Поиск компромиссов

Спецвыпуск
Москва, 02.09.2013
«Эксперт Сибирь» №35 (387)
Тепловые электростанции производят все меньше и меньше тепла. Объясняется это увеличением доли промышленных потребителей, предпочитающих использовать собственные источники тепла, которые выпадают в итоге из общей энергосистемы

Отпуск тепла от тепловых электростанций за 20 лет сократился в полтора раза, а численность малых котельных за этот же период выросла на 20%. Власти долгое время перекладывали часть стоимости за тепло на промышленных потребителей, сдерживая рост тарифа для населения. В связи с нехваткой финансирования ситуация в сетевом хозяйстве планомерно ухудшалась, большинство теплосетей уже давно практически исчерпали свой ресурс и требуют срочной модернизации. Реальные потери в тепловых сетях составляют до 30%, количество аварий в отопительный сезон выросло в 1,7 раза по стране. А на реновацию всего этого хозяйства, понятное дело, нужно много денег. Не улучшалось и состояние оборудования на ТЭЦ, что давно ставит под сомнение надежное снабжение крупных промышленных потребителей. По данным Минэнерго, сегодня на станциях работают только 25% энергетических котлов и 36% турбин ТЭС моложе 30 лет, а более полувека пашут 23% котлов и 18% турбин. В этой ситуации многие крупные потребители тепла уже перешли на строительство собственной тепловой генерации.

Котельные в промышленных масштабах

Большинство крупных городов России с населением более 500 тыс. человек имеют мощные ТЭЦ. Но даже в таких крупных городах около 30% тепловой энергии вырабатывается муниципальными котельными и локальными котельными промышленных предприятий. Зачастую такие объекты принадлежат бизнес-структурам. Перед собственниками рано или поздно встает вопрос модернизации, но тариф, как и в случае с большой генерацией, не позволяет вернуть все вложенные средства (хотя у котельных он значительно выше, чем у ТЭЦ). «Процесс окупаемости в технологических проектах занимает, как правило, пять–семь лет, это довольно длительный период, тариф не позволяет покрывать такие затраты. Существует инвестиционная составляющая тарифа, но она ограничена предельным уровнем роста, то есть даже такой тариф не покроет всех затрат, так как рассчитан в долгосрочной перспективе всего на три года, получается разрыв, а хотелось бы его избежать», — говорит заместитель директора ЗАО «Экран-Энергия» (входит в «РАТМ Холдинг») Ирина Соколова.

Мощности таких котельных чаще всего недогружены на 30–50%, хотя сторонних потребителей найти и не проблема. Но, по словам экспертов, недогруженность котельных не вызывает особых проблем: все учтено в тарифе, который устанавливается экономически обоснованным и лояльным для потребителей. А присоединив новых потребителей, предприятие только сократит потери на содержание неиспользованных мощностей, ведь чем больше полезный отпуск, тем дешевле тепло, производимое в котельной. То есть развитие территорий вокруг завода позволяет провести модернизацию оборудования. При этом предприятия вроде «Экран-Энергии» работают и с населением: на ЖКХ приходится порядка 30% выработки котельной, что добавляет к экономике еще и социальный фактор.

Но котельнизация не всегда связана с желанием быть независимым от монополистов. Иногда присоединение к ТЭЦ не оправдано экономически. По словам экспертов «ТЭП-Холдинг», системы автономного тепло- и энергоснабжения для частного бизнеса имеют свои преимущества в инвестиционном плане по сравнению с централизованными системами. Более низкие единовременные капитальные вложения в источник теплоснабжения с определенным сроком окупаемости, за счет отсутствия необходимости присоединения к теплосетям. «Негативными факторами централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, на которые приходится до 85% отказов системы теплоснабжения в целом, тепловые потери 20–30 процентов при транспортировке вследствие высокой изношенности сетей, постоянно растущие тарифы», — рассказывает директор департамента по качеству продукта и работе с заказчиками ЗАО «ТЭП-Холдинг» Максим Колобов.

С помощью автономной генерации издержки на транспорт значительно сокращаются, но если котельная использует то же топливо, что и ТЭЦ, тариф у нее вырастает минимум в полтора раза. Но бизнес, имея более высокие тарифы, чем ТЭЦ, все больше предпочитает пользоваться теплом от блочно-модульных котельных и автономных источников тепла. К примеру, с момента строительства филиал «Балтика-Новосибирск» получал тепловую энергию от котельной НПО «Сибсельмаш». Но у партнера-поставщика накопились долги перед поставщиками газа. Руководство учло потенциальные риски такого сотрудничества и приняло решение о строительстве собственной котельной. Директор филиала «Балтика-Новосибирск» Эдуард Бражинскас объясняет ситуацию выгодой для компании в целом: «На реализацию данного инвестиционного проекта было направлено 83,5 млн рублей. Срок окупаемости вложенных инвестиций составляет около пяти лет. Снижение потерь тепла в связи со строительством котельной составило более 20 процентов».

Пока что среди объектов нового строительства большую долю занимают объекты теплогенерации, но с каждым годом появляется все больше запросов на когенераторные установки — технология комбинированной выработки энергии, так называемые мини-ТЭЦ. Новые технологии, современное оборудование, которого так не хватает крупным ТЭЦ, привлекают бизнес, позволяют заказчикам быть более независимыми в тепло- и электроснабжении, поэтому они и не боятся вкладывать деньги в создание собственных мощностей. «Так как централизованные тепловые сети находятся в черте города, то из-за дальности этих источников ни УК «ПЛП» резиденты промышленного парка не пользуются их услугами. Поэтому вопросы теплоснабжения на площадке решаются с помощью строительства собственных локальных объектов теплоснабжения», — говорит, например, заместитель генерального директора УК «Промышленно-логистический парк Новосибирской области» по строительству и эксплуатации Владимир Башкеев. В ближайшее время здесь будет сдана в эксплуатацию теплоэлектростанция, которая помимо электроэнергии (3,375 МВт) будет вырабатывать еще и тепло (3,8 МВт). Объем инвестиций в подобные проекты составляет порядка 100 млн рублей, а срок окупаемости — от пяти до семи лет. Уже сегодня имеются заявки на присоединение к мощностям этой ТЭС от ряда компаний-резидентов УК «ПЛП», а некоторые уже имеют собственные локальные источники. «С учетом динамики развития подобных проектных площадок как ПЛП и появления новых инвесторов, вопрос дальнейшего развития собственной генерации становится все более актуальным», — отмечает Владимир Башкеев.

Большая генерация проигрывает

С точки зрения бизнеса все выглядит довольно выгодно — не надо платить за подключение к сетям, создавать инфраструктуру, оплачивать в тарифе транспортировку тепла. Но если рассматривать энергетику в целом, то большая генерация от такого господства частных интересов сильно проигрывает. «Несмотря на то, что ТЭЦ являются наиболее выгодным источником теплоэнергии, отпуск тепла на этих станциях неуклонно снижается. За последние 20 лет он упал в полтора раза. Основной причиной сложившейся ситуации является хроническое недофинансирование отрасли вследствие особенностей существующего тарифного регулирования», — объясняет представитель «Сибирской генерирующей компании» (СГК). В любом случае, в зоне действия большой генерации ей выгодно подключать новых и сохранять старых потребителей. Ведь чем меньше загружена ТЭЦ, тем большая нагрузка ложится на тариф. «Когда ранее подключенный потребитель строит свой локальный источник и переключается на него, происходит рост затрат генерирующей и транспортных компаний за счет уменьшения отпущенной тепловой энергии в сеть, которые в дальнейшем вынуждены закладывать в рост тарифа выпадающие доходы. А если ранее не подключенный потребитель строит свой локальный источник, в этом случае не происходит возможного снижения роста тарифа генерирующей и транспортных компаний за счет увеличения дополнительного пропуска», — рассказывает советник генерального директора ОАО «Новосибирскгортеплоэнерго» Андрей Скороход.

Блочно-модульные котельные в отличие от большой теплогенерации, где все подчинено разумной экономии, просто не могут производить более дешевое тепло; тариф альтернативной котельной выше, чем у ТЭЦ. Для большой генерации устанавливаются отдельные тарифы на тепло, учитывающие, что часть затрат относится на производство электричества, а следовательно, компенсируется из выручки электроэнергии. «Однако необходимо учитывать транспортную составляющую, которая существенно меньше при локальном источнике, и сравнивать уже суммарные затраты на выработку и транспорт тепловой энергии. Учитывая, что в Новосибирске угольная генерация, суммарный тариф в большинстве случаев меньше, чем от локальных источников, работающих на газе», — уточняет Андрей Скороход. В результате энергокомпании фиксируют убытки от деятельности теплового сегмента, а потребители, в том числе и промышленные, не довольные соотношением стоимости и качества предоставляемых услуг, стремятся перей­ти на собственное теплообеспечение.

Но самим ТЭЦ необходимо учитывать и способность тепловых сетей к выдаче новым потребителям тепловой энергии от действующих источников. При освоении новых площадок под застройку инфраструктура теплосетей данных территорий отстает от темпов строительства. В условиях ограничения средств перед энергетиками встает вопрос куда вкладываться, на какую площадку тянуть теплотрассу. Скорость строительства, как мы можем наблюдать, тоже неодинакова. По словам представителя НГТЭ, в настоящее время подключение новых потребителей осуществляется все-таки к системе централизованного теплоснабжения. НГТЭ стремится своевременно реконструировать свои объекты для возможности обеспечения новых площадок тепловой энергией, но в момент запроса технических условий на подключение застройщики не всегда могут с уверенностью гарантировать сроки подключения. Есть примеры, когда застройщики все-таки принимают решение в зоне действия ТЭЦ строить свои локальные источники и подключать новые объекты на них, но доля их не велика и составляет, вместе с котельными промпредприятий, не более двух процентов.

Конкурентный выбор

Помимо развития территорий важным фактором для потребителей все же являются требования технологичности и надежности теплоснабжения. Поэтому децентрализованные системы теплоснабжения активно развиваются, а в некоторых случаях рассматриваются как безальтернативные технические решения. По словам владельцев котельных, они имеют ряд преимуществ: современные технологии, снижение затрат на тепловые сети, лучшая адаптация системы теплоснабжения к условиям потребления энергии обслуживаемых объектов и т.д. Все это дает стимул строить и развивать локальные источники энергоснабжения с применением более технологичных и эффективных условий.

Таким образом, бизнес принимает решение о строительстве, тем самым снижая нагрузку большой генерации. В результате такой организации рынка тепловой энергии все теплоснабжающие организации работают в убыток, а при наиболее неблагоприятном развитии событий ТЭЦ выпадают с рынка электрической энергии, что приводит к неэффективным режимам загрузки станций и новому витку роста тарифов. «Изменить ситуацию может переход на формирование цен по принципу альтернативной котельной, которая сегодня активно обсуждается участниками рынка совместно с органами государственной власти. Изменение системы должно привести к тому, что инвесторы понимают параметры доходности вложенных средств на несколько лет вперед, энергокомпании конкурируют за потребителя, снижая свои издержки, у промпотребителей появляется ориентир по «потолку» цены за одну гигокалорию, а малообеспеченные слои населения получают поддержку со стороны государства в виде адресных субсидий», — рассуждает представитель СГК. Это позволит установить отношения производителей и потребителей на уровне конкуренции, а уровень тарифа даст возможность большой генерации вкладывать средства в новое технологичное оборудование. Но потребители считают, что рост тарифов только ускорит процесс перехода на собственную тепловую мощность.     

Новосибирский областной Фонд модернизации ЖКХ довольно успешно проводит работу по привлечению частных средств в модернизацию системы коммунального хозяйства. Прирост объема инвестиций в 2013 году составил 30%, что существенно выше, чем в прошлом году. В скором времени планируется начать проектирование нового крупного проекта в поселке Линево, где инвестор предлагает построить мини-ТЭС. Как Фонду удается реализовывать востребованную инвесторами модель, рассказывает его руководитель Виктор Спирин.

Виктор Спирин 047_expert-sibir_35.jpg
Виктор Спирин

— Каковы предварительные итоги работы Фонда в этом году? Сколько проектов реализуете?

— В настоящее время при участии Фонда реализуется 108 инвестпроектов в районах Новосибирской области на общую сумму около 1,2 миллиарда рублей, в том числе 76 проектов теплоснабжения и 32 проекта водоснабжения. К основному источнику финансирования — 786 млн рублей Фонда модернизации ЖКХ — еще 197 млн рублей вложат частные инвесторы и около 217 млн рублей — бюджеты муниципальных образований и предприятия ЖКХ. Подавляющая часть этих инвестпроектов имеет срок сдачи — 2013 год. Кроме того, Фондом активно ведется прием заявок по разработке схем тепло- и водоснабжения населенных пунктов, которые лягут в основу развития коммунальных систем на будущие 10–15 лет. На сегодня принято уже более 400 заявок от муниципальных образований на разработку таких схем, которые должны быть выполнены до конца текущего года.

— Насколько успешно удается привлекать частных инвесторов в проекты энергетики в сфере ЖКХ?

— Взаимодействие Фонда с частными инвесторами началось в 2012 году, после того как удалось предложить интересные для частных инвестиций способы совместного участия средств бюджета и частного капитала. Инвестор возлагает на себя обязательства по строительству и финансовому обеспечению строительства источников теплоснабжения. При этом он может вкладывать средства как в муниципальные фонды, так и получить построенные источники в собственность — это более выгодно, так как защищает частные инвестиции. Фонд финансирует строительство и модернизацию инженерных сетей. Результат работы — единовременное решение всех проблем на системе теплоснабжения конкретного населенного пункта. Прецеденты совместного сотрудничества только-только возникли, и теперь наша задача — придать этому процессу системное развитие.

— Кто эти инвесторы? И какие возможности и решения они предлагают?

— В первую очередь это люди, разбирающиеся в энергетике, коммунальном хозяйстве и организации управления. Решения предлагаются различные — от типовых проектов модернизации до ноу-хау. Кроме непосредственно вложения денег в коммунальную инфраструктуру частный инвестор привносит новые способы хозяйствования, построенные на окупаемости бизнеса, возврате инвестиций и качестве оказания услуг. Если конкретно, то проекты, которые на сегодня развиваются в Колывани, Болотном, Мошково, Линево — реализуются при участии ООО «СибТЭК»; площадки в Краснозерском и Чистоозерном модернизируются с участием ООО «Объединенная Сервисная Компания»; по городу Обь инвестор пока не определен и будет выявлен по результатам объявленного конкурса на концессию.

— Оборудование каких производителей устанавливают в новых котельных?

— Основное и главное требование к устанавливаемому оборудованию — оно должно соответствовать требованиям энергетической эффективности. В газовых котельных, как правило, устанавливается основное технологическое оборудование зарубежных производителей, таких как Buderus, Vissmann, Riello, Willo. В котельных, работающих на твердом топливе, используется энергоэффективное оборудование и отечественных производителей — «Бийский котельный завод», «Черепановскферммаш». Сейчас обсуждается проект по модернизации котельной в Линево, где планируется построить мини-ТЭС тепловой мощностью 70 МВт и электрической мощностью 12 МВт. Частный инвестор собирается применить оборудование когенерационной выработки энергии от всем известного концерна GE.

— Существуют ли проектные требования к инвесторам по новым технологиям, оборудованию?

— Поскольку представленные инвестиционные проекты реализуются совместно, то и требования, предъявляемые к проектам, одинаковы для всех участников программы. Применяемое в проектах энергоэффективное оборудование, современные технологии в итоге должны иметь единую цель — достижение ключевых показателей эффективности проекта. А это: надежность (бесперебойность) предоставления услуг, сбалансированность системы коммунальной инфраструктуры, ресурсо- и энергосбережение.

— Сколько проектов уже реализовано?

— В 2012 году полностью реализован проект комплексной модернизации системы теплоснабжения в Колывани на паритетных началах: 50 процентов — средства инвестора, 50 — средства бюджета. В 2012 году начаты еще два проекта в двух райцентрах (Болотное, Краснозерское). Все совместные проекты комплексные и рассчитаны на срок реализации два–три года. Вход в проект такого рода небыстрый по времени и занимает минимум полгода, включая оргмероприятия по передаче муниципального имущества в эксплуатацию, проектирование, создание и утверждение комплексных программ развития территорий и инвестиционных программ. Общая стоимость капиталовложений по совместным проектам в 2012 году составила около 221 млн рублей, в том числе средства частных инвесторов — 109,2 млн. Введено в эксплуатацию 5,8 МВт теплогенерирующих мощностей, построено и модернизировано 9,2 км теплосетей. Сроки окупаемости уже начатых проектов — от семи до десяти лет, в зависимости от конфигурации инвестиционной площадки, объема требуемых инвестиций и объема теплопотребления на конкретной территории. Это очень хороший срок для инвестиционных проектов в коммунальном хозяйстве. По предварительным оценкам, общий объем капвложений в 2013 году составит около 900 млн рублей, что больше 2012 года на 30 процентов.

— Уровень тарифа достаточен для окупаемости инвестиционного проекта?

— Безусловно, инвесторы, вкладывающие свои средства, хотели бы иметь большой тариф. Но они отчетливо понимают, что есть ограничения по его росту, и осознанно идут на вложения с учетом имеющихся тарифов. Окупаемость происходит из тарифной выручки, где сокращаются издержки путем технической и организационной оптимизации, в первую очередь топливо, электроэнергия, потери. Основное требование инвесторов к тарифной политике — чтобы тарифы как минимум не снижались в период срока окупаемости. Что касается долгосрочного тарифообразования в теплоснабжении, пока отсутствует методика по данной схеме и тарифы устанавливаются ежегодно.

— Можно ли оценить экономические результаты привлечения частных инвесторов уже сейчас?

— Пока это делать преждевременно: модернизированные объекты на сегодня не отработали даже одного годового цикла. Пока можно оценивать только качество и бесперебойность теплоснабжения, получаемое потребителями. Но Фонд проводит все необходимые процедуры мониторинга технического состояния и экономических результатов объектов.

— Можно ли говорить о развитии населенных пунктов с появлением новых модернизированных энергомощностей?

— Развитие населенных пунктов должно, прежде всего, определяться генпланами, программами комплексного развития, разработки схем коммунальной инфраструктуры. Реализация наших проектов — это следствие данных планов. Впрочем, есть территории, где в ближайшие годы сложно будет обеспечить активное социально-экономическое развитие, тем не менее, стоит задача обеспечить жителей качественным теплом и водой. Такие проекты модернизации коммунальной инфраструктуры в малых поселениях имеют исключительно социальную направленность, и рассуждать об их окупаемости пока не приходится. Речь идет в первую очередь об экономии энергетических ресурсов и надежности коммунальных систем.

Подготовила Евгения Маркова

Котельные, действующие на территории Новосибирской области
Суммарная мощность котельных НСО
Потребность в топливе на отопительный сезон 2013–2014 годов на коммунально-бытовые нужды НСО

У партнеров

    Реклама