На Бережковской набережной.

«Запуск такой парогазовой установки является большим событием в электроэнергетике и в энергетике в целом, потому что это огромный объём инвестиций, большие работы, современные технологии», — отметил Мэр Москвы.

Он подчеркнул, что такие события в Москве происходят с завидной регулярностью. «Это означает, что энергетика Москвы становится более эффективной, меньше потребляет газа, и, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надёжность и, конечно, больше возможностей для подключения новых потребителей», — заявил Сергей Собянин.

Как доложил Мэру Москвы генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Фёдоров, пуск нового блока намечен на 26 июня, в настоящее время заканчиваются подготовительные работы.

Ввод нового энергоблока также позволит улучшить экологическую ситуацию в Москве. Впервые на нём будет использоваться сухая вентиляторная градирня (устройство для охлаждения воды). В отличие от традиционных башенных градирен, новая технология позволяет исключить испарения воды и уменьшить её забор из Москвы-реки.

Кроме того, объём выбросов в атмосферу окислов азота при использовании парогазовых энергоблоков примерно в три раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.

По словам Дениса Фёдорова, новая парогазовая установка достаточно небольших размеров, поскольку построена в центре города. Он пояснил, что во время работы установки большие облака пара образовываться не будут: «Она использует температуру воздуха в охлаждении, а не воду. И дополнительно охлаждается вентиляторами».

ТЭЦ-12 (историческое наименование — Фрунзенская ТЭЦ) была введена в эксплуатацию 17 июня 1941 года. В начале войны оборудование ТЭЦ было эвакуировано. Восстановление теплоэлектроцентрали началось в 1944 году, а ещё через два года состоялось вторичное введение ТЭЦ в эксплуатацию.

«В 1944 году началось восстановление электростанции, она постоянно увеличивала нагрузку. В своё время она работала на угле, на сегодняшний день это чисто газовая электростанция. Здесь стоит новый энергоблок, который в ближайшие дни будет запущен», — отметил руководитель Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Павел Ливинский. По его словам, следующим этапом на ТЭЦ-12 планируется строительство аналогичного блока, а в итоге она станет современной, новой электростанцией.

До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность — 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти показатели выросли до 612 мегаватт и 1897 гигакалорий соответственно.

Строительство нового парогазового энергоблока мощностью 220 мегаватт (ПГУ-220) началось в декабре 2010 года. В его состав вошли:

— газовая турбина типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (завод генераторов «Электросила»);

— двухконтурный котёл-утилизатор ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод»;

— паровая турбина типа Т-56/73-7,8/0,04 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с синхронным генератором ТЗФП-80-2УЗ производства ОАО «Силовые машины».

Кроме того, было применено трансформаторное оборудование производства ПАО «Запорожтрансформатор» (Украина) и высоковольтные распределительные устройства КРУЭ 110 киловольт и КРУЭ 220 киловольт производства Siemens (Германия).

Таким образом, основное оборудование нового блока мощностью 212 мегаватт произведено отечественными машиностроительными предприятиями. Его тепловая мощность составляет не менее 140 гигакалорий в час, а удельный расход условного топлива — 192 грамма на киловатт-час, что на 27 процентов меньше, чем на действующих энергоблоках ТЭЦ-12 (263,5 грамма на киловатт-час).

Построенный энергоблок является одним из самых современных парогазовых блоков в России. Его КПД в конденсационном режиме составляет 49 процентов, в теплофикационном режиме — 77 процентов.

Строительство энергоблока нового поколения с передовым российским оборудованием повысит безопасность столицы и исключит дефицит электрической мощности в 23 районах Западного и Центрального административных округов Москвы. Благодаря новому ПГУ-220 сети будут работать без аварий, а более двух миллионов горожан смогут получать тепло без перебоев.

Дефицит мощности ТЭЦ исключён минимум до 2020 года и позволяет присоединять к ней новых потребителей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая — 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч).

Основное оборудование нового блока произвели по принципу локализации производства и импортозамещения — блок создан на базе преимущественно российского оборудования: газовая и паровая турбины, двухконтурный котёл-утилизатор для работы турбины.

Ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 позволит снизить удельный расход топлива на выработку энергии в целом по станции на 15 — 20 процентов. При этом благодаря новым технологиям сократится потребление природного газа, уменьшатся эксплуатационные затраты станции.

«Это большое дело, что такая реконструкция состоялась. Она не первая, и она не последняя в череде тех больших программ по модернизации мощностей „Мосэнерго“», — заявил Павел Ливинский.

ПГУ-220 на ТЭЦ-12 стал шестым по счёту энергоблоком на основе современной парогазовой технологии, введённым на электростанциях ОАО «Мосэнерго» начиная с 2007 года. Работы по строительству были выполнены за счёт собственных средств ОАО «Мосэнерго» без привлечения средств городского бюджета.

29 ноября в Москве состоялся круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» , на котором эксперты обсудили подходы к выбору таких критериев с учётом опыта реализации программы ДПМ. Организатор мероприятия - . Ведущим круглого стола стал Межевич Валентин Ефимович , член правления ПАО «РОССЕТИ».

Поводом для данного обсуждения стало совещание , проведенное Президентом Российской Федерации Владимиром Владимировичем Путиным 14 ноября 2017 г., в рамках которого было принято решение о реинвестировании средств, высвободившихся после действия программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), в глубокую модернизацию тепловой генерации.

С предложениями критериев по отбору проектов строительства и модернизации энергообъектов выступил Дорфман Юрий Валентинович , и.о. первого заместителя генерального директора по технической политике ПАО «ТГК-14». Он представил 8 критериев:

1. Объем энергии, производимой в режиме когенерации. Замена генерирующих мощностей должна быть направлена на увеличение производства энергии в режиме комбинированной выработки.

2. Энергетическая сбалансированность. Модернизация должна быть направлена на достижение энергетической сбалансированности.

3. Экология. В соответствии с данными Росстата за 2016 год города Чита и Улан-Удэ входят в тройку городов с самым загрязненным воздухом в стране. Кроме того, в них функционируют низкоэффективные котельные. При закрытии котельных и подключении объектов теплоснабжения к ТЭЦ удельная эмиссия выбросов снижается в 1,5-2 раза. Выброс бенз(а)пирена при переходе на централизованное теплоснабжение снижается в 3-4 раза на каждую тонну сожженного твердого топлива. С целью снижения негативного воздействия на экологию, требуется модернизация оборудования.

4. Топливная эффективность. ПАО «ТГК-14» имеет одно из самых высоких значений показателя удельного расхода топлива. Снижение удельного расхода топлива является фактором сдерживания роста тарифа на тепловую энергию. Чем выше топливная эффективность, тем предпочтительнее проект.

5. Оставшийся парковый ресурс. Замене должно подвергаться оборудование, парковый ресурс которого исчерпан.

6. Резерв мощности для присоединения потребителей. Отсутствие возможности технологического присоединения новых объектов капитального строительства является сдерживающим фактором развития регионов. Модернизация должна быть направлена в первую очередь на станции, исчерпавшие резерв мощности.

7. Надежность. В первую очередь необходимо осуществить модернизацию высоко изношенных генерирующих мощностей.

8. Наличие первичной инфраструктуры. Наличие первичной инфраструктуры (дымовая труба, внешние инженерные сети, транспортные пути) сокращает затраты на реализацию проекта и уменьшает срок ввода мощности в эксплуатацию.

«Подход к отбору проектов по строительству и модернизации энергообъектов должен учитывать весь комплекс критериев», - закончил выступление Юрий Дорфман.

Ю. Дорфман

Вице-президент НП «Энергоэффективный город» Сергей Сергеевич Белобородов представил в качестве критериев выбора проектов модернизации ТЭС следующие показатели:

Надёжность электро- и теплоснабжения потребителей;

Топливная эффективность (КИТТ);

Экология (улучшение экологической ситуации);

Локализация производства оборудования в Российской Федерации (создание рабочих мест);

Парковый ресурс оборудования;

Стоимость жизненного цикла (отсутствие связи с курсом валют);

Стоимость электрической и тепловой энергии для потребителей.

Катаев Андрей Михайлович , директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» добавил, что главной проблемой является то, что каждый под словом модернизация понимает что-то свое.

«Если стоит вопрос, что такое модернизация, мне кажется, самое важное ответить, какие задачи мы решаем. С точки зрения большой генерации вопрос понятен - не надо закрывать нормальную станцию, выводить все блоки 300 МВт, давайте за 25-50% цены продлим ресурс еще лет на 20. С точки зрения теплоснабжения городов сегодня задача не урегулирована, и уж тем более никто не попытался сформулировать ответы на эти задачи: что мы хотим увидеть через 5-10 лет», - резюмировал он.

По мнению эксперта для недопущения ухода потребителей с ОРЭМ потребность в дополнительных надбавках на модернизацию должна быть абсолютно прозрачна и экономически обоснована.

В случаях если парковый ресурс оборудования истек из-за прибыльной работы на оптовом рынке и требуется его продление для прибыльной работы в дальнейшем или возможно качественное улучшение характеристик оборудования для получения большей прибыли на рынке, то надбавка не требуется.

В случае если парковый ресурс оборудования истек из-за убыточной работы на оптовом рынке по требованию системного оператора и требуется его продление для продолжения убыточной работы на рынке, то надбавка необходима, если оборудование нельзя заместить более эффективным новым строительством или сетевым решением.

Согласно данным СИПР за последние 16 лет (2000-2016) в России было выведено из эксплуатации 18 ГВт устаревших генерирующих мощностей, т.е. средний объем вывода примерно 1,1 ГВт в год:

• данные выводы происходили в разных экономических сценариях (до начала реформы РАО ЕЭС, в ее процессе, в ходе программы ДПМ);
• мероприятия, связанные с данными выводами, не требовали специальных инвестиционных надбавок в тарифы;
• вывод данных объектов генерации не стал причиной социальных взрывов или проблем с электро- и теплоснабжением.

По мнению представителя ПАО «Фортум» при сохранении тренда последних 16 лет на горизонте до 2035 года можно будет вывести до 20 ГВт устаревших мощностей без создания значимых проблем для энергосистемы и экономики страны в целом.

Рис. Источник ПАО «Фортум».

Косяков Сергей Алексеевич , представитель ООО «Невская Энергетика», для корректного анализа проектов модернизации (реконструкции) ТЭЦ предложил использовать критерий: «удельная выработка суммарной теплофикационной электрической мощности, отнесенная к суммарно отпущенной тепловой мощности» . Такой критерий позволяет оценивать «интегральную тепловую эффективность» всей системы (схемы) теплоснабжения. Ключевым условием сопоставления вариантов модернизации (реконструкции) ТЭЦ, по мнению эксперта, является одинаковая электрическая мощность, поэтому для альтернативных вариантов (с недовыработкой электрической мощности) в затратах должны быть учтены затраты на «замещающую» мощность, вырабатываемую на КЭС (ГРЭС) системы. Это определяет состав приведенных затрат для сопоставления и выбора варианта модернизации.

С. Косяков

Валерий Федорович Очков , профессор НИУ «МЭИ», считает, что в крупном городе, тем более в мегаполисе, где есть избыток электроэнергии, поступающей из других регионов, ТЭЦ могут сохраниться и развиться за счет производства не только тепла и электроэнергии, но и дополнительных продуктов и услуг.

К этим продуктам и услугам можно отнести:

• холод (тригенерация);
• информацию (создание на территории ТЭЦ крупных облачных хранилищ информации в тренде развития цифровой экономики);
• зарядку электромобилей (генерация на ТЭЦ низковольтного постоянного тока на генераторах с паровым приводом);
• подготовку городской и питьевой воды;
• утилизацию сточных вод;
• выработку биогаза, а также перевод в тепло и электричество энергии других нетрадиционных источников (солнечная энергия, тепло недр, энергия ветра); выработку минеральных удобрений, строительных и иных материалов;
• утилизацию снега в городе;
• утилизацию бытового мусора;
• регенерацию противогололедных реагентов;
• очистку воздуха городских магистралей через теплотрассы;
• утилизацию избыточного давления газопроводов (турбодетандерные установки);

По мнению профессора, ТЭЦ также должны более активно внедрять современные технологии энергосбережения и энергоэффективности, базирующиеся на:

• аккумуляторах тепла и холода;
• тепловых насосах;
• источниках низкопотенциального тепла (реки, озера, канализационные стоки, подземные пласты и др.);

«ТЭЦ должны не противопоставлять себя современным локальным системам тепло-, электро- и хладоснабжения бытовых и промышленных потребителей, а интегрироваться в данный современный тренд», - добавил эксперт.

После выступлений состоялся обмен мнениями присутствующих экспертов.

В. Очков

Подводя итоги заседания, Валентин Межевич предложил президенту НП «Энергоэффективный город» Виктору Семенову собрать и объединить все предложения участников дискуссии, а также «продолжать проводить подобные мероприятия, пока не будет выработано что-то, что удовлетворит экспертное сообщество в качестве предложений для органов госрегулирования».

После мероприятия президент НП «Энергоэффективный город» Семенов Виктор Германович дал комментарий для портала ЭнергоСовет.Ru.

«При отборе проектов модернизации должен быть учтен общесистемный эффект. Возьмем конкретный случай, ТЭЦ-2 в Улан-Удэ. Заместитель директора АО «Системный оператор ЕЭС» Андрей Катаев правильно сказал: с точки зрения потребления электроэнергии станция не нужна. По мнению вице-президента НП «ЭГ» Сергея Белобородова с точки зрения надёжности теплоснабжения - нужна. При этом станция расположена так, что, если отключается электроэнергия, идут гидроудары в сетях, и поэтому вода сливается. Происходит это потому, что ТЭЦ-2 расположена на холме, из соображений соблюдения экологических требований. Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Как в этой ситуации оценить проект по нескольким показателям? Просто оценить можно, сравнивать - нельзя.

Конкурс проектов модернизации подразумевает выбор. Выбор на основании стоимости предполагает, что мы по каким-то финансовым показателям должны сравнивать и выбирать то, что дешевле. Но если мы будем выбирать то, что дешевле, получится, что мы будем делать энергетические блоки или турбины, которые дешевле всего отремонтировать. При этом они могут оказаться не нужны. Т.е. мощность мы восстановим, но это будет та мощность, которая не задействована. Если мы вводим при отборе коэффициент, который будет учитывать, как сегодня турбина загружена, то это опять-таки не показатель. Турбины после модернизации могут быть загружены совершенно по-другому.

Выход из ситуации, безусловно, есть. Это общесистемный (народно-хозяйственный) эффект, он должен быть измеряем, причём, в рублях. Т.е. должна быть разработана некая методика оценки последствий модернизации конкретной ТЭЦ.

Предстоит оценить, сколько стоят выбросы; оценить надёжность; посмотреть, сколько стоят другие замещающие мероприятия, которые обеспечат такую же надёжность. Необходимо просчитать снижение затрат на строительство новых электрических сетей - какие конкретные электрические сети не надо будет строить, сколько они стоят. В отношении предотвращения аварий: сколько возможно и каких аварий, оценка стоимости последствий. Оценить затраты на сетевую инфраструктуру при подключении новых потребителей.

Всё должно быть приведено к одному всего показателю - к величине эффектов. Тогда конкурс может быть проведён не на минимизацию, а, наоборот, на максимальный эффект. Мы вкладываем 1 рубль, и оцениваем, сколько эффектов имеем на этот рубль на выходе.

Такой подход всех бы устроил. Существуют разрозненные методики для оценки отдельных эффектов. Опыт комплексного решения, учитывая разноплановые эффекты, имеется у .

Проектом программы стоимостью от 1,35 трлн рублей предусматривается обновление до 4 ГВт мощности ежегодно. При этом предполагается установка 90% российского оборудования, норму доходности предлагается установить на уровне 14%. Возврат инвестиций предусмотрен за счет повышенных платежей потребителей. Параллельно Минэнерго намерено на 20% доиндексировать цену «старой» мощности к 2025 году, что даст дополнительный источник доходов генерации.

МОСКВА, 4 июня (BigpowerNews) — Первый отбор проектов модернизации ТЭС должен пройти уже до 1 ноября с началом поставки мощности в 2022−2024 годах, ежегодная квота составит 3,2 ГВт для европейской части РФ и 0,8 ГВт для Сибири, следует из подготовленного Минэнерго проекта постановления правительства, сообщает «Коммерсан». Министерство долго согласовывало параметры с генкомпаниями, Последнее совещание, по информации газеты, прошло у замминистра Вячеслава Кравченко 31 мая. В ФАС и Минэкономики изданию сообщили, что документ не поступал, а в Минэнерго заявили лишь, что документ будет опубликован «в ближайшее время». По данным «Коммерсант», это может произойти на этой неделе.

В проекте указан порог локализации оборудования для модернизации в 90%. Основной объем, как ожидается, будет закрыт паросиловым оборудованием, технологии которого в РФ есть. Сложности могут быть с мощными газовыми турбинами. Здесь есть два сценария: наращивать локализацию технологий Siemens или GE, на чем настаивала крупная генерация (например, «Газпром энергохолдинг»), но иностранные производители пока о таких планах не заявляли, либо разработать технологии. Владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов, как сообщалось ранее, просил Минэнерго гарантировать компании сбыт в 48 турбин (65 и 170 МВт) в рамках модернизации. Компания также просила 7,5 млрд рублей из бюджета, столько же «Силмаш» планировала привлечь за счет облигаций, напоминает «Коммерсант».

Если проект будет принят, генкомпании по программе получат ту же доходность в 14%, что и по завершившейся программе строительства новых блоков в рамках договоров на поставку мощности (ДПМ). По этому вопросу велись основные споры, утверждают источники газеты, победила позиция генерации. Но считать параметр будут по методике, привязанной к кривой бескупонной доходности ОФЗ (КБД, зарегистрирована приказом Минюста 28 мая), что несколько снизит уровень прибыльности. До сих пор доходность ДПМ считали по выборке ОФЗ (срок до погашения 7−11 лет, переменная ставка — 11,44%, ликвидность и т. д.), что взвешивало неоднородные и немногочисленные финансовые инструменты. При КБД расчет упрощается.

Перечень объектов модернизации будет определять не только рыночный отбор по цене, до 10% от мощностей, прошедших конкурс, выберет правкомиссия по электроэнергетике (речь идет о проектах, важных для энергосистемы). На практике это «расшатает механизм и навредит программе, в отбор будет вмешиваться, например, руководство регионов», уверен один из участников рынка, слова которого приводит издание. Цена отборов ограничена сверху и снизу (price cap и price floor). Срок оплаты мощности по инвестконтрактам составит 15 лет.

При этом турбины, претендующие на оплаченную модернизацию, должны отработать от 100 тыс. (более 500 МВт) до 270 тыс. часов (менее 50 МВт), котлы должны быть старше 40 лет, есть норматив по востребованности (время работы на рынке). Штраф за опоздание со вводом составит 25% от разницы между ожидаемым платежом для модернизируемой генерации и ставкой на рынке.

При этом уже в 2018 году Минэнерго предлагает перевести конкурентный отбор старой мощности на шестилетний цикл и гарантировать рост цен. В этом году пройдет КОМ сразу на 2022−2024 годы, в 2019 году — на 2025 год, цену будут доиндексировать на 5%, а с 2020 года индексация вернется к уровню инфляции.

Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает, что в предложениях Минэнерго нет механизма привлечения инвестиций, деньги снова отбирают у потребителей: «Вместо повышения эффективности производства электроэнергии экономика будет фактически дважды — в текущих платежах и через ДПМ — оплачивать капремонты старых блоков». В «Совете производителей энергии» проект не комментировали.

Шестилетний КОМ, по словам Натальи Пороховой из АКРА, в целом соразмерен с длительностью инвестцикла, в 2024 году цена старой мощности для первой ценовой зоны (европейская часть страны и Урал) может сложиться на уровне 192 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, для второй (Сибирь) — 269 тыс. руб. На КОМ на 2021 год эти цены — 134,4 тыс. руб. и 225,3 тыс. руб. соответственно. Также эксперт находит странной пропорцию распределения модернизации между ценовыми зонами в 80:20 — это соотношение, например, в выработке, но не в мощности ТЭС, пишет «Коммерсант».

С 14 марта 2017 года начисления платы за отопление происходят по-новому – без использования повышающего коэффициента. Это изменение широко озвучивалось в СМИ, поэтому потребители активизировались и начали требовать от управляющих организаций возврата излишне уплаченных средств.

В статье мы рассмотрим существующие правила перерасчета платы за отопление, а также различные общие и частные связанные с этим ситуации.

Отмена повышающего коэффициента

По общему правилу в России плата за коммунальные ресурсы, потребление которых рассчитывается с помощью приборов учета, начисляется с использованием повышающего коэффициента, если в многоквартирном доме не установлены положенные ОДПУ. Эта мера направлена на стимулирование потребителей к экономии воды, газа, электричества и тепла.

В марте 2017 года данное правило частично было изменено. Из ПП № 354 от 06.05.11 убрали норму, позволяющую исполнителю КУ использовать повышающий коэффициент при отсутствии в доме общего счетчика тепла. До 14 марта ПК применялся при соблюдении трех условий:

• имеется техническая возможность установки общедомового счетчика;
• собственники квартир обязаны произвести установку этого прибора;
• несмотря на два первых пункта МКД не оснащен ОДПУ тепла.

Указанные изменения появились благодаря выходу ПП № 232 от 27 февраля 2014 года. Эксперты журнала разобрались, .

Почему отмена ПК стала основанием для перерасчета за отопление

Главная тонкость описанных изменений ПП № 354 заключалась в том, что нормативный акт начал работать в марте, но новые правила осуществления расчетов вводились с 1 января того же года. Говоря юридическим языком, корректировки законодательства получили обратную силу.

В результате у управляющих организаций появилась необходимость сделать перерасчет по отоплению именно по основному руководящему в таких вопросах документу – 354 постановлению. Выполняется он стандартным способом – определяется сумма переплаты, которая затем вычитается из платежей собственника квартиры.

Оплата за теплоснабжение рассчитывается по одной из двух формул в зависимости от того, начисляется она только в отопительном сезоне или равными долями на протяжении всего года. Полученная цифра при отсутствии ОДПУ тепла умножалась на повышающий коэффициент 1,5. Для наглядности назовем ее «Сумма 1». Для того чтобы пересчитать плату за отопление, эту цифру нужно поделить на тот же размер ПК. Так получится величина оплаты без отмененного коэффициента, которую назовем «Сумма 2». При вычитании второй суммы из первой и получится та самая переплата, которую требуется возвратить потребителю.

Для наглядности приведем упомянутые расчетные формулы на рисунке.

Изменения правил расчета произошли в марте, а значит, потребители уже успели оплатить коммуналку за первые два месяца года. Перерасчет платы за отопление им потребовалось произвести за январь и февраль, так как эти два месяца в формулу подставлялся повышающий коэффициент. В марте при расчетах ПК уже не применялся.

РАСЧЕТЫ ЗА ОТОПЛЕНИЕ ПРИ ВЫХОДЕ ИЗ СТРОЯ ОДПУ

До 1 января 2017 года расчет платы за отопление при выходе из строя ОДПУ законодательно не был урегулирован. Споры между УО и РСО об определении объема поставленной в МКД энергии суды разрешали по-разному. О том, какие позиции занимали судьи ранее, как правильно считать плату с 1 января 2017 и в каких случаях применяют повышающие коэффициенты, .

Особенности возврата переплаты задним числом

По действующим правилам исполнители коммунальных услуг не должны возвращать излишне уплаченные суммы собственникам помещений наличными средствами или в безналичной форме. Такая переплата зачисляется на лицевой счет потребителя и учитывается при оплате последующих расчетных периодов.

Возвратить образовавшуюся переплату управляющая компания может двумя способами:

• снижением величины оплаты за тепло в следующие месяцы (или в следующем отопительном периоде, если плата выставляется только в холодном сезоне);
• уменьшение размера задолженности потребителя за теплоснабжение, если она имеется.

Не всегда переплату удается зачислить сразу после того, как произведен перерасчет за отопление. В такой ситуации остаток учитывается при будущих платежах. Описанный порядок возвращения можно считать общим, так как в ПП № 354 никакого особого порядка для подобных случаев не предусматривается. По каким правилам нужно возвращать излишне начисленные средства за коммунальные услуги, говорится в пунктах 61, 99, 102 и 155 (2) правительственного постановления.

ПП № 232 от 27 февраля 2016 года не устанавливает конкретного срока, в течение которого должны быть возвращены денежные средства из-за вступивших в силу изменений. В то же время исполнитель КУ не имеет права удерживать деньги дольше положенного времени. Он должен в полном объеме учитывать их при оплате отопления за следующие периоды.

В некоторых случаях зачет излишне уплаченных сумм приходилось переносить на осень 2017 года. Например, мартовские счета некоторые потребители успевали оплатить до того, как был произведен перерасчет платы за отопление. В апреле УК уже учитывала переплату, но весь ее размер за один расчетный период выбирался не всегда. Если отопительный сезон на этом заканчивался, и плата за отопление летом не начислялась, то остаток суммы переносился на осень. В целом все добросовестные исполнители КУ учли переплату января-февраля до конца 2017 года, и этот вопрос был закрыт.

Перерасчет за коммунальные услуги происходит на основании принятого законодательства. В случае наличия у собственника приборов учета, перерасчет происходит в автоматическом порядке при поступлении сведений о новых данных. В случае отсутствия приборов при временной отлучке собственника и всех проживающих в квартире, перерасчет производится по разработанной схеме.

Что такое перерасчет

Перерасчет - это заново произведенный расчет платы потребителя за коммунальные услуги. Если произошли какие-то ошибки или накладки, и они выявлены, то управляющая компания или ЖКХ компенсирует внесенную переплату. Но чаще всего перерасчет делают, потому что собственники платят во многих случаях не по фактическому потреблению какого-либо ресурса, а по нормативу.

Что это значит? Если в доме или квартире собственник ставит приборы учета, то это означает, что теперь он будет платить не по нормативу, а по фактически потребленной воде (электроэнергии, газу). Но иногда происходят сбои, как в следующих случаях. Например, за отопление плата всегда вносится по нормативу.

Норматив определяется как 1/12 прошлогоднего потребления за год. И ежемесячно мы вносим твердо установленную (с прошлого года) плату. По окончании отопительного сезона в тех многоквартирных домах, где поставлены общедомовые счетчики, ЖКХ делает перерасчет и переплата возвращается потребителю. Бывают корректировки и в обратную сторону.

Но самые распространенные виды переплат - частные. Модель ситуации чаще всего такая: владелец квартиры не отправляет показатели счетчика. Это случается как по объективным причинам, так и по субъективным.

Например, забывчивость или семейный отпуск могут послужить причиной того, что собственник квартиры временно не передает данные своего прибора учета. В этом случае уже на следующий месяц после того, как владелец жилья возобновит передачу данных, ему сделают перерасчет.

Правовые акты

Перерасчет имеет под собой вполне законные основания. В 2011 году правительство РФ принимает известное Постановление под номером 354. Все разделы этого правового акта посвящены правилам предоставления коммунальных услуг населению.

В 2017 году приняты очередные изменения и, можно сказать, каким образом в настоящее время делают перерасчеты. Ситуация с изменением платы отражена в VIII пункте. В названии также отражены некоторые особенности: перерасчет в случае отсутствия потребителей.

Здесь рассмотрен только аспект, который касается жилых помещений без счетчиков. Со счетчиками все понятно, перерасчет будет произведен автоматически, когда будут загружены очередные данные с приборов учета. Ответы на все вопросы, касающиеся законности действий коммунальных служб, даны в Постановлении.

Каждый гражданин, собственник или наниматель жилого помещения, является по этому документу потребителем. Он и его семья потребляет государственные ресурсы, которые предоставляют различные организации или компании. Для того, чтобы иметь основание для отношений, между организацией и потребителем услуг заключается соглашение.

Гарантом взаимоотношений межу исполнителем и потребителем является государство и законы. В соответствии с Постановлением №354 все граждане имеют право на перерасчет за коммунальные услуги. Поэтому в новой редакции подробно расписан порядок перерасчета в разных ситуациях.

Что входит в Постановление № 354

Что туда входит:

• обновленные коэффициенты, которые определяют нормативы водоотвода;
• подробно проработана процедура монтажа измерительных приборов;
• при помощи Постановления усиливается мотив на установку счетчика;
• введена упрощенная схема оплаты за отопление;
• с 2016 года предоставлять сведения со счетчиков стало необязательно;
• при временном отсутствии электричества или другой услуги, оплата за нее не взимается;
• порядок выполнения перечисленных условий.

Особое место определено ответственности исполнителя перед потребителями и законами в случаях:

• плохого качества услуг;
• ущерба жизни и здоровью из-за некачественной услуги;
• неполучения потребителем достоверной информации по качеству услуг;
• условия соглашения нарушаются.

При нарушении этих условий, исполнитель должен освободить потребителя от оплаты или предоставить ему компенсацию. Независимо от того, заключался ли договор между исполнителем и потребителем, исполнитель все равно возмещает ущерб в случае предоставления некачественных услуг.

Вот некоторые моменты, которые рассмотрены в Постановлении:

1. Не подлежит перерасчету плата за общедомовые нужды. Имеется ввиду случай, когда собственник отсутствовал и жилое помещение временно пустовало.
2. При двухтарифном режиме изменение оплаты возможно только в отношении переменной составляющей. В отношении постоянной составляющей введено следующее условие: если ее перерасчет установлен законодательством, то после временного отсутствия гражданина он производится в течение 5-ти рабочих дней. Дни отсутствия считаются все за исключением дня выбытия и прибытия.
3. Перерасчет производится только в случае подачи заявления и предоставления документов, которые подтверждают продолжительность отсутствия. Просьба оформляется до отъезда или спустя не более месяца после приезда.

В качестве документов, подтверждающих отсутствие, принимаются:

• копия командировочного удостоверения с приложением проездных документов;
• документ о лечении в стационаре или в санатории;
• проездные билеты, которые оформлены на имя потребителя, а также факт их использования;
• счета за пребывание в гостинице, съемной квартире, общежитии;
• документ, выданный ФМС о временной регистрации;
• другие документы, которые смогут подтвердить факт отсутствия потребителя.

Главным плюсом этого документа является его прозрачность и простота изложения всех требований. После его переработок стало гораздо проще исполнителю и потребителю регулировать свои взаимоотношения.

На видео о перерасчете платы

Главными отличительными чертами Постановления и его изменений является курс на повсеместную установку приборов. Поэтому владельцы квартир со счетчиками имеют явное преимущество в случаях, например, временного отсутствия.