Энергосбережение при теплоснабжении

 
Несправедливые цены

Тарифы на отопление в Москве при плате за нормативную площадь (18 метров на человека): 2007 г. – 9,9 руб./кв.м.; 2008 г. – 11,8 руб./кв.м.; 2009 г. – 15,3 руб. за кв. м,; 2010 г. – 19 руб. за кв. м. Рост за 3 года – двойной!

За отопление излишков площади, а также в случае, если квартира не является единственным жильем: 2007 г. – 13,6 руб, 2008 г. – 16,14 руб./кв.м.

При наличии приборов учета тепла: 2007 г. – 620 руб/Гкал; 2008 г. – 737,8 руб/Гкал; 2010 г. – 1074 руб./Гкал.

При этом власти Москвы субсидируют жителям оплату за тепловую энергию в среднем на 24%. Для этого ежегодно выделяется из бюджета города порядка 12 миллиардов рублей на возмещение разницы между фактической стоимостью ресурса и тарифом на тепловую энергию для населения. То есть фактическая стоимость гигакалории в 2010 г. - 1331,76 руб.

Интересно, что в гигакалориях  рост стоимости тепла меньше, чем по нормативу.

В 2001 г. в целом по стране средняя цена 1 Гкал - около 320 руб. (населению отпущено г. 491,4 млн. Гкал на сумму 157,2 млрд. руб., из которых оплачено меньше половины).

В 2002 г. жилой сектор Москвы потреблял около 27 миллионов гигакалорий для обогрева домов - примерно 0,135 Гкал/кв.м. в год.

Норматив для оплаты в Москве – 0,21 Гкал/кв.м. в год или порядка 4,5 Гкал/чел. в год.

Средние нормативы месячного потребления по РФ в 2004 г.: отопление – 0,37 Гкал/чел. в мес. ГВС – 0,22 Гкал/чел. в мес.

Стоимость 1 гигакалории - порядка 350 рублей. (Тихоненко Ю. Ф., ГУП г. Москвы «Московское агентство по энергосбережению». www.energosovet.ru).

Объясняется рост стоимости гигакалории увеличением стоимости первичных энергоресурсов, необходимостью оплаты работ, связанных с обслуживанием и амортизацией энергетического комплекса столицы (Юрий Кочемин. Монополии требуют все больше. НГ. 2009-12-11).

Можно напомнить, что в Германии в 2000 г. средневзвешенная цена на газ была $102 за тыс.м.куб. Прямые налоги и акциз на природный газ в его стоимости для конечного потребителя – около $80. С учетом городских и коммунальных налогов – до $100. Еще порядка $150-160 - затраты на транспортировку, хранение и распределение газа внутри страны. (Резник И. Текущий год был лучшим для «Газпрома»/ Интервью с членом правления «Газпрома» Ю.Комаровым // Ведомости, 11 декабря 2001 г.).

Промышленность потребляла газ по цене примерно $160 за тыс. м.куб. Цена на газ для домохозяйств была около $350 (домохозяйства потребляли от 20 до 40% всего газа). То есть в 2 с лишним раза дороже промышленности.

В 2000 г газ в Москве стоил 354 руб/тыс.куб.м.

В 2006 г. в Германии средневзвешенная цена на газ составила $240 за тыс.м3. В 2007 г. - $280 за тыс.м3. В I квартале 2008 г. - $350. В I квартале 2009 г газ на польско-немецкой границе стоил $500 за тысячу кубометров. К лету 2009 г. цена упала до $280, что было обусловлено падением цен на нефть.

Цена газа для домохозяйств колебалась около отметки $500 за 1000 куб.м., для промышленности – $300.

Еще выше внутренняя цена на газ для населения (домашних хозяйств) была в 2007 г. в Великобритании - 490,2 евро или почти $750/1000 куб. м. (http://www.kapital-rus.ru/articles/article/23054).

В 2005 году ОАО"Газпром" продал на внутреннем рынке 307 млрд куб.м. газа, из них 16% населению, 10% - коммунальным предприятиям, 38% - электроэнергетикам. 36,2% - промышленности. (Экономика должна быть экономной. Алексей Зайко. /"Энергия промышленного роста"№ 10, 2006).

В России внутренняя цена газа в 2006 г. составила $50 за тысячу куб.м. К 2011 г. решено было довести ее до $125 за тысячу куб.м. Цену рассчитывалась путем вычитания из средней экспортной цены таможенной пошлины и транспортных расходов. Соответственно, оптовая цена газа для московского предприятия могла составить 5129 рублей за тысячу кубометров. (Приватизация энергобаланса страны. Иван Рубанов, Дмитрий Сиваков, Андрей Виньков «Эксперт» №7(548)/19 февраля 2007).

Но в силу падения цен на газ в Европе решили, что к 2001 г. внутренняя цена на газ не опустится ниже $80 за тысячу кубометров. И тогда средняя цена на газ по РФ составит 3800 рублей, в Москве - 4000 рублей за тысячу куб.м.

В себестоимости единицы тепловой энергии в целом по стране доля топлива составляла в 2004 г. 33,2%, электроэнергии – 5,4%, воды – 2,1%, ФОТ с ЕСН – 11,9%, амортизации – 2,1% (то есть оборудование было фактически все самортизировано и подлежало замене).

Доля затрат на топливо в себестоимости продукции ОАО «Мосэнерго»:

40% в 1999 г.; 41% в 2000 г.; 36,7% в 2002 г.

Структура затрат Мосэнерго на 01.01.2003, %:

топливо-                36.7

оплата труда с отчислением на социальное страхование -                16.8

Материальные и прочие денежные затраты -                14.1

Отчисления в установленном порядке за счет себестоимости -             12.2

Амортизация -                12.2

Затраты на ремонт, выполненный привлеченным персоналом -            8

 

В ОАО «Мосэнерго» эксплуатировалось в 2002 г. 105 паровых турбин комбинированной выработки тепла и электроэнергии (10029 МВт), 11 паровых турбин для выработки электроэнергии (2830 МВт), 6 газовых турбоагрегатов (599.8 МВт).

Сетевое хозяйство представлено линиями электропередачи 35-500 кВ протяженностью 19.4 тыс. км., распределительными линиями 0.4-10 кВ общей длиной 58.3 тыс. км., кабельными сетями - 55.0 тыс. км., тепловыми сетями – 2,4 тыс. км. (http://www.bcs-express.ru/show_res_ru.).

 

Проект реорганизации Мосэнерго предполагал выделение из состава четырех генерирующих компаний - Каширской ГРЭС (ГРЭС-4), Шатурской ГРЭС (ГРЭС-5), Рязанской МГДЭС (ГРЭС-24) и Загорской ГАЭС. Выделение городской и областной распределительных электросетевых компаний, теплосетевой компании, сбытовой, управляющей, магистральной сетевой компаний. Выделение в отдельные компании подразделения, осуществляющие строительные, проектные, ремонтные и иные сервисные виды деятельности. http://www.itinvest.ru/analytics/archive/fundament/48864/.

ОАО «Мосэнерго» и ОАО «Моэнергосбыт» - монополисты в производстве электроэнергии и ее продажи конечным потребителям. ОАО «Мосэнергосбыт» образовалось 1 апреля 2005 года посредством разделения ОАО «Мосэнерго» на 14 компаний.

 

Структура затрат на производство энергии ОАО «Мосэнерго» в 2007 году, %.

Топливо –                54,3

Материальные и прочие денежные затраты –                26,3

Оплата труда с отчислениями на соцстрах –                7,1

Амортизация –                5,3

Ремонт, выполняемый привлеченным персоналом –                4,8

Отчисления в установленном порядке за счет себестоимости –          2,2

 

Итоги деятельности ОАО «Мосэнерго» за 9 месяцев 2009 г.:

Выручка (нетто) от продаж (за минусом налога на добавленную

стоимость, акцизов и аналогичных обязательных платежей), тыс. руб. -    77 594 043

Себестоимость проданных товаров…услуг, тыс. руб -                70 063 493

Чистая прибыль отчетного периода, тыс. руб.                5 128 810

Выработка электроэнергии, млн. кВтч                44 078

Отпуск тепловой энергии с коллекторов, тыс. Гкал                42 703

Или (в соответствие с коэффициентом перевода 1,163), МВТч                49 664.

 

Выручка-брутто, примерно, тыс.руб.                100 000 000.

Оплата потребителями электрической и тепловой энергии, тыс.руб.

44 078х3010+42 703х1 331 760=132 674 780 +56 870 147 =                189 544 927.

Как видим, на сетевое хозяйство пришлась почти половина всей выручки за поставки электроэнергии и тепла.

Суммарная себестоимость 1 кВт.ч. электрической и 1,12 кВт.ч тепловой энергии, отпущенных посредникам – 1,86 руб.

Топливная составляющая – 0,543х1,86=1,01 руб. Или 25% от конечной цены отпущенной электрической и тепловой энергии.

При затратах 3,6 куб.м газа на производство 1 кВтч электрической и 1,12 кВт.ч. тепловой энергии стоимость 1 куб.м. газа – 2.9 руб.

Стоимость электроэнергии почти приблизилась к европейской цене при том, что цена на газ в 4 раза ниже.

Одноставочный тариф на электроэнергии для населения (дома с газовыми плитами) в Москве, руб./кВт;ч: 2006 - 1,84; 2007 - 2,08; 2008 - 2,37; 2009 - 3,01; 2010 – 3,4.

На оптовом рынке электроэнергии стоимость 1 МВтч с поставкой в 2009 году в октябре 2008 г. составляла в Германии 64,2 евро (96 долл.), во Франции - 65 евро/МВт ч, в Нидерландах - 68 евро/МВт ч. В 2008 г. в Лондоне от компании «EDF Energy» при поставке до 900 кВтч для жителей 1 кВт.ч. обходился в 18,91 пенса. Свыше 900 кВтч – в 11,53. (порядка 5 руб./кВт.ч).

За тепло потребитель переплачивает дважды, если платит но нормативу.

 

Производство

Суммарная реализация тепла в РФ составляла в 2003 г. 2060 млн. Гкал. Жилищный сектор и бюджетная сфера потребляли 1086 млн. Гкал примерно в равных долях, промышленность и прочие потребители - 974 млн. Гкал.

Крупными теплофикационными системами вырабатывалось 1460 млн. Гкал в год, из них 47,5% - на твердом топливе, 40,7% - на газе; 11,8% - на жидком топливе.

Около 600 млн. Гкал тепла производили 68 тыс. коммунальных котельных.

КПД ТЭЦ составляет в среднем 0,92 на газе и жидком топливе, 0,88 - на твердом топливе. КПД районных котельных на 10% ниже. КПД местных котельных ниже, чем у ТЭЦ на 30-40%. (естественно, без учета сетевых потерь).

В апреле 2007 г. Министром промышленности и энергетики Российской Федерации В.Б.Христенко презентована Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. В качестве базового варианта принят прогноз, предусматривавший рост электропотребления к 2015 г. до 1426 млрд. кВт.ч и до 1710 млрд. кВт.ч. к 2020 г.

Потребность в установленной мощности электростанций России определена в 258 ГВт в 2010 г., 302 ГВт в 2015 г, 349 ГВт в 2020 г. Потребность во вводах генерирующих мощностей в период 2006-2020 гг. в целом по России - 180 ГВт.

Для вовлечения в топливно-энергетический баланс Европейской части страны электростанций Сибири и для повышения устойчивости работы ЕЭС России планируется сооружение ряда крупных линий электропередач переменного и постоянного тока.

Для осуществления мероприятий Генеральной схемы потребуется создание соответствующих инвестиционных программ энергокомпаний, на реализацию которых потребуется в базовом варианте 12 трлн. рублей (из расчета 180 ГВт новых мощностей – 66 700 руб/кВт, $2700 /кВт по курсу 2007 г.).

При формировании предложений по вводам генерирующей мощности упор был сделан на увеличении доли атомной и гидрогенерации; росте выработки электрической энергии на угольных станциях; строительстве газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах.

Все вводы новой газовой генерации - с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Ввод в эксплуатацию за период 2006-2020 гг. объектов газовой генерации - 78,2 ГВт. электрической мощности (сейчас в общей энерговыработке на долю ТЭС приходится 59,4%, ГЭС – 19%, АЭС – 15,4%).

Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии согласно Генеральной схеме должен снизится с 334,4 г у.т./кВт.ч в 2005 г. до 282,3 г у.т./кВтч в 2020 г. при росте КПД с 36,7 % до 43,4 %.

В ОАО «Мосэнерго» в 2009 г. удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил 240 г.у.т./кВт.ч. Доля выработки ОАО «Мосэнерго» новыми мощностями (блоки ПГУ-450 ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27) составила 12,7%. (КПД трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара - 60%).

Удельные капитальные затраты для газовой электростанции мощностью до 1000 МВт. составляют $800-1000 /кВт установленной мощности. Для современных электростанции на угольном топливе со сжиганием в кипящем слое – $1400-1700 /кВт. Для атомной станции – еще выше. Средневзвешенная величина – порядка $1500 кВт.

Соответственно, $1200 кВт – запланированные затраты на сетевое хозяйство.

С экономической точки зрения наиболее целесообразны проекты малой и средней когенерации. Приближение генерирующего источника к потребителю уменьшает затраты на строительство распределительных сетей, на транспорт электрической и тепловой энергии.

Средняя удельная стоимость парогазовой установки мощностью 100 МВт - $700/ кВт.

Средние цены мирового рынка на газотурбинные установки мощностью до 30 МВт - $600 /кВт.; до 10 МВт франко-завод - $300/кВт.

Удельный расход топлива подобных установок на отпуск тепла - 150 кг/Гкал.(130 кг/МВт.ч) Удельный расход топлива на отпуск электрической энергии - 225 кг/МВт.час.

Сравнительная оценка затрат традиционного развития энергетики в США, проведенная Всемирным альянсом за децентрализованную энергетику (WADE - World Aliance for Decentralized Energy), показала, что строительство ТЭЦ малой мощности вместо крупных энергоблоков и сокращение затрат на развитие сетей позволит США уменьшить суммарные затраты на модернизацию энергетики на 30%.

В Северной Европе существует большое разнообразие централизованных систем, причём многие из них вполне эффективны. Распространена практика локализации системы в пределах микрорайона. Это системы закрытого, а не открытого, как у нас, типа, что дает значительную экономию ресурсов.

При строительства автономных источников энергии и тепла себестоимость собственной электроэнергии для предприятий втрое меньше, чем стоимость электроэнергии от энергосистемы. Общая мощность заводских ТЭЦ в России достигла 530 МВт, только 30 МВт потребляется от энергосистемы.

 

Сетевое хозяйство

Протяженность тепловых сетей Москвы в двухтрубном исчислении на начало 1998 г. - 2 314 км, в том числе водяных сетей - 2 279 км. Средний диаметр водяных сетей – 570 мм. Протяженность теплопроводов диаметром 400 мм и выше – 1546 км, в том числе диаметром 1000 мм – 148 км, диаметром 1200 мм – 186 км и диаметром 1400 мм – 78 км. На 1 м.кв. отапливаемой жилой площади – 0,011 п.м. теплотрасс.

В РФ суммарная протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении - около 183 300 км. Средний диаметр магистральных и распределительных тепловых сетей - 200 мм. Примерно 0,072 п.м на 1 м.кв. в домах с центральным отоплением без учета Москвы. В Финляндии на 2,2 млн. жителей домов с центральным отоплением (примерно 100 млн.м.кв.) приходится 7500 км теплотрасс или 0,075 п.м. на 1 м.кв. площади.

По данным Госстроя России, во всех федеральных округах средняя величина теплопотерь в инженерных системах теплоснабжения втрое выше нормативных. Они определяются плохой водоподготовкой, недостатками горения топлива, потерями тепла на ТЭЦ, потерями в сетях.

Потери при производстве тепловой энергии и транспортировке теплоносителя чрезвычайно высоки. Очень показательный пример - в г. С.-Петербург в одной из школ была проведена установка узла учета тепловой энергии и система регулирования ее потребления. По действовавшему договору школе был установлен норматив месячного потребления 372 Гкал. После проведения указанных процедур фактическое потребление составило 112,71 Гкал. Или 30% от норматива. Причем из 259,29 Гкал экономии 179,86 пришлось на сам факт установки теплосчетчика. 79,43 Гкал были сэкономлены системой регулирования. Получается, что почти половина норматива – потери. (Резлер С.Е. Энергосберегающее оборудование ЗАО "Теплоком" // Стройинформ, №41, 2002.).

По полной стоимости (в отсутствии приборов учета тепла) продается суррогат нормального товара, вместо теплоносителя с расчетными параметрами.

Принцип теплофикации требует осуществлять кольцевание теплосетей, расходящихся от разных ТЭЦ, с резервированием и связями между теплофикационными системами и системой учета поставок. Но здесь возникает проблема регулировки тепловых и гидравлических режимов. (Особенности и противоречия функционирования систем теплоснабжения и пути их рационализации. Е.Г. Гашо / «Новости теплоснабжения» №10, 2003).

Взаимная привязка электрической и тепловой нагрузки в ряде случаев приводит к дисбалансам и сокращению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Изменение расчетных режимов эксплуатации систем теплоснабжения может достигать 50% по нагрузке, массовому расходу теплоносителя, удельному расходу сетевой воды, удельному расходу воды на единицу переданной сетью тепловой энергии, и, соответственно, электроэнергии.

Наличие разнородных потребителей энергоресурсов определяет уникальные графики и режимы энергоиспользования (балансы и дисбалансы). Применение индивидуального регулирование без согласования по укрупненным контурам может привести к увеличению дисбалансов. Принципиально важным является поэтапное согласование режимов (балансов) от первичных потребителей к укрупненным контурам и системе в целом.

Высказывается мнение о том, что целесообразно создание крупных субъектов рыночных отношений в городах с ЦТ со стороны потребителя на границе разделения теплосетей на магистральные и квартальные (распределительные). Системы должны быть технологически (гидравлически, по температуре теплоносителя) развязаны. Объединение квартальных сетей вместе с потребителями в единые технологические блоки будто бы позволяет решить проблему разбалансировки.

Эти структуры должны покупать теплоноситель с определенными в договорах параметрами и оказывать коммунальные услуги в виде отопления и горячего водоснабжения зданий в соответствие с нормативами комфорта.

Не очень понятно, как предполагается обеспечить оптимальную загрузку поставщика тепловой и электрической энергии.

Поставщику либо надо выбрасывать остаточное тепло в атмосферу, либо закачивать в трубу. Экономя электроэнергию для насосов, которые прокачивают теплоноситель по тепловому кольцу.

Потребитель-перекупщик отбирает тепла столько, сколько ему нужно в соответствие с режимом теплопотребления в жилом или коммунальном секторе.

В случае повышения потребности задействуя резервные мощности.

 

Тарифы

Действовавший до настоящего времени принцип тарификации тепловой энергии не стимулировал повышение энергоэффективности (прибыль теплоснабжающих предприятий закладывалась в тариф в процентах от затрат, т.е. чем больше затрат, тем выше прибыль); повышение качества и надежности теплоснабжения; (одно и тоже количество единиц тепла можно поставить при разном расходе теплоносителя и соответственно при разных затратах теплоснабжающего предприятия); не позволял теплоснабжающим предприятиям и потребителям находить приемлемые условия экономического сотрудничества с учетом мощности и качества потребления, расстояния от теплового источника до потребителя.

При этом сохранялось регулирование муниципалитетами теплоснабжения через установление норм потребления; ненормируемое бюджетное финансирование; нерегулируемые тарифными органами льготы для потребителей, перекрестное субсидирование.

В методиках расчета тарифа использовалось понятие средней заработной платы, что приводило к росту численности персонала при одновременном снижении уровня его подготовки.

В тарифах не выделялась в отдельную составляющую плата за учет тепловой энергии и теплоносителя.

Отсутствовала методика перераспределения затрат на электрическую и тепловую энергию при их совместном производстве.

Не выделялись затраты на содержание инженерных систем зданий.

Отсутствовал механизм стимулирования предприятий по эксплуатации жилого фонда и организаций бюджетной сферы за снижение теплопотребления при сохранении теплового и санитарно-гигиенического комфорта в помещениях.

Отсутствовало понятие «базового» тарифа, т.е. минимального тарифа, достигаемого при принятой системе тарифообразования, сложившемся уровне цен на топливо и реально достижимом техническом уровне системы теплоснабжения, позволяющего стимулировать снижение издержек.

Премьер-министром РФ 17 декабря 2009 г. подписано распоряжение о введении принципа расчета тарифов исходя из метода «доходности на инвестированный капитал» - RAB (2009-12-18 / Михаил Сергеев, Сергей Куликов).

RAB (Regulatory Asset Base — регулируемая база инвестированного капитала) -система долгосрочного тарифообразования, основной целью которой является привлечение инвестиций в расширение и модернизацию инфраструктуры.

Указанный метод разработан и применен в Великобритании вначале в связи и водоснабжении, а затем распространен на электрические и газовые сети, порты, аэропорты и другие сферы с ограниченной конкуренцией. Он позволил избежать резкого ценового скачка, так как финансовая нагрузка на возврат капиталовложений, необходимых для развития сетевого комплекса, распределяется в тарифе на долгосрочный период (до 35 лет), сопоставимый с продолжительностью срока службы новых энергообъектов.

На систему RAB перешли в середине 1990-х годов страны Западной и Центральной Европы, Канада, США, Австралия и ряд других государств. Наиболее показательным считается румынский опыт. В 2004 году Румыния привлекла к реформе систем регулирования распределительных (электрических и газовых) сетей итальянский концерн Enel и инвестиционный банк Credit Suisse. Реформа была проведена за несколько лет, в ходе ее были привлечены сотни миллионов долларов инвестиций. И в 2006 году на совместной конференции регулирующих органов стран Евросоюза, Восточной Европы и СНГ румынский опыт был признан самым успешным. (Приложение к газете "Коммерсантъ" № 224 (4041) от 09.12.2008).

Компании получают гарантированный возврат инвестиций и доход на инвестиции, достаточный для обслуживания кредитов и получения прибыли. Кроме этого, они получают стимул к снижению издержек, так как сэкономленные средства остаются в компании в отличие от применявшейся системы «затраты плюс».

С точки зрения потребителей достоинствами системы RAB являются повышение надежности энергоснабжения и качества предоставляемых услуг за счет новых инвестиций.

В данном варианте, естественно, опасность будет заключаться в заведомом завышении собственно инвестиций, на объем которых должна начисляться доходность. При наличии системной коррупции, фиктивных конкурсов для поставщиков и подрядчиков, монопольном положении поставщика теплоносителя.

В ноябре 2007 года принят федеральный закон N 250, который позволил распредсетевым компаниям использовать независимую оценку активов для целей регулирования по методу доходности на вложенный капитал.

По итогам 2008 года в рамках подготовки к внедрению метода регулирования тарифов RAB ФСТ утверждены «Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала», определены нормы доходности на инвестированный капитал. Правительством внесены поправки в законодательную базу «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ».

В июне 2008 года В. Путин подписал в новой редакции Постановление Правительства об основах ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии (Постановление Правительства № 109).

В рамках действовавших методик при формировании тарифов учитывались средства на реализацию утвержденных инвестиционных программ: деньги на развитие поступают по мере оплаты потребителями продукции и услуг. По методу RAB инвестиции производятся за счет заемных средств и по мере оплаты услуг возвращаются инвесторам, принося доход на вложенный капитал в виде определенного процента.

Норма доходности на регулируемую базу задействованного капитала (RAB) устанавливается ФСТ (по согласованию с Минэкономразвития) равной средневзвешенной стоимости заемного капитала и собственного капитала в номинальном выражении до обложения налогом на прибыль и дифференцируется по субъектам РФ.

По оценкам экспертов, норма доходности составит в номинальном выражении до уплаты налогов от 11,3 до 12 процентов в первый период регулирования и от 10,7 до 11,5 процента;– в дальнейшем. (RAB-регулирование подогреет фондовый рынок. Газета: № 11 (103) июнь 2008 года).

Пока сложно оценить перспективы данного метода тарифообразования в теплоснабжении.

Скажем, в Москве с 2010 г. жители должны платить за тепло не по нормативам, а по показаниям приборов. В большей части жилых домов установлены за счет средств городского бюджета общедомовые приборы учета тепловой энергии, переданные на баланс МОЭК. Показатели, которые снимет теплоснабжающая организация, поделят на общую площадь дома и умножат на количество квадратных метров, имеющихся в каждой квартире. А потом на тариф. Который каким-то образом будет рассчитан. И для производителя теплоносителя, для его поставщика, для эксплуатирующей организации. Кто будет увязывать их инвестиционные программы?

В других городах в свете положений 206 и 207 Постановлений возникло движение по установлению нормативов платы за тепло с учетом технических характеристик дома, года постройки, степени его благоустройства. Управляющая компания по технической документации на дом и с учетом соответствующих показателей, учитывающих год постройки, материал, из которого построен дом, и других факторы, влияющие на потребление тепловой энергии, будет рассчитывать нормативы потребления. Жители будут ей платить по нормативу. А она рассчитываться с теплоснабжающей организацией по приборам учета.

Внедрение конкуренции на рынках коммунальных услуг — главный механизм снижения издержек. Она уже имеет место и сегодня: «тарифные тиски» (снижение спроса на тепло из-за высоких тарифов при росте его производства независимыми производителями на собственных котельных по той же причине) выжимают с рынка ТЭЦ.

В перспективе она может проявляться в борьбе за право эксплуатации систем теплоснабжения; между производителями энергии, работающими на единую тепловую сеть; централизованными и автономными системами; поставщиками тепловой энергии и других видов энергоносителей, используемых для отопления или ГВС; между поставщиками тепловой энергии и производителями услуг по повышению эффективности ее использования.

 

Управление теплопотреблением

На начало 21 столетия многоквартирные дома в средней полосе России потребляли  на отопление 350-600 кВт ч/м2, односемейные - 600-800 кВт ч/м2. (Румянцева Е. Критерии оценки реформы ЖКХ //Строительство и бизнес, №12, 2002). В среднем на отопление расходовалось 55 кг у.т./м2 площади и 19 кг кг у.т./м2 – на горячее водоснабжение.

Для сравнения - в скандинавских странах на эти цели суммарно расходовалось около 18 кг у.т. (Хмельницкий С. Теплопотери в современном городе.// Строительство и бизнес, №12, 2002.)

Удельная интенсивность отопления в Германии в 1970 г. составляла 300 кВт.час/м.кв. При этом по стандарту энергопотребления на отопление дома полагалось расходовать энергии не более 200 кВт.ч/м.кв. в год.

В 1984 году нормативное значение было снижено до 150, а в 1995 г. - до 80 кВт.ч/м.кв.

По нормам на экономию энергии в старых и новых домах, введенным в действие в Германии с 1 января 2002 г., строящиеся дома должны расходовать 7 литров печного топлива на 1 м.кв. площади в год против действовавшего норматива 10 литров/м.кв. – т.е. уже 55 кВт.час. (Кюнцель Э. Немецкий опыт стимулирования снижения потребления энергии при эксплуатации жилых домов // Белорусский строительный рынок, №5, 2002).

В ряде стран (Дания, Германия, Финляндия и др.) разработаны специальные целевые государственные программы по приведению всех объектов регулярной застройки к уровню потребления 30 кВт.ч/м.кв в год.

С 1999 г. в Германии ведется проектирование как нового энергоэффективного строительства, так и тепловая модернизация существующих зданий в стандарте “пассивный дом” - 15 кВт.ч/м.кв. в год. Тепловая реабилитация включает монтаж системы утепления, установку окон с термическим сопротивлением 1,2 м.кв.•град/Вт, оснащение каждой квартиры системой приточно-вытяжной вентиляции с рекуперацией тепла уходящего из помещений воздуха. Теплообменники позволяют возвратить в дом до 94% тепла, обычно теряемого с уходящим воздухом.

В Дании число градусо-суток отопительного периода – 3000. По датским строительным нормам в зданиях максимально допустимые затраты тепловой энергии должны составлять 60 кВт.ч/м.кв. в год.

В средней полосе России число градусо-суток отопительного периода – 5000. Максимально допустимые затраты тепловой энергии при использовании датских строительных норм должны составлять 100 кВт.час. Это равносильно 20 Вт тепловой мощности на 1 кв.м. отапливаемой площади.

Вспомним о планируемых 78,2 ГВт новых электрических мощностях газовой генерации с использованием газотурбинных и парогазовых технологий для когенерации.

Это примерно 80 ГВт тепловой мощности для теплоснабжения. Не считая действующие мощности крупных теплофикационных систем газовой генерации – около 200 ГВт.

Получается, что разработчики Концепции ориентировались на экстенсивный путь.

Из расчета 4 млрд.кв.м. нового и реабилитированного многоэтажного жилья к 2020 г. против нынешних 2 млрд. (разработчики программы – сугубые оптимисты)– 70 Вт/кв.м. И зачем же столько?

 

Автоматика

В зимнее время в помещении, выходящем окнами на солнечную сторону температура может быстро повыситься на 10°С. В случае повышенной ветровой нагрузки также наблюдается дефицит либо избыток тепла в том или ином помещении. Много потерь в условиях температурной нестабильности (осень, весна).

Особенно ощутимо регулирование теплоотдачи сказывается в зданиях с высоким уровнем теплозащиты. Связано это с тем, что при повышении уровня теплозащиты здания возрастает доля внутренних тепловыделений от бытовых электроприборов, газовых и электрических плит, процессов жизнедеятельности человека, а также доля поступлений теплоты солнечной радиации через светопрозрачные ограждения в общем тепловом балансе помещения.

Чтобы изменять приток тепла по сторонам многоэтажных зданий в зависимости от их положения относительно Солнца, либо от времени суток, ветровой нагрузки и т.п., при ЦТС требуется организация в каждом доме автоматического теплопункта с соответствующей измерительной и исполнительной аппаратурой. При этом целесообразно разделить внешний и внутренний контура эффективными теплообменниками. Переменный режим теплоподачи регулируется автоматикой и исполнительным клапаном внешнего контура.

Все здания должны быть гидравлически сбалансированы с установкой на каждом стояке балансовых клапанов. Установка балансировочных вентилей, регуляторов давления и расхода позволяет существенно снизить затраты на отопление за счет рационального перераспределения теплоносителя.

Комплект аппаратуры позволяет снизить потребление тепла системой отопления на 35% за отопительный период при прочих равных условиях, обеспечить точное поддержание требуемой температуры воздуха в помещениях.

Необходима установка терморегуляторов на отопительные приборы, что дает немедленное снижение потребления тепловой энергии на 20%.

Есть необходимость регулировать приток тепла в зависимости от времени суток и назначения помещения. Например, в спальных помещениях для взрослых целесообразно поддерживать относительно низкую температуру для крепкого, здорового сна. В то же время перед просыпанием помещение необходимо нагреть, чтобы со сна люди не испытывали дискомфорта.

Основной узел учета тепла необходимо ставить на автоматическом теплопункте. В квартирах на поверхность тепловых приборов можно ставить микропроцессорные или испарительные теплоизмерители. По ним и по паспортным характеристикам тепловых приборов можно оценивать теплопотребление в каждой квартире.

Введение индивидуальной оплаты позволяет дополнительно снизить потребление тепла на 10%.

В целом затраты на квартиру для обеспечения регулирования теплоподачи при ЦТС можно оценить в 750 руб./м.кв.

В случае с индивидуальной котельной или поквартирным отоплением автоматика уже включена в затраты.

Остекление

В пятиэтажном жилом доме, построенном по СНиП 70-80 гг. 56% теплопотерь приходится на нагревание вентилируемого воздуха, 22% теплоты теряется через стены здания, 14% - через окна, 8% - через полы первого этажа и через чердаки. (Андрей Чистович, Как согреть города. /"Российское Экспертное Обозрение", №2 (16) 2006 г.).

Самые большие потери тепла в городских квартирах происходят из-за неплотного прилегания оконных створок к рамам - около 50 кВт/час энергии в день или при 210 сутках отопительного периода - порядка 150 кВт.час/м2 в год.

Стоимость установки качественных окон на среднюю квартиру лежит в интервале 40-50 тыс. руб. Или до 800 руб./м.кв. площади.

Вентиляция

Согласно СНиП 2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование" норма воздухообмена для жилых помещений установлена 3 м3/м2 жилой площади. Это равносильно тому, что для квартиры с четырьмя окнами и жилой площадью около 80 м2 должно ежечасно подаваться 250 м3 воздуха.

Целесообразно применять принудительную приточно-вытяжную вентиляцию с системой рекуперации тепла. Воздухозаборники снабжаются фильтрами, предотвращающими попадание в помещение пыли и микроорганизмов. Современные вентиляционные устройства потребляют в год около 2 кВт. ч/м2 жилой площади.

Приточно-вытяжные системы с использованием рекуперации тепла, фильтрацией воздуха при производительности 150-200 м3/час обходятся примерно в 40 тыс. руб. с монтажом. Или в 600 руб./м.кв.

Утепление

С введением в действие новой редакции СНиП 11-3-79* «Строительная теплотехника» начался поэтапный переход к строительству зданий с повышенным коэффициентом сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций.

Заводы крупнопанельного домостроения были переведены на выпуск стеновых панелей с утеплителем из пенополистирола внутри, что добавило в их конструкцию большое количество арматуры и связи. Нарушение однородности панелей, введение обрамления из тяжелого бетона, несовершенство проектного решения и фактического выполнения стыков панелей обусловило проблему промерзания стыка панелей, оконных откосов, выпадение конденсата, перерастающего со временем в плесень.

Широкое распространение в проектировании и строительстве получила также слоистая кладка стен с расположением утеплителя внутри.

Любой эффективный утеплитель (полимерный, из минеральной ваты) стареет и подлежит деструкции гораздо быстрее, чем несущая стена. В течение первых 8-12 лет эксплуатации утеплитель теряет около 35% своих теплосберегающих свойств. Снижение прочности утеплителя на 20% в стенах северной ориентации в условиях Москвы происходит в течение 54,4 лет, а в стенах южной ориентации — за 32 года.

Заменить утеплитель без разрушения стены невозможно, то есть обслуживанию подобная конструкция не подлежит. При этом стеновая конструкция подобного типа, по сравнению с однородной, существенно теряет в прочности и надежности.

Ориентировочные сроки службы ограждающих конструкций с пенополистиролом внутри стены — от 15 до 50 лет, минватой — от 20 до 50 лет, панелей из тяжелого бетона с утеплителем внутри — 50 лет, однородных стен из пустотелого керамического кирпича либо керамических блоков - от 100 до 150 лет. (http://www.expertiza-kazan.ru/articles/stroyexp/?ID=6).

Есть два варианта утепления стен построенных зданий – приклеиваемая теплоизоляция с защитным покрытием и теплоизоляция на вентилируемом откосе.

Приклеиваемая фасадная термоизоляция, включающая проникающую грунтовку, термоизолирующую плиту (минеральная плита или пенополистирол), клей для приклеивания термоизолирующего материала к основе и создания защитного слоя с армирующей стеклосеткой, дюбели с тарельчатой головкой, армирующую щелочестойкую стеклосетку, кварцевую грунтовку, декоративную фасадную штукатурку с колером, углозащитный профиль, стартовый цокольный профиль, обходится "в деле" в 1000-1500 руб./м.кв. с материалами и работой.

Серьезным недостатком этой технологии является склонность к конденсации паров на границе слоев и, соответственно, разрушению связки и всего покрытия.

Системы вентилируемых фасадов позволяют обеспечивать срок службы не менее 50 лет в условиях агрессивной городской среды. Обходятся они по-меньшей мере вдвое дороже накладных систем.

К их преимуществам относят всесезонность монтажа, долгий срок службы, устойчивость к внешним воздействиям. Однако для их надежной эксплуатации необходимо применение качественных материалов – алюминия, нержавеющей стали. А также демпфирующих прокладок.

Стоит нанесение такого теплозащитного покрытия в 2000-2500 руб./м.кв. стенового ограждения. За нормативный срок эксплуатации здания до капитального ремонта реальная стоимость по двум вариантам будет одинаковой.

Утепление стен позволяет снизить оптимум температуры в помещении примерно на два градуса (за счет повышения температуры внутренних поверхностей стен), а также уменьшить тепловой поток через стены.

Утепление дает примерно 10% потенциальной экономии при затратах примерно в 500 руб./м.кв. площади.

Напольное отопление

Система напольного отопления прогревает воздух от пола на высоту 1,5- 2 метра, что обычно и нужно. При этом на уровне пола температура на 2-4 градуса выше, чем на уровне головы. Наиболее комфортными являются условия, когда температура плавно снижается от пола к потолку. Энергия тратится максимально экономно, так как прогревается только рабочая зона помещения.

Так как пол греется равномерно по всей площади, конвекционных потоков (а, следовательно, сквозняков) не образуется.

Самым распространённым способом устройства напольного обогрева является "мокрый" монтаж, когда отопительные трубы заливаются бетоном. В основу положено использование долговечных пластиковых и металлопластиковых труб. Каждая петля такого трубопровода подключена к подающему и обратному коллекторам, которые оснащены вентилями. Вентили регулируют подачу теплоносителя и управляются комнатными термостатами или вручную.

По сравнению с традиционным радиаторным отоплением расходы на топливо/энергию снижаются на 8 –15 %.

Стоимость тёплого пола колеблется в пределах 600-1000 руб./кв.м., в которую включена стоимость материалов и монтажных работ (без напольного покрытия

 

Автономные системы теплоснабжения

Полностью автоматизированные котельные малой мощности (как правило, не более 5 МВт) получили распространение для теплоснабжения отдельных зданий - крышные, встроенные или пристроенные.

Достоинства: отсутствие протяженных тепловых сетей; максимальное соответствие режимов теплопроизводства и теплопотребления; повышенная тепловая комфортность объекта; управление и контроль за работой автономных котельных может осуществляться без постоянного обслуживающего персонала с центрального диспетчерского пункта; небольшие затраты на монтаж - оборудование котельных применяется в блочном или контейнерном исполнении высокой заводской готовности. Такие установки наиболее целесообразны для теплоснабжения культурных и социальных объектов.

 

Поквартирное теплоснабжение жилых домов.

Поквартирное отопление и горячее водоснабжение обеспечивает повышение комфорта, сообразно запросам потребителя, при снижении затрат по сравнению с централизованным.

Потребитель вовлекается в политику энергосбережения, стимулируя инвестиции как в систему теплоснабжения, так и мероприятия по теплозащите ограждающих конструкций.

Поквартирное отопление позволяет существенно удешевить жилищное строительство - отпадает необходимость в теплосетях, тепловых пунктах, приборах учета тепловой энергии.

Удобство техобслуживания для обслуживающих организаций, когда на одном объекте обслуживается 100–200 однотипных газовых котлов. Возможность замены трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и отопительных приборов в отдельных квартирах при перепланировке или аварийных ситуациях без нарушения режима эксплуатации систем отопления в других квартирах.

Удобство расчета по показаниям приборов учета потребления газа и холодной воды.

В каждой квартире устанавливается настенный газовый, как правило двухконтурный котел, обеспечивающий и отопление, и горячее водоснабжение. Для этой цели в наибольшей степени подходят котлы с герметичной топкой - подвод воздуха для горения и отвод продуктов сгорания осуществляется воздуховодами, сообщающимися с атмосферой. Современные газовые настенные котлы с герметичной топкой имеют 5-8 систем защиты и на порядок более безопасны, чем газовые плиты и традиционные газовые колонки.

При правильной установке, эксплуатации и своевременном техническом обслуживании срок службы настенных стальных газовых котлов составляет 12-20 лет, напольных чугунных котлов с атмосферными и вентиляторными горелками – 20-30 лет.

Для существующих многоквартирных домов необходима реконструкция внутридомовых газовых стояков низкого давления. И системы газоотведения.

1 м.куб. газа при сжигании в котле с к.п.д. 0,9 дает тепловой энергии:

7,96 Мкал.х0,863х0,9=6,18 кВт.час.

1 кВт.час. требует сжигания 0,16 м.куб. газа и обойдется в 0,46 руб. при цене 2,9 руб. В данном случае взята цена газа, как для ТЭЦ ОАО «Мосэнерго».

Стоимость 1 кВт.час централизованного тепла  – 1331,76:1160=1,15 руб.

Стоимость котла с разводкой по квартире – примерно 50 000 руб., или в среднем 750 руб./м.кв. площади.

Снижение затрат газа при поквартирном отоплении по сравнению с пристроенной котельной – 35-40 %.

Тарифы на отопление в Москве при плате за нормативную площадь (18 метров на человека): в 2010 г. – 19 руб. за кв. м. С учетом излишков площади, а для квартир, не является единственным жильем – примерно 25 руб/кв.м. Или в год порядка 300 руб/кв.м.

Сравним – в Германии при потреблении 7 куб.м газа/кв.м.площади и цене 15 руб. (по курсу) – плата в год – 105 руб.http://www.gazprof.ru/content/view/15/5/.

Если не зафиксировать цену централизованного тепла, то при неизбежном росте цены на газ ЦТС становится совершенно невыгодным.

Принципиально важно то, что существующая централизованная система отопления и горячего водоснабжения не дает никаких стимулов конкретному потребителю экономить тепло. Не говоря уже о затратах на систему транспорта теплоносителя, на сам его транспорт. И о его громадных потерях.

 

Электрическое теплоснабжение

В Норвегии для отопления широко используется электроэнергия, вырабатываемая на гидроэлектростанциях.

До половины потребностей в отоплении европейских стран, США обеспечивается электричеством. Вариант электроотопления может быть решен в комплексе с системой воздушного кондиционирования.

Электроотопление экономически оправдано при незначительном превышении стоимости электроэнергии над тепловой.

Еще один метод электроотопления – это ИК-излучатели. Наряду с кабельным электрообогревом пола. Причем этот метод более экономичен по капитальным затратам и по обеспечению оптимальной температуры в помещении.

 

Заключение.

Развитие системы ЦТС на основе ТЭЦ может быть эффективным в случае оптимизации их мощности и жесткого ограничения отпускных цен на электрическую и тепловую энергию. Расходы по введению новых мощностей ЦТС должны быть перенесены на тариф на электроэнергию.

Все поставщики тепловой энергии должны иметь доступ к закольцованным магистральным теплосетям.

Сервисные компании должны покупать теплоноситель и обеспечивать тепловой комфорт по фиксированным тарифам с учетом новых подходов в тарифообразовании.

Каждый жилой дом должен быть оснащен индивидуальным теплопунктом с узлом учета. А также поквартирным приборным учетом. Для жителей в этом случае становится выгодным усовершенствование теплопотребления.

Требует тщательного изучения вариант поквартирного теплоснабжения. Как экономически, организационно и даже психологически более предпочтительный. Чем вариант ЦТС. Для газоснабжающих организаций именно он наиболее интересен, поскольку потребитель сможет платить фактически европейскую цену за газ, не выходя за уже существующий бюджет теплоснабжения.