Анализ функционирования ценовых зон теплоснабжения в России и предложения по развитию

В 2017 году в теплоснабжении были запущены новые инвестиционные механизмы и ценовые зоны (ЦЗ) теплоснабжения1. Переход в ценовую зону теплоснабжения означает перевод системы теплоснабжения по границам муниципалитета на ценообразование по методу альтернативной котельной (альткотельной – АК), что создает стимулы для повышения эффективности систем централизованного теплоснабжения (СЦТ), осуществления и окупаемости инвестиций. Механизм альткотельной воспринимается как основной инструмент управления отраслью теплоснабжения.

Метод альтернативной котельной – принцип ценообразования, при котором цена на тепло устанавливается свободно в рамках предельного уровня цены, которая рассчитывается как цена поставки тепловой энергии от альтернативного источника тепла (котельной). Предельная цена рассчитывается согласно методическим указаниям Минэнерго с учетом региональных коэффициентов и разных видов топлива (Сухарева и др., 2016). Правительством РФ утверждается предельная цена альткотельной (Маневич, 2020).

Актуальность исследования обусловлена появлением инвестиционного механизма, который действует на принципиально новых условиях и позволяет получить импульс для модернизации систем теплоснабжения городов, а также необходимостью оценки последствий его введения.

Цель работы – проанализировать функционирование ценовых зон теплоснабжения, оценить их экономические и социальные эффекты, а также предложить меры для совершенствования механизма.

Анализ основан на данных по 46 реализуемым проектам, включая динамику тарифов на тепло и инвестиций, физических и технико-экономических показателей, удовлетворенность потребителей качеством услуг в теплоснабжении. Результаты исследования могут быть полезны регуляторам, энергокомпаниям и муниципальным властям при планировании дальнейшего развития отрасли теплоснабжения.

Обзор литературы относительно проектов альткотельной

Метод ценообразования внутри ценового потолка в теплоснабжении широко используется за рубежом: в Дании2 (Zhang et al., 2015), Нидерландах, Норвегии и других странах Западной Европы (Geletukha et al., 2016). Такое тарифообразование повышает инвестиционную привлекательность и эффективность функционирования отрасли, отсутствует необходимость бюджетного субсидирования3.

Механизм альткотельной достаточно широко освещается среди отечественных исследователей. Однако оценки неоднозначны: хотя он и способствует модернизации теплоснабжения в городах, он не решает всех институциональных проблем и часто ведет к негативным тарифным и другим последствиям.

Ряд исследователей отмечают возможности и положительные моменты в реализации механизма альткотельной. П.Н. Сниккарс и соавторы описывают критерии эффективности (снижение аварий, расход топлива) и опыт первых ценовых зон, отмечая возможность участия муниципалитетов в модернизации (Сниккарс и др., 2020). С.В. Заренков и коллеги выделяют плюсы: для государства – привлечение инвестиций, для потребителей – повышение надежности, для инвесторов – высокая доходность (Заренков и др., 2016). С.В. Бухаров говорит, что такая модель подходит для малых городов с дефицитом инвестиций (Bukharov, 2023).

Другие исследователи отмечают возможные негативные последствия и риски введения ЦЗ теплоснабжения для городов. В.В. Матвеева и Н.Г. Любимова делают акцент на рисках роста тарифов и сокращения централизованного теплоснабжения (Матвеева, Любимова, 2024). В.А. Стенников критикует модель за снижение конкурентоспособности ТЭЦ (Стенников, Пеньковский, 2019; Stennikov, Penkovskii, 2022).

В уже введенных ценовых зонах теплоснабжения фиксируются положительные последствия для города и потребителей – приток инвестиций в системы теплоснабжения и повышение качества услуг для потребителей. Так, введение ценовой зоны дало положительный эффект в Рубцовске (Косогова, 2019), Санкт-Петербурге (Чекалин, Краснова, 2021) и Чебоксарах (Терентьева, 2024).

Несмотря на детальную проработку, остаются неисследованными системные последствия для отрасли, населения и экономики, ограничения масштабирования механизма и прочие вопросы.

Анализ проектов альткотельной

На февраль 2025 года механизм ценовых зон теплоснабжения действовал в 46 городах, расположенных в 21 регионе России (табл. 1) . Общий объем вложений в эти проекты составил 414 млрд рублей, что в 2,5 раза превышает инвестиции, которые были бы направлены в эти города без введения ЦЗ, и вдвое больше ежегодных вложений в отрасль.

Большая часть проектов рассчитана на период от 10 до 15 лет, при этом средний объем вложений на один проект оценивается в 7–8 млрд рублей4. Среди реализованных проектов есть небольшие города с существенными инвестициями, такие как Новокуйбышевск (Самарская область), Краснокамск (Пермский край), Белово (Кемеровская область) и Куйбышев (Новосибирская область). В то же время в список входят крупные города с меньшими относи- тельными вложениями, несмотря на значительное население и объемы теплогенерации, например Пермь, Новосибирск и Барнаул.

Основными инвесторами в проекты альтернативной котельной выступили:

– ПАО «Т Плюс» – реализует проекты в 24 ценовых зонах с общим объемом вложений около 316 млрд рублей;

– ООО «СГК» – реализует проекты в 14 ЦЗ на сумму порядка 82 млрд рублей;

– ПАО «РусГидро» – реализует проекты в трех ЦЗ с инвестициями примерно 12 млрд рублей.

Основная часть средств направляется на обновление и модернизацию теплосетей, однако в ряде случаев также запланирована реконструкция ТЭЦ.

География ценовых зон разнообразна, в их число входят города-миллионники – Красноярск, Новосибирск, Пермь, Самара; крупные столицы субъектов РФ – Кемерово, Барнаул, Пенза, Оренбург, Чебоксары, Ульяновск, Ижевск; небольшие населенные пункты – Куйбышев, Обь и Линево (Новосибирская область), Медногорск (Оренбургская область).

Еще одной особенностью действующих ценовых зон является разный уровень износа систем централизованного теплоснабжения. В некоторых городах тепловая инфраструктура находится в хорошем состоянии, что подтверждается низкими теплопоте-рями: например, во Владимире этот показатель составляет 5%, а в Самаре – 8% (согласно отчетности по форме 1-ТЕП). В то же время в ряде других муниципалитетов наблюдаются значительные потери тепла, свидетельствующие о неудовлетворительном состоянии сетей. Так, в Биробиджане потери достигают 24%, в Кемерово – 22%, а в Абакане – 19%.

Анализ тарифных последствий введения ценовых зон теплоснабжения

Согласно анализу данных муниципалитетов, фактическое повышение тарифов на

Таблица 1. Параметры ценовых зон теплоснабжения

Муниципалитет	Ввод ЦЗ, год	Население, тыс. чел.	Инвестор	Инвестиции, млрд руб.	Период вложений, лет	Рост тарифов	Вид топлива	Планируемые мероприятия
р.п. Линево	2019	18	ООО «СибТЭК»/МУП «РКЦ р.п. Линево»	0,8	10	7,5%	газ	Модернизация котельной, реконструкция тепловых сетей
Рубцовск	2019	145	ООО «СГК»	3,2	10	ИПЦ	уголь	Закрытие ТЭЦ, реконструкция источников тепловой энергии, тепловых сетей
Барнаул	2020	696	ООО «СГК»	7,4	5	ИПЦ+2%	уголь	Модернизация тепловых сетей
Самара	2020	1157	ПАО «Т Плюс»	35,9	15	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Ульяновск	2020	649	ПАО «Т Плюс»	7,8	10	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей и источников тепловой энергии
Оренбург	2020	580	ПАО «Т Плюс»	10,4	13	ИПГ+3%	газ	Реконструкция тепловых сетей и источников тепловой энергии
Пенза	2021	520	ПАО «Т Плюс»	7,5	15	ИПГ+3%	газ	Реконструкция ЦТП, модернизация квартальных тепловых сетей, мероприятия по повышению надежности тепловых сетей
Владимир	2021	357	ПАО «Т Плюс»	9	15	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Новочебоксарск	2021	127	ПАО «Т Плюс»	4,3	15	ИПГ+2%	газ	Модернизация муниципальных квартальных тепловых сетей, реконструкция ЦТП
Новокуйбышевск	2021	103	ПАО «Т Плюс»	5,4	10	ИПГ+4%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Медногорск	2021	26	ПАО «Т Плюс»	0,7	15	ИПГ+3%	газ	Закрытие ТЭЦ, строительство источников тепловой энергии, реконструкция тепловых сетей
Саранск	2021	320	ООО «СГК»	4,9	15	ИПГ+2,18%	газ	Модернизация и реконструкция ТЭЦ, котельных, реконструкция тепловых сетей
Красноярск	2021	1094	ООО «СГК»	18	9	ИПЦ+2%	уголь	Реконструкция тепловых сетей
Канск	2021	89	ООО «СГК»	1,9	9	ИПЦ+3%	уголь	Реконструкция тепловых сетей и источников тепловой энергии
Благовещенск			ПАО «РусГидро»		10	ИПЦ+1,5%	уголь	Реконструкция, модернизация, строительство тепловых сетей, модернизация и реконструкция источников тепловой энергии
р.п. Прогресс	2021	256**	ПАО «РусГидро»	7,4**
Чигиринский сельсовет			ПАО «РусГидро»
Прокопьевск	2021	190	ПАО «Тепло-энергоремонт»	2,2	10	0%	уголь	Реконструкция тепловых сетей и источников тепловой энергии
Пермь	2022	1048	ПАО «Т Плюс»	27,1	15	ИПГ+3%	газ	Реконструкция тепловых сетей, центральный тепловой пункт (ЦТП), источников тепловой энергии
Тольятти	2022	711	ПАО «Т Плюс»	28,5	19	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Чебоксары	2022	497	ПАО «Т Плюс»	21,7	25	ИПГ+2,5%	газ	Реконструкция тепловых сетей, строительство и реконструкция котельных тепловых пунктов, насосных станций
Иваново	2022	404	ПАО «Т Плюс»	14,8	10	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей, источников тепловой энергии, закрытие ТЭЦ, строительство водогрейной котельной
Чайковский	2022	82	ПАО «Т Плюс»	2,2	10	ИПГ+3%	газ	Реконструкция тепловых сетей, источников тепловой энергии, закрытие ТЭЦ, строительство водогрейной котельной
Кирово-Чепецк	2022	72	ПАО «Т Плюс»	2,7	10	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Новосибирск	2022	1613	ООО «СГК»	24,6	10	ИПЦ+2,9%	уголь	Реконструкция и строительство тепловых сетей, реконструкция и тех. перевооружение источников теплоснабжения
Кемерово	2022	556	ООО «СГК»	8,7	10	6% ИПЦ+2,6%	уголь	Реконструкция, модернизация, строительство тепловых сетей, ЦТП, источников тепловой энергии

Муниципалитет	Ввод ЦЗ, год	Население, тыс. чел.	Инвестор	Инвестиции, млрд руб.	Период вложений, лет	Рост тарифов	Вид топлива	Планируемые мероприятия
Абакан	2022	187	ООО «СГК»	1,6	10	ИПЦ+2%	уголь	Строительство и реконструкция тепловых сетей
Усть-Абаканский поссовет	2022	14,8	ООО «СГК»	0,02	10	ИПЦ+3%	уголь	Реконструкция ЦТП
Черногорск	2022	77,6	ООО «СГК»	2,5	10	ИПЦ+3%	уголь	Переключение потребителей на Абаканскую ТЭЦ
Бийск	2022	200	ООО «СГК»	2,2	10	ИПЦ+3%	уголь	Реконструкция и строительство тепловых сетей, строительство источников теплоснабжения
Белово	2022	71	ООО «СГК»	4,2	10	7% ИПЦ+3%	уголь	Реконструкция, модернизация, строительство тепловых сетей, ЦТП, источников тепловой энергии
Куйбышев	2022	47	ООО «СГК»	0,7	10	ИПЦ+4%	уголь	Реконструкция тепловых сетей, модернизация ТЭЦ
Усолье-Сибирское	2022	76	ПАО «Иркутскэнерго»	3	10	ИПЦ+3,9%	уголь	Реконструкция, модернизация, строительство тепловых сетей, модернизация и реконструкция ТЭЦ
Обь	2023	13	ООО «Центр»	0,2		ИПЦ+2%	газ	Реконструкция и замена ветхих тепловых сетей, установка запорной и регулирующей арматуры, реконструкция ЦТП
Орск	2023	227	ПАО «Т Плюс»	2,9		ИПГ+3%	газ	Реконструкция тепловых сетей, ЦТП, повышение эффективности источников тепловой энергии
Кохма	2023	31	ПАО «Т Плюс»	0,5		ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей
Ижевск	2023	645	ПАО «Т Плюс»	8,92	9	ИПГ+2%	газ	Реконструкция тепловых сетей, ЦТП, источников тепловой энергии
Краснокамск	2023	67	ПАО «Т Плюс»	4,13	18	-	газ	Реконструкция тепловых сетей, ЦТП, модернизация ТЭЦ, строительство источников тепла
Киров	2024	130	ПАО «Т Плюс»	1	-	-	газ	Модернизация по реконструкции тепловых сетей, реконструкция и модернизация генерирующего оборудования
Сызрань	2024	20	ПАО «Т Плюс»	0,7	-	-	газ	Реконструкция тепловых сетей, модернизация источников
Березники	2024	149	ПАО «Т Плюс»	10,51	-	-	газ	Реконструкция и модернизация тепловых сетей и генерирующего оборудования
Кызыл	2024	130	ООО «СГК»	1	8	8,5%	уголь	Модернизация ТЭЦ, реконструкция тепловых сетей, ЦТП
пгт Каа-Хем	2024	20	ООО «СГК»	0,7	8	8,5%	уголь	Переключение потребителей на Кызылскую ТЭЦ, модернизация котельных, реконструкция тепловых сетей
Чусовой	2025	64	ПАО «Т Плюс»	0,8	-	-	газ	Строительство и реконструкция источников тепла, реконструкция тепловых сетей
Чита	2025	64	ПАО «ТГК-14»	0,8	15	-	уголь	Реконструкция и модернизация тепловых сетей, генерирующего оборудования, ЦТП, обеспечение резервирования
Екатеринбург	2025	1501	ПАО «Т Плюс»	24,3	-	-	газ	Модернизация и реконструкция тепловых сетей и источников тепловой энергии, мероприятия по повышению качества ГВС и теплоснабжения

*ИПЦ – индекс потребительских цен; ИПГ – индекс совокупных платежей граждан за коммунальные услуги; АК – альтернативная котельная.

**Совместные инвестиции в г. Благовещенск, р. п. Прогресс, Чигиринский сельсовет.

Составлено по: (Терентьева, 2021a; Терентьева, 2021b); Терентьева А. С. (2025). Анализ состояния и прогнозирование развития сектора централизованного теплоснабжения в России в условиях новых инвестиционных механизмов: специальность 08.00.05 «Экономика и управление народным хозяйством»: дис. … канд. экон. наук. Москва. С. 84–86; Рекомендации «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Практика правоприменения модели «альтернативной котельной»: проблемы и пути решения» от 28.02.2023. 55 с. URL: (дата обращения 09.03.2025); О ценовых зонах теплоснабжения // Консалт Нэкст. 2024. URL: (дата обращения 09.02.2025); информация с сайтов муниципалитетов.

Таблица 2. Изменение параметров функционирования ценовых зон теплоснабжения в 2020-2024 гг.

Муниципалитет Ввод ЦЗ, год Достижение цены АК Вид топлива Тарифы на тепло в год, руб./Гкал Годовые платежи домохозяйств за отопление, тыс. руб. Доля расходов на отопление в доходах домохозяйств, % 2024 2024/2020, % 2024 2024/2020, % 2024 2024/2020 Российская Федерация - 2653 37 22 37 1,2 -0,1 Хабаровск - 2632 42 38 42 1,6 -0,6 Москва - 3217 31 41 31 0,8 -0,2 Казань - 2360 30 23 30 1,1 -0,5 Красноярск 2021 10 лет уголь 2609 46 40 51 1,7 -0,5 Пенза 2021 12 лет газ 2565 44 26 46 1,2 -0,4 Новосибирск 2022 10 лет уголь 2102 43 28 44 1,2 -0,3 Барнаул 2020 10 лет уголь 2841 43 30 43 1,7 -0,5 Оренбург 2020 16 лет газ 2391 38 27 38 1,9 -0,4 Тольятти 2022 > 20 лет газ 2093 35 22 41 1,8 -0,1 Саранск 2021 > 20 лет газ 2418 34 24 34 1,4 -0,8 Чебоксары 2022 16 лет газ 2316 33 21 36 1,4 -0,1 Пермь 2022 18 лет газ 2343 32 29 39 1,4 -0,2 Ульяновск 2020 > 20 лет газ 2462 31 29 37 2,0 -0,4 Самара 2020 20 лет газ 2540 30 36 30 1,7 -0,6 Владимир 2021 15 лет газ 2628 24 28 29 1,6 -0,3 Иваново 2022 13 лет газ 2624 22 27 22 1,8 -1,0 Рубцовск 2019 10 лет уголь 2801 19 16 21 2,1 -0,7 Благовещенск 2021 > 20 лет уголь 2404 15 38 17 1,5 -1,0 Рассчитано по: данные ЕМИСС, Росстат. тепло в будущем периоде осуществляется по формуле ИПЦ/ИПГ5 с дополнительной надбавкой 1,5–4%, величина которой варьируется в зависимости от конкретного муниципального образования.

В большинстве населенных пунктов, переведенных на ценовые зоны, тариф на тепловую энергию остается ниже общероссийских показателей (табл. 2) , исключениями являются Барнаул и Рубцовск. Как показывает исследование, в период 2020–2024 гг. в Благовещенске, Рубцовске, Иваново и Владимире происходило сдерживание тарифов: их увеличение за четырехлетний период, по данным ЕМИСС, составило всего 15–24%, что существенно ниже среднероссийского роста цен на тепло (37%). Вероятно, такая политика была связана с подготовительными мероприятиями по внедрению ЦЗ.

В Самаре, Ульяновске, Перми, Чебоксарах, Саранске и Тольятти тариф на тепло в 2020–2024 гг. увеличился на 30–35%, что также ниже среднероссийского прироста. Наибольший рост тарифа на тепло произошел в Красноярске (+46%), Пензе (+44%), Новосибирске (+43%) и Барнауле (+43%), эти значения существенно выше среднероссийских. Таким образом, значительное повышение стоимости тепловой энергии в ценовых зонах теплоснабжения наблюдается в основном в городах, где используется угольная генерация и изначально установлены относительно низкие базовые тарифы. В этих же населенных пунктах зафиксированы минимальные удельные инвестиционные вложения в проекты альтернативной котельной. Эти факторы могут быть интерпретированы как злоупотребление инвестора своими возможностями – искусственное завышение тарифов в рамках допустимой расчетной цены альтернативной котельной.

В большинстве городов, где действуют ценовые зоны теплоснабжения, расходы жителей на отопление превышают обще- российский показатель (22 тыс. руб. в год). Например, в Красноярске, Благовещенске и Самаре годовые затраты на отопление составляют 36–40 тыс. руб. в год. Такой уровень платежей соответствует платежам за отопление в городах с высоким уровнем цен – Москве и Благовещенске (38– 41 тыс. руб. в год), где не введены ценовые зоны теплоснабжения.

Наблюдается устойчивая тенденция снижения доли расходов на отопление в бюджетах домохозяйств во всех анализируемых зонах – уменьшение составляет от 0,1 до 1 п. п. Такая динамика связана с тем, что рост доходов населения происходит быстрее, чем увеличение тарифов на тепловую энергию. Тем не менее только в овосибирске и Пензе этот параметр соответствует среднероссийскому значению (1,2%). В Саранске, Чебоксарах и Перми доля расходов на отопление в доходах домохозяйств незначительно выше – 1,4%. В других ценовых зонах нагрузка на бюджеты домохозяйств более существенна и достигает в отдельных случаях 1,9–2,1% (Рубцовск, Ульяновск, Оренбург).

Основной объем капиталовложений ориентирован на обновление и техническое переоснащение тепловых сетей6. Вместе с тем в ряде ЦЗ запланированы также модернизация на ТЭЦ (Краснокамск в Пермском крае, Саранск в Республике Мордовии, Куйбышев в Новосибирской области, Усолье-Сибирское в Иркутской области); вывод из эксплуатации устаревших ТЭЦ совместно со строительством котельных и других генерирующих объектов (Медногорск в Оренбургской области, Чайковский в Пермском крае, Иваново в Ивановской области); модернизация и техническое перевооружение котельных (Чебоксары в Чувашской Республике, Саранск в Республике Мордовии, Линево в Новосибирской области); реконструкция центральных тепловых узлов (Пермь, Орск в Оренбургской области, Пенза в Пензенской области, Новочебоксарск в Чувашской Республике, Ижевск в Республике Удмуртии, Краснокамск в Пермском крае, Кемерово и Белово в Кемеровской области, Усть-Абаканский поссовет в Республике Хакасии, Обь в Новосибирской области).

Генерирующие объекты 26 ценовых зон теплоснабжения из 46 используют газовое топливо, тогда как в 20 ценовых зонах используется уголь. Преобладающим типом генерирующих объектов остаются теплоэлектроцентрали.

Диаграмма (рис.) демонстрирует годовую динамику ввода ценовых зон теплоснабжения. На старте программы (2019–2020 гг.) процесс внедрения шел медленно – по две и четыре ЦЗ ежегодно. Пиковая активность была зафиксирована в 2021–2022 гг. с вводом 27 ЦЗ за два года. В 2023–2024 гг. введение ценовых зон теплоснабжения замедлилось.

Рис. Число введенных ценовых зон теплоснабжения в 2019–2024 гг.

Источник: расчеты автора.

Анализ тарифной политики показывает, что механизм ценовых зон теплоснабжения преимущественно внедрялся в городах с относительно невысокими ценами на тепловую энергию7. Так, в 2019 году в населенных пунктах с газовой генерацией тарифы колебались в диапазоне 1400–1900 руб./Гкал, тогда как в угольных регионах этот показатель составлял 1400– 2100 руб./Гкал. Существенным исключением из этой тенденции стали Благовещенск и Прокопьевск, где стоимость тепла достигала 2700–2900 руб./Гкал.

По оценкам автора, большая рентабельность (около 30%) характерна для проектов в городах с угольной генерацией. В городах с газовой генерацией рентабельность проектов оценивается в 10%.

По оценкам автора, в масштабах страны проекты альтернативной котельной охватывают приблизительно 15% от общего отпуска тепла. При этом еще 37 муниципальных образований находятся на стадии рассмотрения возможности ввода этого механизма.

Среди инвесторов этих проектов – опытные пользователи ценовых зон теплоснабжения ПАО «Т Плюс», ООО «СГК» и новые участники рынка: ПАО «Квадра», АО «Татэнерго», «Лукойл-Астраханьэнерго», ООО «Газпром Энергохолдинг».

Для оценки эффективности реформы теплоснабжения было проведено социологическое исследование среди жителей населенных пунктов, перешедших на новую модель рынка тепла8 (Семикашев и др., 2021; Терентьева, 2021b). Результаты опроса свидетельствуют о следующих тенденциях:

– по большинству параметров зафиксировано улучшение качества услуг теплоснабжающих организаций после введения ЦЗ;

– при этом уровень удовлетворенности потребителей в ряде муниципалитетов остается ниже целевых значений;

– наибольшее число жалоб связано с горячим водоснабжением.

Анализ опроса жителей ЦЗ об удовлетворенности качеством теплоснабжения показывает, что, несмотря на общую положительную динамику, система требует дальнейшей доработки по отдельным направлениям, особенно в сфере горячего водоснабжения.

Критика и предложения

Результаты анализа ценовых зон теплоснабжения свидетельствуют, что механизм альтернативной котельной позволяет модернизировать значительную часть СЦТ в стране так, чтобы это было выгодно потребителям тепла и бизнесу и полезно для экономики. Если оценивать по уже принятым проектам, то это займет 7–15 лет9.

При этом, судя по текущим схемам теплоснабжения (документам, отражающим развитие СЦТ в долгосрочной перспективе), не происходит значимого повышения производственной эффективности (снижения потерь и удельного расхода условного топлива (УРУТ)). Поэтому в уже действующих ЦЗ необходимо усиливать контроль над деятельностью единой теплоснабжающей организации (ЕТО), реализацией инвестиционных планов. Для будущих ЦЗ необходимо учитывать показатели эффективности функционирования СЦТ. Для всех ЦЗ требуется разрабатывать подходы со сдерживанием цен на тепло после завершения процессов модернизации СЦТ и действия повышенных тарифов.

Из анализа проектов альтернативной котельной видно, что планируется закрытие значительной части ТЭЦ. В ценовых зонах теплоснабжения необходимо разработать механизмы защиты роли ТЭЦ как наиболее эффективного источника и не допускать сокращения их доли в производстве тепла.

В схемах теплоснабжения, как правило, заложен рост потребления тепла, чего в реальности не происходит. Это следует учитывать при разработке мер экономической политики в отрасли, а также при совершенствовании требований к схемам теплоснабжения и в практике их разработки. Оценка реальных объемов потребления тепла, а также прогнозирование спроса на тепло, отвечающего потребностям экономики и населения, в том числе в городах с АК, позволят наиболее качественно управлять развитием отрасли, а также сделают возможным использование методов управления спросом.

Помимо эффектов от модернизации сектора теплоснабжения для самой отрасли реализация проектов альтернативной котельной предполагает различные экономические, социальные и экологические эффекты, которые могут воздействовать как положительно, так и отрицательно, в том числе межотраслевые и межтерриториальные.

Существующая модель ценовых зон теплоснабжения имеет ограниченную область применения. В частности, она не подходит для регионов, где текущие тарифы на тепло превышают цену альтернативной котельной. Это обусловливает необходимость разработки дополнительного механизма, который должен обеспечивать долгосрочные инвестиции в теплоснабжение, учитывать региональную специфику систем теплоснабжения, предусматривать дифференцированные подходы для решения задач различной сложности. В настоящее время в этом направлении ведется работа. В каче- стве примера можно привести разработки Газпром Энергохолдинга, предлагающего альтернативное решение для модернизации теплоснабжения.

Помимо механизма альтернативной котельной улучшить состояние и функционирование отрасли теплоснабжения помогут организационные меры, такие как повышение требований технических регламентов, улучшение качества управления системами, оптимизация режимов работы сетей для уменьшения потерь и предупреждения аварий, а также повышение эффективности производственных процессов и оптимизация затрат на оплату труда и прочих затрат.

Теоретический и практический вклад работы заключается в оценке последствий и рисков, экономических и социальных эффектов функционирования ценовых зон теплоснабжения, обосновании рекомендаций по развитию данного механизма, что позволяет оценить возможности его применения в других городах, а также сформулировать требования к корректировке этого механизма.