11:1407.05.13

России осталось три года до тепловой катастрофы?

России осталось три года до тепловой катастрофы?

Российское теплосетевое хозяйство требует огромных инвестиций, иначе не миновать коллапса. Но частные компании не спешат приходить в отрасль с миллиардными оборотами - настолько «криво» устроена её экономика, пишет  expert.ru. 
Мировое господство
Россия - самая крупная страна в мире по объему произведенного тепла для отопления помещений. Это колоссальный и уникальный рынок, какого больше нет нигде. Централизованного тепла у нас производится в 11 раз больше, чем в США, - хотя рынок электроэнергии в России в четыре раза меньше, чем в Америке.
Но если в странах со схожим климатом - Дании и Финляндии - на крупных ТЭЦ вырабатывается до 75-80% тепловой энергии, а остальное производится в небольших котельных, то в российских условиях в небольших котельных производится до 60% тепла. «В любом крупном областном городе, как правило, есть одна-две ТЭЦ и несколько котельных. Хотя есть города и без крупных ТЭЦ. Например, Калуга или Брянск. Там нет территориальных генерирующих компаний (большой генерации), а города снабжаются 100-150 небольшими котельными, производящими тепло», - говорит руководитель дирекции коммунального бизнеса группы компаний «ТНС энерго» Алексей Овсянников.
Считается, что тепло от ТЭЦ - побочный продукт и производить его выгодно. Но нельзя утверждать, что конечное тепло от ТЭЦ будет всегда дешевле, чем тепло от котельных. «На небольших котельных оборудование может быть новым, и коэффициент полезного действия там более 80 процентов. КПД крупных ТЭЦ в Москве может составлять 70 процентов, но ТЭЦ позволяют производить в городе электроэнергию с низкими удельными затратами топлива, недостижимыми вне теплофикационных циклов», - говорит г-н Овсянников.
Справедливости ради надо отметить, что выход из строя ТЭЦ - крайне редкое событие. В целом за 2010 год было зафиксировано менее 250 инцидентов на генерирующем оборудовании. Большая генерация находится в руках у энергетиков. А в этой отрасли прошла реформа, которая, в частности, обязала новых собственников обновлять фонды. Но и до благоденствия еще далеко: по данным Минэнерго, половина турбин и котлов, используемых в России, старше тридцати лет, а каждый пятый котёл служит более полувека.
Но если в генерации медленное, но верное обновление инфраструктуры все-таки происходит, то ситуация с небольшими котельными гораздо хуже. А экономическая ситуация в отрасли такова, что возможности обновлять мощности у них просто нет.
Дрова дорожают
В целом по России в счете за коммунальные услуги стоимость отопления и горячей воды составляет от 50 до 70%. Если перевести это в понятные цифры, то получается, что каждый житель страны платит за отопление одного квадратного метра жилья в среднем 290 рублей в год. Говоря языком энергетиков, в среднем тепло обходится в 1120 руб./Гкал. Тариф на тепло делится на две составляющие: генерация и доставка до потребителя - теплосети.
При этом одна гигакалория тепла может стоить 3250 рублей для жителя Камчатки и 950 рублей для жителя Башкирии. Столь большая разница обусловлена множеством факторов. «Теплосетевая компания на Кузбассе принципиально отличается от теплосети в Калининграде. У сетей в этих городах разная протяжённость, разные технические характеристики, у них разные формы собственности. У них разные виды топлива. Например, в Архангельской области, да и не только там, до сих пор есть котельные, работающие на дровах», - говорит заместитель генерального директора группы «Полимертепло» Яков Рапопорт.
Но главный ресурс тепловиков - газ. «Самые эффективные котельные - на газу. Остальные виды топлива, за исключением угля, - мазут, торф, дрова - крайне невыгодны», - рассказывает Алексей Овсянников.
Рост цен на газ в последние годы составлял в среднем 15%, а тарифы на коммунальные услуги в целом и на тепло в частности росли со скоростью 6-8% в год. Это привело к тому, что теплогенерирующие компании вынуждены сокращать объёмы затрат на ремонт и реконструкцию основных производственных средств, прежде всего сетевого хозяйства. В результате рентабельность сектора очень сильно снизилась. Например, текущая рентабельность компании «Российские коммунальные системы» по тепловому бизнесу - 2%. «С учётом того, что собираемость платежей в лучшем случае составляет 97 процентов, тепловой бизнес по умолчанию генерирует отрицательные денежные потоки», - описывает ситуацию Овсянников.
Опережающий рост цен на услуги естественных монополий и ограниченный - на услуги ЖКХ привел к возникновению ножниц, которые отрезают любые попытки масштабного инвестирования в отрасль. Причем ограничения обещают быть ещё более серьезными. В конце февраля Владимир Путин поручил правительству в течение недели установить предельную планку роста тарифов ЖКХ, отметив при этом, что в целом по стране рост не должен превышать 6% в год. Поручение президента тут же принялись исполнять федеральное правительство и чиновники на местах. Но простое ограничение цен на ЖКХ не только не решит проблемы теплового хозяйства, но и усугубит их.
Ничего общего с реальностью
Тариф на теплоснабжение считается экономически обоснованным. Это значит, что в тарифе учтены: газ (уголь, мазут, дрова), электроэнергия, зарплата, расходы на содержание сетей и оборудования. К тому же в тариф должна входить прибыль. По закону теплоснабжение - экономически рентабельная отрасль.
Тарифы на услуги ЖКХ устанавливают местные власти. «В теории это выглядит так: ежегодно региональный регулятор должен учесть себестоимость производства и поставки тепла, скалькулированную теплоснабжающей организацией, добавить к ней расчётную прибыль теплоснабжающей организации (ТСО) и в итоге получить конечный тариф для потребителя», - рассказывает Яков Рапопорт. И все это должно работать в условиях, когда тариф остается подъёмным для населения. Предельный индекс роста тарифа устанавливается ежегодно. В среднем он составлял до последнего времени около 11% в год. А в следующем году составит 6% - как поручил президент.
Но беда в том, что расчётные величины в случае с теплоснабжением не имеют отношения к реальности. «На самом деле регулятор просто берёт текущий тариф ЖКХ, прибавляет к нему максимально возможный рост - сегодня это 9-11 процентов - и получает цифру, выше которой он не может поднять стоимость услуг ЖКХ в следующем году, - описывает ситуацию г-н Рапопорт. - Коммунальщики начинают приносить массу документов, обосновывающих их расходы. В ответ регулятор начинает секвестировать - на бумаге - фактические затраты ТСО. С единственной целью: загнать тариф под расчётную планку. Иногда доходит до явного абсурда. Например, в одном из российских городов-миллионников регулятор в прошлом году отказывался учесть в расчете тарифа половину численного состава персонала теплоснабжающей организации. Работает, скажем, три тысячи человек, а регулятор говорит: давайте считать, что их полторы тысячи». В итоге тариф для сектора получается заниженным.
Коммунальщики могут попробовать оспорить получившийся тариф в суде. На это уйдет год-другой. Доказав свою правоту, они смогут учесть этот расход в тарифе. «Но тогда регулятор срежет другую расходную статью. В таких условиях - когда экономические реалии требуют повышать тариф, а социально-политические факторы ограничивают его рост - сектор никогда не получит экономически обоснованного тарифа», - констатирует Яков Рапопорт.
Сейчас износ сетей по стране - 70-75%. Критический уровень износа, когда каждый день что-то будет серьезно ломаться, будет достигнут через три года
Сейчас в стране нет ни одного тарифа, который отражал бы реальную себестоимость производства тепла.
Куда течет горячая вода
Но мало выработать тепло, его ещё нужно доставить. Тут в дело вступают теплосети.
От крупной генерации тепло подают на магистральный трубопровод, который ведёт на коллектор. От коллекторов уже расходятся внутриквартальные сети, по которым тепло идёт непосредственно к домам.
Все российские города оплетают тепловые трубопроводы. В зависимости от климатического пояса, количества жителей, плотности населения и характера застройки длина теплотрасс на душу населения сильно различается. Если в Москве на одного жителя приходится в среднем полтора метра тепловых сетей, то в Иркутской области уже три метра, а в Якутии - семь с половиной. В целом же протяженность сетей централизованного теплоснабжения в России - 340 тыс. км в однотрубном исчислении.
Трубы эти не новые. По официальным данным Министерства энергетики, 68% труб не менялось более 25 лет. «Сейчас износ сетей по стране 70-75 процентов, - говорит Алексей Овсянников. - Критический уровень износа, когда каждый день что-то будет серьёзно ломаться, - 85 процентов». То есть запаса прочности хватит на три-четыре года.
Состояние сетевого хозяйства катастрофическое, соглашается Яков Рапопорт: «Трубы превращены в лотки, по которым течёт горячая вода». Это означает огромные потери для хозяйства. По статистике Росстата, потери в сетях за последние десять лет выросли с 9 до 15%. Однако это только нормативные потери. По данным Министерства энергетики, реальные потери - 20-30%. Отраслевики называют еще более суровые цифры - до 40%.
«Если из фактических потерь вычесть нормативные, то получим 25-35 процентов. Эти цифры - сверхнормативные потери - главная болезнь нашего теплоснабжения. Это выливается в то, что теплогенерации необходимо потребить больший объем электроэнергии, газа, воды. И этот «банкет» должен кто-то еще и оплатить», - поясняет г-н Рапопорт.
Получается своего рода теневая экономика. КПД теплогенерации - 50%, потери в сетях достигают 40%. В итоге до потребителя дойдёт лишь треть полученной от сжигания газа энергии. Остальные две трети уходят на отопление улицы. Но большую часть оплаты этих неоказанных услуг берет на себя потребитель. Плюс к этому работу теплосетевиков часто дотируют из бюджета. Напрямую это делать запрещено - формально отрасль на хозрасчете, и регионы вынуждены применять неформальные схемы. «Дотации в сектор ограничиваются и запрещаются, но они идут, - подтверждает Алексей Овсянников. - Если говорить о разрешённых формах, то это поддержка населения через субсидии, а также финансирование муниципалитетами ремонтных работ на сетях, инвестиции в оборудование и технику. Нельзя забывать и о перекрестном субсидировании, когда более эффективные предприятия вынуждены делиться прибылью с убыточными».
Выгодные дыры
Факторов, мешающих модернизации теплосетевого хозяйства, хоть отбавляй. По сути, система сейчас устроена так, что сама поддерживает себя в разваленном состоянии. «Генератор всегда может договориться с муниципалитетом, что котельная принадлежит частному оператору до того момента, как выйдет на окупаемость, но никогда не сможет договориться о таких же условиях для сети. Кроме того, окупаемость строительства котельной - четыре-семь лет, а инвестиции в замену сетей окупятся за десять-пятнадцать лет, - говорит Алексей Овсянников. - То есть с экономической точки зрения выгоднее обновить котельную, а уж сети ремонтировать по остаточному принципу. Это усложняет проблему с сетями. Они ветшают и ветшают».
Сами же сети в текущих условиях обновлять свои трубы не могут. Экономика их бизнеса сейчас такова: текущая стоимость гигакалории - 1200-1300 рублей. В типичном городе Центральной России производится порядка 1,5 млн Гкал в год. В итоге годовая выручка теплосетевой организации - 2 млрд рублей. Но максимальная прибыль, которую она может получить, - 50 млн. При такой прибыли кредитное плечо, доступное организации, - 150 млн рублей. Этих денег хватит на обновление 30-50 км сетей, тогда как их общая протяженность в таком городе - 400-500 км. Замена же этих 7-15% абсолютно ничего не даст, так как именно попытками менять теплосеть частями и была достигнута нынешняя плачевная ситуация.
Исходя из нормативного срока жизни тепловой сети - 25 лет - каждый год должно обновляться 4% сетевого хозяйства. То есть каждый год по всей стране должно меняться не менее 13,2 тыс. км труб. Но, по данным Росстата, меняется не более 10 тысяч км. И это, опять-таки, официальная статистика. По данным Ассоциации производителей и потребителей трубопроводов с индустриальной полимерной изоляцией (АППТИПИ), фактический объем перекладки изношенных тепловых сетей в среднем по России не превышает 1,2% их общей протяженности, и только в отдельных регионах составляет 1,8% - при нормативной потребности не менее 4% в год.
Завышение этих показателей тоже имеет свою подоплёку. В тариф, который оплачивает каждый потребитель, включается и стоимость ремонта. Но теплосетевики тратят деньги на отопление улицы, а отчитываться надо. Те же деньги, которые удаётся выделить на ремонт, тратятся в основном на латание самых проблемных участков. Классическая ситуация выглядит так: сеть решила заняться ремонтом. Сформировала бюджет. На этот бюджет она меняет первый участок трубы - 1 км. Но, как показывает практика, замена 1 км ничего не дает, потери тепла остаются на том же уровне. Только теперь теряется больше в оставшихся 4 км условной трубы. На следующий год сеть меняет еще 1 км. Но из 3 км оставшихся сетей просто начинает течь горячая вода с ещё большей скоростью. Ситуация может даже ухудшиться, так как оставшийся участок трубы ветшает, а давление на него растет.
Даже если теплосеть за пару лет заменит оставшиеся участки сети, то течь начнёт из первых.
У муниципалитетов есть своя причина сохранять статус-кво: «Теплосетевая инфраструктура и сейчас приносит значительный доход тем, кто управляет потоками в этой сфере. На текущий момент это муниципальные чиновники и аффилированные с ними субъекты предпринимательства. Этот механизм непрозрачен, коррупционен и показал свою неэффективность, поскольку привел к росту тарифов до нетерпимого уровня», - объясняет ситуацию первый вице-президент по энергетике, инфраструктуре и кластерной политике «Опоры России» Александр Калинин.
Вечно дырявая труба - это нескончаемый ремонт, под который муниципалитеты могут «осваивать» бюджеты. Чем больше расходы, тем больше денежный поток.
Но не только коррупционной составляющей объясняется плачевное состояние сетей. Сеть - это естественная монополия, которую государство боится отдавать в частные руки. Да и не все частники спешат в отрасль при нынешнем регулировании. Любую прибыль, которую сможет заработать теплосетевое хозяйство, в следующем году регулятор может срезать, уменьшив тариф.
Теплосети даже не могут документарно зафиксировать, что у них потери превышают нормативные в три-пять раз, - в таком случае они распишутся в том, что берут деньги из бюджета, а самое главное - сверх нормы с потребителей.
В итоге, придя в теплоснабжение, частный капитал сталкивается с огромным обветшалым хозяйством, которое требует колоссальных вложений, с неочевидным финансовым результатом и перспективой непрекращающихся уголовных преследований из-за несоответствия норм реалиям.
Выгодные трубы
Элегантную схему модернизации теплосетевого хозяйства предложила группа «Полимертепло». Их решение лежит на поверхности. Если модернизировать сети, то за счет экономии на потерях можно сэкономить порядка 35% общих затрат сектора. Гарантийный срок службы армированных труб из сшитого полиэтилена - 49 лет. Эта цифра выглядит солидно, учитывая, что даже новая стальная труба реально служит в теплоснабжении 5-10, максимум 15 лет вместо нормативных 25. При этом потери в современных полимерных трубах не превышают 4%.
Замену сетей нужно производить не отдельными кусками, как это делается сейчас, а целыми кустами - то есть обновлять инфраструктуру вокруг каждой котельной или коллектора целиком. Это кардинально повышает эффективность работы сети.
«Да, это требует значительных вложений, но если мы хотим добиться экономической эффективности систем теплоснабжения в долгосрочном периоде, не трогая тариф, - другого пути нет, - говорит Яков Рапопорт. - В условиях ограниченного сверху тарифа у теплоснабжающей организации даже теоретически нет иных возможностей, кроме как искать операционную экономию в снижении издержек. То есть переходить на ресурсосберегающие технологии, причем одновременно по всему контуру».
Как показывает опыт группы «Полимертепло», полную замену сетей теплоснабжающая организация может окупить за 5-7 лет за счет резкого снижения затрат на топливо, электричество и т. д. При этом производитель труб готов частично разделить риски с ТСО. «Полимертепло» предлагает коммунальщикам рассчитываться за трубы не сразу, а в течение двух лет после начала ближайшего отопительного сезона - то есть с рассрочкой до двух с половиной лет. Жизнеспособность этой модели подтверждена полутора десятками проектов, которые компания за последние три года реализовала в разных регионах России. Причем во всех случаях фактическая экономия оказывалась выше расчетной.
Чтобы запустить процесс реновации теплосетей в масштабах страны, новые законы не нужны. «Действующей нормативной базы вполне достаточно, - считает г-н Рапопорт. - Давайте заморозим тариф, гарантируя только, что он не будет снижаться, то есть просто индексируя его каждый год на уровень официальной инфляции. Давайте легализуем различные схемы дотирования ТСО - в условиях плановой убыточности их под разными вывесками сегодня все равно используют все регионы и муниципалитеты. Вместо этого бюджеты официально могли бы софинансировать инвестиционные проекты по реновации сетей. И тогда, имея технологическую платформу, обеспечивающую окупаемость вложений за семь-десять лет, сектор теплоснабжения вполне мог бы конкурировать с другими инфраструктурными отраслями за инвестиции. Причём не только государственных институтов развития, но и частного капитала».
Когенерация сэкономит
Своё решение проблемы есть и у других игроков. Так, рабочая группа по теплоэнергетике при правительственной комиссии по вопросам электроэнергетики предлагает сыграть на повышение эффективности отрасли, переведя выработку тепла с небольших станций на ТЭЦ. Именно этот путь прошли страны Скандинавии десятилетие назад. В итоге эффективность всей отрасли значительно повысилась. В России тепловые мощности ТЭЦ загружены не более чем на 30-35% установленной мощности. В итоге, хотя объем производства и потребления тепловой энергии в России самый большой в мире, доля тепла, производимого в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии (когенерации), в 2,3 раза меньше, чем в странах Скандинавии, имеющих близкий к России климат.
При этом большая генерация фактически субсидирует небольшие котельные. Например, в Саратове средний тариф на тепло в коллекторе (перед тем как подать его во внутриквартальные сети) составляет 660 руб./Гкал. Но станции ТЭЦ получают за одну гигакалорию 500 рублей, а небольшие котельные - 1000 рублей. В итоге ТЭЦ субсидируют не самую эффективную теплоэнергетику.
Поэтому, возможно, разумно было бы увеличить долю когенерации с нынешних 33 до 50-70%. Схему поддерживает и «Опора России». «Наиболее эффективна схема теплоснабжения крупных городов с приоритетом генерации тепла на ТЭЦ, - считает Александр Калинин. - Эффект от перехода на снабжение теплом от крупной генерации был бы сопоставим с экономией на потерях в сетях». Но придётся вложить немалые средства. Во-первых - в обновление парка генерации с целью повысить его КПД, во-вторых - в трубопроводы, но магистральные, чтобы связать ТЭЦ с районами, которые отапливаются от малой генерации. В итоге можно добиться снижения потребления тепла в России с 0,3 Гкал на квадратный метр до 0,11, как в Финляндии. То есть, если обустроить сектор правильно, можно получить трёхкратную экономию.
Пока же идти в тепловое хозяйство генерация не спешит. «В Тольятти есть несколько микрорайонов, отрезанных друг от друга. Два района отапливает большая генерация (ТГК), один район - коммунальные энергетики. Последние предлагали передать весь свой тепловой бизнес в этом районе города ТГК. Однако вопрос до сих пор не решен. ТГК не захотела строить магистральный трубопровод, который, кстати, окупился бы за счет экономии за четыре-пять лет», - приводит пример Алексей Овсянников.
Что решит ЕТО
Решить проблему в отрасли пытается и Минэнерго. В частности, разрабатываются две законодательные инициативы. Первая направлена на то, чтобы пересмотреть порядок формирования тарифов, перейдя к механизму так называемой альтернативной котельной. Альтернативная котельная - это наименьшая цена на тепловую энергию для потребителя, при которой окупается проект строительства новой котельной, замещающей теплоснабжение от централизованных источников. Эта цена будет рассчитываться ежегодно в Минэнерго. Каждый регион будет устанавливать тариф исходя из нее и учитывая местную специфику. Предварительные расчеты тарифа для страны в целом показывают, что он тоже будет расти - но в этот рост будет заложена возможность возврата инвестиций в тепловое хозяйство.
Вторая инициатива - создание в крупных городах России с населением более 500 тысяч  человек (таких городов 36) единых теплоснабжающих организаций (ЕТО). ЕТО - компания, которая в рамках конкурса будет на десять лет назначаться оператором всего теплового хозяйства города. «С выбором ЕТО наконец можно будет изменить принцип тарифного регулирования, уйти от тарифообразования «затраты плюс», ведущего к бесконечному росту тарифов, к тарифообразованию «стоимость альтернативной котельной», - рассказывает г-н Калинин. Смысл ЕТО в том, чтобы местные власти согласились передать теплоснабжение в руки частного оператора, а тариф альтернативной котельной нужен для того, чтобы обеспечить десятилетний период, в течение которого ЕТО сможет инвестировать в обновление труб и котельных и получать отдачу от этих инвестиций. Сейчас отобраны два пилотных региона, в которых в 2014 году будет обкатываться новая модель.
Начинания министерства, безусловно, ценны: в России наконец-то появится централизованная система ценообразования. Однако вряд ли внедрение ЕТО решит все проблемы сектора. Напомним, сейчас в прописанной в документах «идеальной» котельной потери в сетях нормируются в 12%, однако реально они составляют 30-40%, и закрыть эту дыру в новых нормативных условиях никак не удастся. Но первый шаг - к стимулированию инвестиций - всё же будет сделан. А уж после этого можно пытаться ограничивать рост тарифов.

Поделиться: