до 2% рентабельності.

Розглянемо ситуацію, коли ТЕЦ працює на вугіллі. Вартість палива, яка закладається у тариф, розраховується за формулою “Ротердам+”(затверджено постановою НКРЕКП від 01.08.2017 № 991). Це середня ціна ф’ючерсних контрактів на вугілля на 6 наступних місяців за даними Європейської енергетичної біржі, скоригована по якості, тобто вмісту сірки та золи, з додаванням витрат на транспортування. Якщо підприємство зможе купити вугілля дешевше, то теоретично різниця зарахується як прибуток підприємства. Додатковий прибуток НКРЕКП рекомендує спрямувати на інвестиційні потреби підприємства.

Якщо ж ТЕЦ працює на природному газі, то вартість палива затверджує КМУ та НКРЕКП. На потреби виробництва електроенергії прогнозована вартість газу складає 7907,20 грн./тис. куб. метрів.

Відсоток вартості палива в структурі тарифу на 2018 рік на відпуск електроенергії найбільших ТЕЦ.

Частка вартості палива у структурі тарифу на відпуск електроенергії ТЕЦ, які працюють на вугіллі, складає приблизно 80-85%. На природному газі – 80-90%. У підсумку електроенергія, вироблена на ТЕЦ, – друга за вартістю після виробників, які працюють за "зеленим тарифом".

Тепер розглянемо роботу ТЕЦ в аспекті електрогенерації.

По-перше, навіть після здорожчання тарифу на електроенергію для споживачів, витрати на виробництво все ще не покриваються ціною реалізації. Фактично, електрогенерація ТЕЦ субсидується державним "Енергоатомом" через механізм оптової ринкової ціни електроенергії, коли вартість дешевшої ціни електроенергії "Енергоатому" "змішується" з дорогою ціною ТЕЦ. Після цього отримуємо середню ціну, за якою реалізується електроенергія, а одержані кошти перерозподіляються відповідно до затверджених тарифів на користь ТЕЦ.

Справедливо зазначити, що "Енергоатом", окрім ТЕЦ, "субсидує" також ТЕС та відновлювані джерела енергії (ВДЕ). Так, у ТЕС велика, стратегічно важлива частка балансуючих маневрових потужностей, і без генерації з ТЕС енергосистема працювати наразі не зможе. Чим дуже вміло користуються недержавні ТЕС. Щодо ВДЕ – це національна стратегія розвитку "зеленої" енергетики, інвестиція у майбутні чисті джерела енергії.

На відміну від ТЕЦ, тариф якої покриває практично тільки витрати з додаванням інвестиційної складової та прибутку до 2% рентабельності, ВДЕ своїм тарифом покриває капітальні вкладення у побудову станцій.

Прямі витрати станцій ВДЕ – низькі і зводяться практично до амортизації обладнання. Після повернення вкладених коштів у майбутньому це буде одна з найдешевших енергій, на відміну від ТЕЦ, які повинні витрачати дороге викопне паливо протягом усього терміну експлуатації станції.

Формування тарифу ТЕЦ на тепло

Наразі основними постачальниками тепла у містах залишаються котельні та ТЕЦ. У найбільшого в Києві виробника тепла "Київенерго" частка теплоенергії, виробленої на ТЕЦ-5 та ТЕЦ-6, складає 48,9%, на котельнях виробляється 51,1% теплоенергії підприємства. Місто Калуш забезпечується теплом Калуською ТЕЦ практично на 60%.

Тариф на тепло розраховується підприємством та подається на затвердження НКРЕКП.

Паливна складова у структурі тарифу на виробництво тепла ТЕЦ на вугіллі

Прогнозована вартість газу затверджується на потреби різних категорій споживачів окремо постановою КМУ та НКРЕКП – на основі імпортного паритету газу та коефіцієнту на його транспортування.

Де когенерація?

Як зазначалося раніше, основна частина тарифу – це вартість палива. На виробництво однієї гігакалорії тепла котельні потрібно витратити приблизно 150-160 кг умовного палива. Практично такий же показник витрат палива наведено у розрахунку тарифу на тепло, виробленого ТЕЦ.

На 2018 рік затверджено витрати умовного палива на виробництво тепла ТЕЦ: від найменшої – 139 кг умовного палива на Гігакалорію (кг у.п./Гкал) (ПрАТ “Миколаївська ТЕЦ”) і до найбільшої – 223,3 кг у.п./Гкал (ПАТ "ДТЕК Донецькобленерго" ВП "Миронівська ТЕС"). Зверніть увагу на різницю.

Виникає питання: як розподіляються загальні витрати палива між теплогенерацією та електрогенерацією, та де враховується економічний ефект від когенерації?

Розрахунок витрат на виробництво теплової енергії регулюється Постановою НКРЕКП №991. Вона регламентує виробництво тепла та електроенергії ТЕЦ, а також визначає їх як окремі види діяльності і забороняє субсидування одного виду діяльності за рахунок іншого.

Це положення має позитивний вплив і робить неможливим перекриття збитків одного виду діяльності за рахунок прибутку іншого.

З іншого боку, ми маємо два види діяльності, які фінансово не пов’язані один з одним. У поєднанні з досить високим тарифом на електричну енергію, вироблену на ТЕЦ, це мотивує компанії-операторів орієнтуватися на режим електрогенерації незалежно від необхідних об’ємів теплогенерації. При цьому втрачається принцип когенерації.

Згідно з додатками до розрахунку тарифу на теплову та електричну енергію ТЕЦ, які оприлюднила НКРЕКП, найбільше прогнозоване планове зростання виробництва електроенергії, порівняно із середньозваженим показником за 5 років – на державному підприємстві "КАЛУСЬКА ТЕЦ-НОВА" – із середньозваженого 241 до 419 млн кВт-год. При цьому, зазначений у розрахунку план на 2017 рік був 336 млн кВт-год.

Також у 5 разів зріс прогнозований план виробництва теплової енергії Калуської ТЕЦ – із середньозваженого показника за 5 останніх років 117 до прогнозованого на 2018 рік 584 тис. Гкал. Це пов’язано із запуском супутнього підприємства – “Карпатнафтохім”, що використовує вироблену на ТЕЦ пару у виробництві.

Також на основі додатків НКРЕКП можна проаналізувати співвідношення виробництва теплової енергії та генерації електричної енергії.

На одну гігакалорію виробленого тепла планується виробити: у “Київенерго” – 396 МВт-год електроенергії, ТОВ "ЄВРО-РЕКОНСТРУКЦІЯ" – 663 МВт-год, ПАТ "Харківська ТЕЦ-5" – 688 МВт-год, ПАТ "ПОЛТАВАОБЛЕНЕРГО" (Кременчуцька ТЕЦ) – 365 МВт-год.

Крім того, є теплоелектроцентралі, які виробляють значно менше електроенергії. Причина може полягати у недостатній кількості інвестиційних коштів та, як наслідок, – застарілості обладнання, яке не відповідає сучасним вимогам виробництва.

Підприємства, які планують виробляти більше електроенергії у співвідношенні до запланованих об’ємів теплової енергії: Калушська ТЕЦ має когенерацію 918 МВт-год на одну гігакалорію теплової енергії, ПАТ "Черкаське хімволокно" (Черкаська ТЕЦ) – 949 МВт-год на Гкал., ТОВ ФІРМА "ТЕХНОВА" (Чернігівська ТЕЦ) – 1760 МВт-год на Гкал., ТзОВ "Енергія – Новий Розділ" – 1336 МВт-год на Гкал.

Два підприємства, що затверджували тариф на електроенергію за процедурою теплоелектроцентралей, працюють у режимі електростанцій. У ТОВ "ДВ НАФТОГАЗОВИДОБУВНА КОМПАНІЯ" на одну вироблену Гкал тепла припадає 12 884 МВт-год електроенергії, у ПАТ "ДТЕК Донецькобленерго" ВП "Миронівська ТЕС" – 9 156 МВт-год.

У зимовий період тепло, вироблене ТЕЦ, переважно використовується для опалення. Влітку тепло використовується у житлово-комунальному господарстві на підігрів гарячої води. Також влітку великі промислові підприємства, які межують з ТЕЦ, використовують пару в технологічних процесах виробництва.

У додатку зображено прогнозні обсяги відпуску електроенергії ТЕЦ та когенераційними установками на 2018 рік, затверджені Міненерговугілля. Генерація електроенергії за порами року відбувається наступним чином. Невеликі ТЕЦ у літній період не виробляють електроенергію взагалі. ТЕЦ, які забезпечують гаряче водопостачання в містах, одночасно скорочують виробництво електроенергії приблизно у чотири рази. При цьому Калуська ТЕЦ знизить відпуск електроенергії в літній період приблизно на 30% (порівняно з зимою). Але є дві ТЕЦ, яким Міненерговугілля затвердило практично рівний графік виробництва електроенергії: літнє "коливання" складає всього 20% від зимового виробництва у ТзОВ "Енергія – Новий Розділ" та ТзОВ НВП "Енергія – Новояворівськ".

Нагадаємо, що відповідно до реєстру судових рішень, детективам НАБУ надано доступ до документів, які стосуються справи про підозру у зловживаннях використання газу ТзОВ "Енергія – Новий Розділ". Йдеться про нецільове використання газу: він був куплений за пільговою ціною з цільовим призначенням – на потреби опалення для населення. Тобто газ на потреби теплогенерації був використаний на виробництво електроенергії і продажу її в ОРЕ.

На 2018 рік знову планується продаж газу для певних категорій споживачів за пільговими цінами. Ціна газу в розрахунках тарифів опалення та ГВП населенню – 4942 грн./тис. куб. м, опалення та ГВП релігійних організацій – 2471 грн./тис. куб. м, для всіх інших, зокрема, для виробництва електричної енергії – 7907,20 грн./тис. куб. м. Різниця вартості газу на потреби виробництва тепла для населення та вартості на вироблення електроенергії, сягає майже 2965,20 грн. Отже, знову схема нецільового використання газу може запрацювати.

У підсумку

Системна проблема у формуванні тарифів на виробництво теплової та електричної енергії ТЕЦ – це втрачений принцип когенерації у формуванні тарифів. Тарифоутворення за принципом "витрати плюс" по кожному виду діяльності ТЕЦ окремо робить економічно доцільним максимальне збільшення витрат на виробництво. Чим більше витрат на виробництво, тим більшим є грошовий потік підприємства.

Розвиток виробничої бази підприємств повністю залежить від інвестиційних програм, а прибуток підприємства (у кращому випадку) – це відсоток від загальних витрат. Зараз рентабельність складає до 2%.

Зі звітів НКРЕКП видно, що затверджені інвестиційні програми ліцензіати виконують не повністю.

Доречна думка розділити витрати за видами діяльності. З одного боку дала можливість контролювати витрати окремо по кожному виду діяльності та заборонити перехресне субсидування. Проте з іншого боку, основана ціль, – ефективніше використовувати викопне паливо через когенерацію – при цьому була втрачена.

Як наслідок – тепер за рахунок "Енергоатому" субсидується дорога електроенергія, вироблена на ТЕЦ. Це не дає жодного економічного ефекту ні для споживачів електроенергії, ні для споживачів тепла. Витрати на паливо прирівнюються до витрат на котельнях без когенерації. Тариф на електроенергію ТЕЦ вищий за тариф ТЕС.

Як врахувати принцип когенерації у тарифоутворенні – зараз сказати важко.

Підприємства теплопостачання, що мають монополію на певній території та особливо важливі для інфраструктури та життєзабезпечення цих території, не зацікавлені в оптимізації витрат, на паливо зокрема.

Ринкові відносини й припинення субсидування можуть змінити ситуацію. Але це далека перспектива. Тим паче, що виживання багатьох підприємств у ринкових умовах без субсидування – під великим питанням.

Розслідування проведене в рамках проекту USAID "Прозора енергетика". Позиція автора може не збігатися з позиціями Агентства з міжнародного розвитку США та аналітичного центру DiXi Group.

Джерело: "Обозреватель"