Дайте теплу прибыль и потребителя

30 Января 2017
Исследование систем теплоснабжения нескольких городов показало: по старым правилам жить больше нельзя. Единого рецепта создания прибыльной системы теплоснабжения нет — его придется искать для каждого города

ТАСС

Журнал «Эксперт» провел выборочное исследование состояния теплоснабжения в нескольких городах России — Челябинске, Тюмени, Красноярске, Рубцовске и Абакане. Мы провели несколько десятков интервью с лицами, отвечающими за теплоснабжение на муниципальном уровне, опросили представителей региональной исполнительной и законодательной власти, общественных деятелей, представителей крупной и мелкой генерации, сетей и т. д.

Несмотря на всё технологическое однообразие, с экономической точки зрения все централизованные системы уникальны. Поэтому создать какую-либо единую универсальную модель эффективной системы теплоснабжения как с точки зрения производителя (исполнителя), так и с точки зрения потребителя невозможно. От противостояния местные котельные и крупные теплогенерирующие компании должны перейти к сотрудничеству — чтобы сбалансировать интересы инвесторов и потребителей.

Сейчас отрасль движется инерционно. Главная тенденция, выявленная нами в рамках исследования, — износ фондов, обветшание оборудования и сетей, следствие — рост потерь и аварий. Продолжается котельнизация, разрушающая систему теплоснабжения и закладывающая бомбу замедленного действия в виде заведомо дорогого обслуживания труб и котлов. Система теплоснабжения децентрализуется, теряет управляемость, превращается в угрозу жизни и здоровью граждан, а также в угрозу социальной стабильности. В перспективе местные бюджеты перестанут справляться с ликвидацией последствий разрушения системы теплоснабжения. Платежи населения растут, несмотря на контроль за тарифами, так как потребители платят за слишком большой объем ресурса, за включенные в тариф неэффективные мощности, за потери.

Неправильные стимулы

Действующая сейчас в России тарифная система «затраты плюс» фиксирует долгосрочную необходимую валовую выручку как «экономически обоснованный» объем средств, необходимых теплоснабжающей организации. Это означает, что парадоксальным образом выигрывают наименее эффективные субъекты теплоснабжения — система поощряет худшие организации, уже имеющие высокий тариф. По сути дела, действует антирыночное правило: для обоснования дальнейшего роста тарифа нужно постоянно поддерживать низкий уровень надежности и высокий уровень расходов (!). То есть высокие тарифы не провоцируют улучшения, а консервируют условия для сохранения больших издержек. Это приводит к тому, что внутри отрасли складываются нездоровые экономические отношения.

Причин того, что частные собственники до сих пор остаются в отрасли теплоснабжения, много, но они редко связаны с экономической эффективностью производства тепла. Стимулов для развития в отрасли практически нет. Все составляющие производства теплоносителя последние годы росли в цене гораздо быстрее, чем сам теплоноситель. При утверждении тарифов региональные энергетические комиссии (РЭК) редко утверждают более половины необходимого на капитальный ремонт теплосетей. Хотя для любой развитой страны продление паркового ресурса оборудования — нонсенс: нет никаких объективных экономических причин для того, чтобы не заменять сети, срок эксплуатации которых подошел к концу. В результате продолжающейся политики продления паркового ресурса более половины сетей, например в Красноярске и Абакане, требуют замены, чего можно было бы избежать при планомерной замене 4% сетей в год вместо 1%, что утверждалось РЭКами. И ситуация только ухудшается: в тарифы закладываются все меньшие размеры ремонтного фонда. Хотя ограничивать рост тарифа всего на несколько процентов не имеет смысла — на инфляцию это почти не влияет.

Сегодня нет никаких технических гарантий, что большая часть оборудования в любом городе в любой момент не выйдет из строя.

В условиях текущей тарифной политики регулируется каждая отдельная теплоснабжающая организация: котельная, ТЭЦ, транспортные организации, — но не система теплоснабжения в целом. Такое регулирование, по мнению представителей генерирующих компаний, развязывает руки местным властям, которые нередко решают многие вопросы теплоснабжения волюнтаристски, не считаясь ни с экономикой, ни с эффективностью.

По словам вице-президента, главного инженера компании ОАО «Фортум» Парвиза Абдушукурова, метод «затраты плюс», даже если его называть долгосрочным тарифом и пытаться реанимировать с помощью концессий и других новаций, все равно остается старым методом: «Дадут столько денег, сколько ты потратил — а не сколько произвел». В итоге сам тариф на тепло в сложившейся системе координат не имеет ни четкого экономического обоснования, ни залоговой репутации, не является долгосрочным и совершенно непредсказуем для потребителя, а деятельность в области производства тепла — одного из самых востребованных в России продуктов — по большей части убыточна.

Не умеем считать

Затраты и прибыль теплоснабжающих организаций до сих пор обеспечиваются перекрестным субсидированием. Один из самых крупных видов перекрестного субсидирования — перетекание денег между сетевой и генерирующей деятельностью. Потеря тепла в сети гораздо менее заметна, чем, например, остановка работы котла, поэтому многие регуляторы и органы власти не обращают должного внимания на критическое состояние сетей и не позволяют через тариф поддерживать сетевую инфраструктуру в надлежащем состоянии. В России до сих пор не появилось новой методики анализа экономической эффективности теплового бизнеса. В отрасль пришло значительное количество инвесторов, которые не понимали реальной ситуации в сфере теплоснабжения и пытались вернуть инвестиции любой ценой, вплоть до банкротства предприятий.

Сегодня ряд ученых разрабатывают методику расчета зон эффективности централизации теплоснабжения и радиусов эффективного теплоснабжения — это позволяет определить, какой мощности ТЭЦ или котельную надо построить в том или ином микрорайоне. Но инвесторы этими разработками пользуются редко — хотя именно такие расчеты помогают оценить экономическую привлекательность потенциальных проектов. Обычно проектировщик просто сам выбирает понравившийся ему метод и проводит расчет, объективность которого не гарантирована. Таким образом, несмотря на существование в России крупнейшего рынка теплоснабжения, его технологическая платформа уже серьезно отстает от зарубежных вариантов. Многие предприниматели, приходя в отрасль, не проводят даже энергетического обследования приобретаемых активов, без которого оценить технологическое состояние предприятия невозможно! Это указывает на то, что цели приобретения тепловых сетей не связаны с желанием создать прибыльный актив. Нередки случаи выкачивания денег из отрасли — тепло отлично подходит для этого: предприятия — местные монополисты, население платит регулярно.

ТАСС

Об альтернативах

В 2012 году была разработана целостная концепция реформирования рынка тепла по тарифной модели «альтернативной котельной», которая в целом была согласована экспертным сообществом и одобрена президентом РФ. Позже правительство утвердило «дорожную карту» по переходу к новой модели, привязывая каждый этап к конкретным срокам. Так, до конца 2015 года должна была быть разработана вся нормативной база, а с 1 января 2016-го переход на новую модель должен был начаться по всей стране, с полной ее победой ее к 2023 году. По словам Виктора Семенова, генерального директора ОАО «ВНИПИэнергопром», в стране разработаны более 17 тыс. схем теплоснабжения, а 1 рубль, вложенный в разработку схемы, при ее реализации даст 4–5 рублей экономии.

Дорожная карта «Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии», опубликованная в конце 2013 года, предусматривала постепенную либерализацию цен на тепло — переход от регулируемые тарифов, устанавливаемых региональными энергетическими комиссиями, к свободным долгосрочным договорам теплоснабжающих организаций и единого поставщика тепла. Стоимость услуг теплоснабжающих организаций должна была быть не выше так называемой индикативной цены, которая рассчитывается как минимальная стоимость производства и поставки тепловой энергии «с использованием наилучших доступных технологий». Индикативная цена (тогда речь шла о вычислении ее по методу альтернативной котельной) утверждалась по новым правилам Федеральной службой по тарифам (теперь ее полномочия перешли к Федеральной антимонопольной службе). Посчитав, что резкий переход к экономически обоснованным тарифам привел бы к росту цен на тепло во многих регионах, Минэнерго предусмотрело переходный период, который позволит растянуть этот скачок на несколько лет.

Законопроект был нацелен на создание экономических стимулов для привлечения инвесторов в теплоснабжение и модернизацию отрасли при справедливой цене на тепловую энергию для конечных потребителей. Однако неподготовленная законодательная база не позволяла заложенным в закон «О теплоснабжении» принципам реализоваться в полном объеме и в срок.

«Когда началась реализация закона, то либо не выходили вовремя необходимые для работы подзаконные акты, либо вышедшие подзаконные акты стали отчасти противоречить друг другу, либо какие-то положения просто не исполняются, — говорит директор ОАО “Уральская теплоснабжающая компания” Игорь Рындин. — В итоге многие нормы ФЗ, по моему мнению, просто не работают, дезавуируя действительно хорошие принципы, заложенные в сам закон».

Сегодня сроки реализации дорожной карты не соблюдаются, а находящиеся в Думе поправки в закон «О теплоснабжении» не соответствуют первоначальным принципам, заложенным в основу модели реформы. Многие ключевые решения отнесены на региональный и местный уровень, а степень вмешательства регулятора в дела бизнеса остается почти такой же высокой, как сейчас.

При этом реформа теплоснабжения в каждом городе должна учитывать развитие города в целом и экономический эффект для его жителей. Во многих городах имеет смысл объединить все ТЭЦ и котельные и подключать к такой объединенной системе любой источник тепла — чтобы тариф был единым для всех жителей. Для котельных, работающих на грязном топливе, можно повысить сборы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. Тогда производители дорогого и неэкологичного тепла будут заинтересованы в инвестициях. Финансовая нагрузка на домохозяйства при такой модели будет одинакова во всем городе и агломерации, а цены на теплоноситель — наиболее эффективными.

Без потребителя никуда

Серьезно мешает модернизации теплоснабжения «обезличивание» многоквартирных домов в отношениях с теплоснабжающими организациями. Между домами и ТСО, как правило, стоят управляющие компании — и это ухудшает качество услуг, а проводить энергоэффективные мероприятия становится и вовсе невозможно. Часто УК накапливают долги или попросту «выводят» деньги населения.

Невозможность учета потребителем количества потребляемого тепла сведет на нет любые энергоэффективные мероприятия. Большинство жителей домов не понимают, что такое общедомовое потребление или двухкомпонентный тариф, поэтому необходимы гораздо более простые механизмы, основанные на вовлечении граждан в бухучет в своем доме.

Например, помимо ежемесячного платежного поручения жильцы должны получать отчет о том, сколько ресурса потребил дом, сколько прошло по каждому прибору, какова разница и из чего в итоге сформирована конечная плата, а также все остальные данные учета, включая сборы платежей и осуществление оплаты. Только вовлечение жителей в этот расчет позволит изменить культуру потребления коммунальных ресурсов, сформировать финансовую дисциплину и добросовестное поведение.

Многие исследования указывают, что возможность учета и регулирования потребления коммунального ресурса сами по себе уменьшают его потребление в среднем на треть из-за более рационального отношения. После массовой установки приборов учета воды и электроэнергии в России удельный объем их потребления значительно снизился, активно начали внедряться энергоэффективные решения. Но до сих пор основные потери во всей системе теплоснабжение—теплопотребление находятся на стороне потребителя. Основная масса населения проживает в старых домах, где потери через крыши, межпанельные швы и другие конструктивные элементы выше, чем при современных технологиях, в несколько раз. Сократить теплопотребление в многоквартирных домах можно на 30–80% (!). И тут мы подходим к необходимости перехода на регулирование потребления тепла в индивидуальных тепловых пунктах (ИТП). Повсеместное их внедрение поддерживается всеми участниками как сферы теплоснабжения, так и сферы управления жилым фондом. Затраты на ИТП по всей России исчисляются сотнями миллиардов, но составляющие ИТП производятся в России (так же как и оборудование для теплосетей), так что масштабная программа установке ИТП по всей стране обернется ростом экономики.

Резюмируем: экономическая модель работающих в сфере теплоснабжения компаний должна выстраиваться по совершенно новым принципам, в основе которых вложения в модернизацию и возможность их окупить за счет уменьшения потерь при сохранении или оправданном повышении платежа населения. Методы «от затрат» и «котловой метод» выгодны неэффективным компаниям, отказ от такого регулирования приведет к устранению коррупции и конфликта интересов, когда муниципалы регулируют рынок и одновременно владеют тепловыми активами. Да и в целом необходимо снизить избыточное государственное регулирование сферы и политизированность принятия решений по теплоснабжению.

В подготовке статьи принимали участие Евгений Огородников и Евгения Обухова

Челябинск

— седьмой по численности населения город Российской Федерации, административный центр Челябинской области. Население — 1,19 млн человек. Участниками системы теплоснабжения города являются порядка десяти тысяч объектов, почти половина из них — многоквартирные жилые дома.

В городе более 80% тепловой энергии производят источники генерации «Фортум» и УТСК (9 млн Гкал), еще около 20% — локальныe ведомственные и муниципальные котельные. Примерно 90% потребления тепла происходит в централизованной системе теплоснабжения.

Действующая модель системы теплоснабжения Челябинска характерна для крупных промышленных центров Советского Союза. Ее развитие обусловливалось созданием крупной инфраструктуры новых районов, в которых крупные промышленные объекты сочетались с жилыми районами. В местах точечной застройки и небольших изолированных зонах строились небольшие котельные мощностью 5–6 Гкал, которые при достаточной нагрузке себя оправдывали. Потребление тепла почти идеально балансировалось между промышленностью и жилищно-коммунальной сферой. С течением времени многие крупные промышленные потребители тепла были ликвидированы, но котельные, создаваемые для их снабжения, остались и сегодня в значительной степени участвуют в теплоснабжении городов, причем находясь в частных руках, что указывает в целом на экономическую привлекательность сферы в нынешней модели тарифообразования.

Между тем, по утверждению Игоря Рындина, директора ОАО «Уральская теплоснабжающая компания», ситуация с теплоснабжением в городе вызывает беспокойство. До скачка курса евро в конце 2014 года население в Челябинске платило за тепло примерно столько же, сколько жители Хельсинки, при этом тариф в Хельсинки был в три раза выше. Доля расходов граждан на оплату тепловой энергии в доходах составляет в Челябинске около 5%, а в Хельсинки — 1%. Потери тепла в централизованной системе теплоснабжения Челябинска втрое выше, чем в Хельсинки. Сменяемость сетевой воды в тепловых сетях из-за утечек в Челябинске происходит 18 раз в год, в Хельсинки — три раза. За последние четыре года потери сетевой воды увеличились почти вдвое, что также говорит об ухудшении состояния прежде всего распределительных сетей. По убеждению инженеров «Фортума», для повышения эффективности системы в целом в Челябинске надо заменить 30% тепловых сетей (789 из 2631 км).

Тем не менее министр тарифного регулирования и энергетики Челябинской области Татьяна Кучиц не готова идти на поводу у коллег из бизнеса: «Когда мы говорим о развитии и о новых подходах к теплоснабжению, не нужно забывать, что за эти инвестиционные возможности будет платить население. Мы выступаем за сдержанный подход. Схемой теплоснабжения должен быть сбалансированный документ развития, в котором должны быть исключены все избыточные инвестиционные потребности. В то же время “Фортум” предполагает, что ежегодно его дополнительная валовая выручка растет при минимальных параметрах на миллиард, дополнительный прирост тарифа самого “Фортума” — от 20 процентов. Когда рост платежей граждан за тепло ограничен четырьмя процентами, это очень сложно реализовать. Мы всегда поддерживаем инвесторов модернизации систем теплоснабжения, но хотелось бы, чтобы все происходило за счет эффективных бизнес-решений и технологий, а не только за счет роста тарифа».

Потери тепла в централизованной системе теплоснабжения Челябинска втрое выше, чем в Хельсинки. Сменяемость сетевой воды в тепловых сетях из-за утечек в Челябинске происходит 18 раз в год, в Хельсинки — три раза

Тюмень

Около 90% производства тепловой энергии для жителей Тюмени и промышленных потребителей обеспечивают ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Помимо ТЭЦ в теплоснабжении города участвуют 45 муниципальных и 21 ведомственная котельная, в том числе девять ведомственных котельных, участвующих в тарифном регулировании, то есть снабжающих теплом в том числе и бытовых потребителей. Большинство котельных убыточны и не используются на полную загрузку. «Почти у половины объектов не используется установленная мощность, — говорит депутат, председатель постоянной комиссии по экономической политике и жилищно-коммунальному хозяйству Тюменской городской думы Юрий Баранчук. — Так, котельная в Новорощино, рассчитанная на семь гигакалорий в час, работает с подключенной нагрузкой 0,29 гигакалории в час. Загружать эти котельные нечем — большая выработка не нужна. Но это не снижает затраты на обслуживание. Котельная с нагрузкой 0,2 гигакалории производит всего лишь 500–600 гигакалорий в год. Но ее все равно должен обслуживать квалифицированный специалист с ежемесячной зарплатой, например, 20 тысяч рублей. Разделим годовую зарплату в 240 тысяч рублей на 600 гигакалорий в год и получим в тарифе 400 рублей на содержание специалиста».

В результате более дешевое тепло от комбинированных источников нивелирует стоимость более дорогого тепла от котельных, прежде всего муниципальных. При этом в Тюмени утвержденный регулятором тариф для ТЭЦ компании «Фортум» с 2013 по 2016 год вырос на 35% (с 611 до 827 руб./Гкал). На 35% вырос тариф и для частных котельных. А вот стоимость тепла от муниципальных котельных повысилась с 1183 до 3135 руб./Гкал, то есть в 2,65 раза.

В интервью специалисты называют только одну положительную сторону системы теплоснабжения Тюмени — а именно высокую степень централизации. При этом все опрошенные отмечают, что в результате многолетнего недофинансирования и отсутствия масштабных инвестиционных программ реновации основных фондов система теплоснабжения города имеет высокую аварийность и, как следствие, низкую надежность тепловых сетей. На снижение надежности системы теплоснабжения влияет применение малоэффективных и устаревших методов и материалов при проведении капитальных ремонтов в предыдущие годы. В результате совокупности причин, по словам директора компании «Тепло Тюмени» Марата Царгасова, аварийность на распределительных тепловых сетях зашкаливала: в 2015 году на сетях «Тепла Тюмени» случилось 3336 инцидентов (в среднем по шесть на километр трубопроводов), на 27% больше, чем за предыдущий год отчетного периода. Аварий в Тюмени в прошлом году по статистике не было. Дело в том, что слово «авария» употребляется лишь при прекращении подачи тепла более чем на сутки, в других случаях чиновники и энергетики используют термин «технологический инцидент». Одной из главных причин инцидентов топ-менеджер теплосетевой компании называет недостаток средств.

В результате многолетнего недофинансирования основных фондов система теплоснабжения города имеет высокую аварийность и, как следствие, низкую надежность тепловых сетей. В 2015 году на сетях «Тепла Тюмени» случилось 3336 инцидентов, на 27% больше, чем за предыдущий год отчетного периода

Красноярск

В Красноярске преобладает централизованное теплоснабжение потребителей коммунально-бытового сектора от ТЭЦ, угольных и электрокотельных. Теплоснабжение жилищного фонда и объектов социальной сферы города обеспечивается работой 40 теплоисточников, пять из которых входят в группу компаний Красноярского филиала ООО СГК, 21 находится в муниципальной собственности и эксплуатируется специализированными организациями, 14 — в собственности прочих организаций. Около 90% систем теплоснабжения потребителей подключены по зависимым схемам с открытым водоразбором теплоносителя на нужды ГВС. Более 60% тепловой мощности города приходится на Красноярские ТЭЦ, однако с учетом имеющихся технологических ограничений фактически доля Красноярских ТЭЦ составляет не более 50%. При этом город не испытывает дефицита в мощностях. Так, без учета реконструкции нагрузку на все основные источники города (за исключением ТЭЦ-3) можно увеличить в среднем на 18%, а с учетом устранения технологических ограничений на ТЭЦ-1 — на 27%.

Согласно данным представителей теплоснабжающих организаций, в текущий тариф закладываются затраты на замену не более 1,5% сетей, в то время как согласно техническим характеристикам необходимо проводить замену не менее 4% сети. Это происходит на протяжении нескольких лет, так что более половины всех сетей города отслужили весь парковый ресурс. Это же касается и прочего оборудования. «Изобретенные» федеральными регуляторами мероприятия по продлению паркового ресурса не имеют под собой никакой объективной технологической основы и неприемлемы ни в одной развитой стране. Вместо эффективных и объективно необходимых с точки зрения как экономики, так и безопасности жителей города, инвестиций в модернизацию оборудованию теплоснабжающие организации вынуждены иметь избыточный персонал, который в течение всего отопительного периода производит осмотр оборудования и сетей для недопущения критических аварийных ситуаций. В итоге за время отопительного периода в городе происходит не менее 400 аварий, что указывает на однозначную необходимость масштабных инвестиций, которые в тариф не закладываются.

В целом потери на источнике можно оценить на уровне 30–40%, что вызвано технологической особенностью когенерации и недозагруженностью мощностей. В целом сокращение потерь на 20% в холдинге СГК потребует значительных инвестиций и позволит сократить не более 8% себестоимости. В итоге в текущем регулировании экономических стимулов для сокращения потерь в Красноярске не существует.

За время отопительного периода в Красноярске происходит не менее 400 аварий, что указывает на однозначную необходимость масштабных инвестиций в сферу, которые в тариф не закладываются

Абакан

Централизованное теплоснабжение осуществляют ТЭЦ и 12 котельных. Доля Абаканской ТЭЦ в установленной мощности всех источников теплоснабжения Абакана составляет 92,6%. На сегодняшний день Абаканская ТЭЦ является крупнейшим предприятием энергетического комплекса Республики Хакасия с установленной электрической мощностью 270 Мвт, тепловой — 710 Гкал/ч, из которых 70% приходится на паровые турбины. Основное и резервное топливо — бурые угли. Парк оборудования запускался в эксплуатацию в 1982–2003 годах.

По данным представителей теплосетевой организации, потери в сетях находятся на уровне 25%. Сети в изношенном состоянии, и они были переданы в эксплуатацию собственнику ТЭЦ. Согласно позиции представителей отрасли, энергоэффективные мероприятия в текущих условиях не имеют окупаемости.

Практически вся тепловая нагрузка Абаканской ТЭЦ направлена на коммунально-бытовую сферу. Подключенная расчетная тепловая нагрузка (по договорным обязательствам) составляет 570,55 Гкал/ч, однако фактически потребляемая нагрузка — 355,8 Гкал/ч. Располагаемая мощность Абаканской ТЭЦ значительно превышает присоединенную расчетную тепловую нагрузку, и это основная проблема местной СЦТ. В итоге из-за высокого уровня постоянных издержек недозагрузка не позволяет филиалу достигать рентабельности. При этом в Абаканскую агломерацию входит город Черногорск, основу экономики которого составляет Черногорский филиал Сибирской угольной энергетической компании (добыча каменного угля), имеются также мебельная фабрика, домостроительный комбинат. Теплоснабжение Черногорска осуществляют 11 источников тепловой энергии, но практически вся мощность сосредоточена на двух котельных: «Центральной» и «Южной» (297 из 310 Гкал/ч), коэффициент использования установленной мощности 55 и 33% соответственно. Единственный перспективный вариант экономически эффективной сферы теплоснабжения в Черногорске — полная монополизация рынка, причем не просто столицы Хакасии, а агломерации Абакан—Черногорск. Абаканская ТЭЦ в этом случае будет обеспечена полноценным сбытом тепловой энергии, можно будет отказаться от масштабного субсидирования ее выпадающих доходов, удерживать тариф и при этом модернизировать сетевую инфраструктуру.

Практически вся тепловая нагрузка Абаканской ТЭЦ направлена на коммунально-бытовую сферу.

Александр Курячий
Ирик Имамутдинов