Семь лучших кейсов модернизации ЖКХ

Евгения Обухова
редактор отдела экономика и финансы журнала «Эксперт»
Евгений Огородников
редактор отдела рейтинги журнала «Эксперт»
11 ноября 2013, 00:00

Как отремонтировать теплосети и построить новые котельные, где взять на это деньги и когда вернутся вложения: семь практических примеров

Фото: РИА Новости
Теплосети — благодатная почва для инвестиций

Журнал «Эксперт» собрал и обобщил опыт региональных компаний по модернизации местной тепловой энергетики. Ниже представлены семь примеров такой модернизации.

Притом что эффективные решения для теплового хозяйства сильно разнятся в зависимости от местной специфики, почти во всех представленных кейсах есть общие черты.

Во-первых, это окупаемость. Самый короткий срок возврата инвестиций в тепловое хозяйство — три года, самый долгий — десять лет, в большинстве случаев вложенные средства должны отбиться лет за семь. Такое единство сроков окупаемости позволяет сделать вывод о том, что тепловое хозяйство — сформировавшийся рынок и инвестор может с достаточной степенью достоверности строить прогнозы и просчитывать бизнес-планы.

Во-вторых, полностью подтверждается тезис о том, что установка нового оборудования и обновление фондов позволяют сделать тепловое хозяйство прибыльным просто за счет резкого сокращения потерь в сетях и повышения КПД котлов.

Обозначены работающие формы вложений в ЖКХ: энергосервисный контракт, концессии, долгосрочная аренда с обязательством инвестировать в обновление фондов.

Для того чтобы распространить уже имеющийся опыт модернизации на все регионы, нужно не так уж много: активная позиция региональных властей и долгосрочная стабильность тарифов на теплоснабжение на уровне, гарантирующем возврат инвестиций в местную теплоэнергетику. Подчеркнем, что операторы местной теплоэнергетики, ведущие модернизацию, не нуждаются в росте тарифов, в отличие от поставщиков электроэнергии, а также газа, мазута, угля и прочих видов топлива, которые сегодня являются главными лоббистами ускоренного роста тарифов. Необходимость увеличения тарифов они оправдывают потребностью в инвестициях — но при этом не отвечают за рост эффективности своей деятельности в результате этих инвестиций.

Регион: Приморский край
Субъект: «Примтеплоэнерго»
Суть: переход на местные виды топлива, замена теплосетей

«Примтеплоэнерго» — огромное хозяйство в Приморском крае с годовой выручкой порядка 15 млрд рублей. Оно обслуживает коммуналку практически на всей территории края, а это 500 котельных и 22 водоканала. К тому же объем фондов все время растет: на обслуживание «Примтеплоэнерго» переходят котельные от военных.

Компания ведет серьезную модернизацию теплового оборудования. Например, котельные переводятся с дизеля и мазута на каталитическое сжигание углей. Это уникальная российская технология. Каталитическое сжигание, говорится на сайте разработчика, Института катализа СО РАН, принципиально отличается от горения в традиционном понимании. И если тот же уголь при сгорании дает температуру 1000–1200°С, то при реакции каталитического окисления температура составляет 300–700°С, и при таких температурах передавать энергию тепла удается более эффективно: КПД установок возрастает до 93%, при этом снижаются вредные выбросы, достигается большая степень автоматизации.

Специалисты «Примтеплоэнерго» подготовили концессионное соглашение на строительство 13 котельных на угле с каталитическим сжиганием топлива взамен 25 котельных — 16 мазутных и 9 угольных. Концессия подразумевает, что «Примтеплоэнерго» берет заем на десять лет и строит эти котельные. Взамен местные власти гарантируют закупочную цену в 3320 рубля за Гкал. Тариф на все это время остается неизменным.

Уголь, сжигаемый на котельных «Примтеплоэнерго», местный. В течение последних двух лет на него переводится дополнительно 20 котельных. Объем инвестиций уже составил 840 млн рублей. Экономия на топливе после перевода — 570 млн рублей. С учетом всех расходов такая модернизация окупается за три года.

Внедряют энергосберегающие технологии и на теплотрассах. В старых трубах по Приморью теряется больше 20% тепла, их меняют на трубы «изопрофлекс», позволяющие заметно сократить теплопотери в трубопроводах. Так, было заменено 45% всех сетей от одной из котельных в районе Дальнереченский-1. В результате доля потерь тепловой энергии в сети снижена с 29 до 19%. В Лесозаводском районе заменено 43,3% сетей от центральной котельной, доля потерь тепла снижена с 27,53 до 22,4%. В Находкинском филиале заменено 36% всех сетей. Доля потерь тепловой энергии от общего отпуска в сеть снижена с 16,6 до 6,4%.

Регион: Владимирская область
Субъект: «Владимирские коммунальные системы»
Суть: модернизация теплосетей и котельных. Впервые в региональный проект привлечены средства Инвестиционного фонда РФ

«Владимирские коммунальные системы» (ВКС) — частная компания, выполняющая функции оператора в сфере тепло- и электроэнергетики в городе Владимире и Владимирской области. У ВКС, дочерней структуры «Российских коммунальных систем», в долгосрочной аренде по всей области 6000 км электросетей, 92 котельные установленной мощностью 640 МВт и 538 км теплосетей. Выручка компании — 8,8 млрд рублей, в том числе около 3,77 млрд рублей от теплоснабжения. При этом ВКС зарабатывает прибыль для своих акционеров, в том числе и на тепле. Так, в прошлом году компания принесла около 84 млн рублей чистой прибыли. За последние десять лет износ теплосетей ВКС был снижен с критического 71% до приемлемых 58%.

При реконструкции тепловых сетей используют передовую технологию бесканальной прокладки с применением труб, теплоизоляция которых выполнена из пенополиуретана. Это позволяет минимизировать объемы работ и снижает потери тепла. Кроме того, такие трубы снабжены датчиками утечек, так что неполадки обнаруживаются с высочайшей точностью. Гарантийный срок службы трубы — 30 лет.

Объем инвестиций ВКС в модернизацию тепловой инфраструктуры Владимирской области с 2005 по 2012 год составил 1,1 млрд рублей. В целом за десять лет работы ВКС заменено 58 км тепловых сетей. Главная ставка — эффективность за счет снижения потерь тепловой энергии в трубах. А вместо неэффективных мазутных и угольных котельных в эксплуатацию введены современные газовые блочно-модульные котельные (БМК).

Поставщиком БМК для ВКС стала владимирская компания «Технология тепла». Подрядчик предлагает весь комплекс работ — от создания проекта до пуска газа. Сердце такого модуля, котел, может быть как российским, так и европейским. Насосы — европейские.

Основное преимущество БМК — скорость монтажных работ: возведение объекта занимает около четырех месяцев. Во Владимирской области ВКС построила уже десять БМК. Инвестиционные вложения осуществляются на условиях государственно-частного партнерства, то есть за счет софинансирования со стороны частного инвестора (ВКС) и бюджетных ассигнований, а также с привлечением инвестиций третьих сторон. Так, проект «Развитие системы теплоснабжения Владимира и Владимирской области» получил поддержку Инвестиционного фонда РФ. В рамках программы было построено более 22 км тепловых сетей, а их общий износ снижен до 40%. Кроме того, запущена новая блочно-модульная котельная во Владимире, проведен капитальный ремонт с полной заменой оборудования котельной ПМК-18, расположенной в микрорайоне Юрьевец. Благодаря использованию современных труб удалось добиться экономии порядка 1000 Гкал тепла в год.

Бюджет этой программы — 550 млн рублей. Срок окупаемости — восемь лет.

Регион: Челябинск, Тюмень
Субъект: «Фортум»
Суть: иностранные инвестиции в российскую теплоэнергетику, ставка на когенерацию

Финская компания Fortum пришла в Россию, купив во время реформы РАО ЕЭС России ТГК-10, генерирующую тепло и электричество в уральском регионе. Так Fortum стал единственным иностранным инвестором, который решился вкладывать средства в когенерацию — совместную выработку тепла и электричества в России. КПД обычной газовой или паровой турбины максимум 50%. Парогазовой установки (ПГУ), совмещающей паросиловую и газотурбинную установку, уже ближе к 60%. Если же остаточное в турбине тепло отдавать на отопление, то КПД установки ПГУ может достигать 85%.

Придя в российскую генерацию, Fortum заявил обширную инвестпрограмму, обещая вложить 2,5 млрд евро в строительство восьми энергоблоков в формате ПГУ, четыре из которых уже работают. Строительство остальных, как ожидается, будет завершено к середине 2015 года. Таким образом, мощность ТЭЦ в структуре российского подразделения компании, ОАО «Фортум», в течение пяти лет вырастет на 85%.

Следует отметить крупный инвестпроект в Челябинске — строительство двух энергоблоков на 500 МВт, замещающих мощность старой ЧГРЭС. Проект в стадии реализации. Увеличивая возможности когенерации, «Фортум» строит две газотурбинные установки на Челябинской ТЭС-1. Это повысит мощность станции на 60% и увеличит ее энергоэффективность.

Кроме генерации, активом российского подразделения стали магистральные теплотрассы. «Дочка» «Фортума» — Уральская теплосетевая компания (УТСК) — является ключевым (от 60 до 90%) поставщиком тепловой энергии в Челябинске, Тюмени, Тобольске. Годовой объем реализации тепла «Фортумом» около 22 млн Гкал. В Челябинске компания контролирует 369 км магистральных сетей, в Тюмени — 70 км. Модернизация идет и там и там. Главной целью УТСК является приведение теплосетевых активов к евростандартам. Например, компания намерена сократить тепловые потери в магистральных сетях в Тюмени к 2017 году на 30%, а их аварийность — на 40%. Для достижения этого совместно с областным правительством реализуется инвестпрограмма по развитию сетей. В нее входит ежегодная замена изношенных участков магистральных трубопроводов на трубы с заводской пенополиуретановой изоляцией и системой оперативно-дистанционного контроля увлажнения тепловой изоляции. Еще одна инновация в Тюмени — автоматическая система учета тепловой энергии. Сложное измерительное оборудование необходимо для упорядочения взаимоотношений с контрагентами УТСК. Внедрение подобной автоматизированной системы планируется и в Челябинске в 2014 году. Система позволит взять под контроль реальный отпуск тепла, его потери и сделает этот процесс прозрачным.

Постепенная модернизация теплотрасс в Челябинске и Тюмени идет уже пять лет. Результат обновления теплосетевой инфраструктуры — значительное сокращение потерь теплоносителя (воды в системе). Сегодня в Челябинске они ниже нормативных значений, но сравнения с западноевропейскими показателями все же не выдерживают. Количество циклов обновления теплоносителя в системе теплоснабжения Челябинска — 25 раз в год. Для сравнения: Тюмени — 74 раза в год, Стокгольма — один раз в год. Потери теплоносителя планируется и дальше сокращать. Цель — 15-кратный цикл обновления к 2017 году.

Оптимизируя работу, «Фортум» уменьшает потери в сетях и повышает эффективность генерирующего оборудования, делая ставку на развитие современной когенерации. Такой комплексный подход, считают в компании, дает шансы на снижение платежей за тепло, которые в квитанциях потребителей занимают до 50%. Пока же при более низких, чем в Европе, тарифах на тепло платежи челябинцев сопоставимы с европейскими, а доля расходов граждан на тепло выше, чем, к примеру, в Финляндии. Качественное изменение ситуации зависит от создания эффективной цепи производство — транспортировка — потребление, снижающей финансовую нагрузку на потребителя и риски потери рынка (в силу ухода с него на собственные локальные источники промпотребителей) для генератора.

Экономия на потерях может сделать теплоснабжение самоокупаемым 026_expert_45_2.jpg Фото: РИА Новости
Экономия на потерях может сделать теплоснабжение самоокупаемым
Фото: РИА Новости

Регион: Нижний Новгород
Субъект: ОАО «Теплоэнерго», ООО «ГПБ-Энергоэффект»
Суть: модернизация котельных, реализация крупнейшего энергосервисного контракта

ОАО «Теплоэнерго» — крупнейший поставщик тепловой энергии в Нижнем Новгороде. На долю предприятия приходится более 50% объема услуг по обеспечению теплом и горячей водой в этом городе.

Основная масса объектов «Теплоэнерго» (157 котельных, 301 тепловой пункт, 1830 км трубопроводов) принадлежит муниципалитету и используется «Теплоэнерго» в рамках договоров аренды. Заметная часть эксплуатируемых объектов выработала свой ресурс, многие из них построены в 1950–1960-х, и износ этих теплоэнергетических «динозавров» составляет 63%.

Самих активов немало: установленная тепловая мощность превышает 2,5 ГВт. Ожидаемая выручка от основной деятельности в 2013 году прогнозируется на уровне 8 млрд рублей. В соответствии со структурой затрат 56% получаемого дохода направляется на закупку ресурсов (топливо, электроэнергия и вода). Из-за относительно низких затрат на энергию компании удается зарабатывать пусть и символическую, но прибыль. Для сравнения: в Марий Эл или Удмуртии у теплоснабжающих организаций более 80% всех расходов — закупка энергии, так что о прибыли речь не идет.

Но даже наличие прибыли не позволяет нижегородцам закрывать все потребности в инвестициях. Организации коммунального комплекса не могут брать долгосрочные кредиты на обновление фондов, так как рентабельность активов оставляет желать лучшего. На помощь приходят энергосервисные компании, которые берут на себя финансирование и реализацию проектов, связанных с модернизацией. Отличительной особенностью энергосервисного контракта является то, что затраты инвестора возмещаются за счет достигнутой экономии средств, получаемой в результате внедрения новых технологий. Таким образом, отсутствует необходимость в первоначальных затратах или кредитовании.

В 2013 году «Теплоэнерго» заключило энергосервисный контракт с «ГПБ-Энергоэффект» (входит в группу Газпромбанка). Контракт предусматривает модернизацию 16 котельных Нижнего Новгорода суммарной мощностью около 230 МВт. Срок действия контракта — по 2019 год включительно. «ГПБ-Энергоэффект» будет возвращать вложенные в проект средства за счет экономии ресурсов, обеспечиваемой новым оборудованием. Предполагается, что экономия от модернизации составит 300 млн рублей в год. Затраты инвестора будут возмещаться в течение семи лет. После того как срок действия контракта завершится, котельные продолжат приносить «Теплоэнерго» экономию.

В рамках этого контракта полной реконструкции подлежат котельные с максимально изношенным оборудованием, низким уровнем эффективности и высокой себестоимостью производимого тепла. Реализация проекта обеспечит повышение надежности и качества снабжения теплом жителей Нижнего Новгорода (55 социальных объектов, более 600 жилых домов, в которых проживает около 70 тыс. человек).

Уникальность проекта в том, что в России это первый энергосервисный контракт такого масштаба. При этом решается сразу несколько задач: потребители получат обновленные котельные, надежность и качество услуг вырастут, хотя тарифы останутся прежними. «Теплоэнерго», не вкладывая средств и не наращивая кредиторскую задолженность, получит новые объекты инфраструктуры взамен самых старых и неэффективных.

Проект реализуется в кратчайшие сроки: за летний период 2013 года были выполнены все строительно-монтажные работы, на текущий момент почти все работы по модернизации оборудования 16 котельных завершены, отопительный сезон начат уже на новом оборудовании. В 2013 году «Теплоэнерго» решало серьезную задачу: переход от бесконечного несистемного ремонта и латания дыр к планомерному обновлению оборудования с учетом необходимой модернизации.

В 2013 году компания выйдет на показатель замены тепловых сетей 100 км в год (более 5,5% от протяженности эксплуатируемых сетей), что соответствует нормативному темпу перекладки сетей.

Такие примеры говорят о том, что реализация крупных проектов в теплоэнергетике в существующих экономических условиях возможна.

Регион: Нижегородская область
Субъект: ОАО «Нижегородская теплоснабжающая компания»
Суть: привлечение частного инвестора, переход на местные виды топлива (пеллеты, древесная щепа)

Нижегородская теплоснабжающая компания (НТК) была создана в 2010 году как региональный оператор в сфере коммунальной теплоэнергетики. Деятельность компании началась с Шахунского и Ветлужского районов Нижегородской области, а к 2012 году НТК работала в девяти муниципальных образованиях. По итогам прошлого года выручка компании превысила 750 млн рублей, хотя теплоснабжение этих районов до сих пор остается убыточным бизнесом. В поисках прибыли НТК пришлось повышать свою эффективность.

В первую очередь НТК направила средства на замену старых котельных, работающих на дорогом мазуте, печном топливе и угле. Вместо них было построено несколько новых котельных на местных видах топлива — щепе и древесных пеллетах — суммарной мощностью 48 МВт. Поставщиком котельного оборудования выступили компании из Коврова (Владимирская область).

Переход на щепу позволил снизить удельные затраты на производство тепловой энергии. Экономический эффект от реализации программы составил более 50 млн рублей в год, при этом КПД котельных вырос в полтора раза. Кроме того, сокращение персонала позволило сократить издержки примерно на 550 тыс. рублей в год.

Помимо котельных была проведена реконструкция тепловых сетей, в ходе которой использовались стальные трубы в пенополиуретановой изоляции. За счет применения современной теплоизоляции потери в сетях снижены с 30 до 7–9%. Инвестиции в тепловые сети стали возможны после того, как НТК взяла их в аренду на 25 лет. В целом на модернизацию теплоснабжения в Шахунском и Ветлужском районах Нижегородской области было потрачено более 400 млн рублей. В качестве источников финансирования использованы средства акционеров НТК, а также областного и федерального бюджетов.

Указанный экономический эффект, достигнутый в результате реализации проекта, обеспечивает окупаемость инвестиций менее чем за десять лет. Важно и то, что затраченные средства пошли преимущественно отечественным производителям (импортным является только насосное оборудование). Помимо экономических результатов достигнут значительный социальный эффект за счет перехода на биотопливо, а также более полного использования потенциала лесного комплекса Нижегородской области.

Тем не менее модернизация технических объектов в Шахунском и Ветлужском районах далека от завершения. Пока что здесь обновлено лишь 49,2% генерирующих мощностей и 9,8% тепловых сетей.

Регион: Архангельская область
Субъект: ООО «Емецкое ТСП»
Суть: объединение теплосетей, строительство новых котельных, работающих на местном топливе — технологической щепе

В Холмогорском районе Архангельской области были модернизированы четыре котельные. Прежнее оборудование, установленное в 1960–1970-х годах, было изношено на 100%, что приводило к постоянным авариям: ремонт производился на протяжении всего отопительного периода.

В реконструированных котельных были установлены котлы производства «Автоматик-Лес» (Ковров Владимирской области). КПД новых котлов — 80–85% (старых — 25–30%). Новые котлы работают на биотопливе, тогда как прежним требовался каменный уголь. Доставка угля в Холмогорский район обходится дорого, при этом в Архангельской области имеется достаточная лесосырьевая база.

В качестве примера: Емецкое ТСП проводит реконструкцию котельной «Школа» в селе Емецк с 2011 года. Помимо новых котлов в котельной были установлены теплообменные аппараты «Ридан», что позволило значительно увеличить период безостановочной работы котлов; энергоэффективное насосное оборудование KSB, обеспечивающее длительную безаварийную работу котельной и позволяющее значительно снизить расход электроэнергии. Установлены шкафы управления насосами на базе мягких пускателей и частотных регуляторов Emotron, что позволяет экономить электроэнергию и защитить от перегрузок и поломок новое насосное оборудование, электрические сети и теплотрассы.

Результатом стало снижение расходов на сырье на 27,5%, расходов на оплату труда — на 31,8% и увеличение чистой прибыли на 26,6%.

До модернизации котельная «Школа» в Емецке сжигала около 1300 тонн угля в год, при этом плата за превышение норматива по вредным выбросам составляла 400 тыс. рублей в год. Модернизация котельной позволила существенно сократить платежи за вредные выбросы.

На модернизацию четырех котельных в Холмогорском районе было потрачено 116,3 млн рублей. Все эти средства заемные (кредиты коммерческих банков), бюджетные средства не использовались.

Регион: Архангельская область
Субъект: ОАО «Архоблэнерго»
Суть: модернизация теплового хозяйства путем объединения котельных и их перевода на биотопливо, а также прокладки полимерных труб

«Архоблэнерго» объединило теплосети более 30 котельных в разных районах области, при этом 25 котельных были закрыты. Более выгодным оказалось оставить одну модернизированную котельную на несколько населенных пунктов, связав их новыми трубопроводами. Это позволило снизить издержки на топливо (в труднодоступные Мезенский и Лешуконский районы Архангельской области уголь завозится морем) и избавиться от высоких эксплуатационных затрат, которых требовали устаревшие «кочегарки». В некоторых случаях котельные переводились на природный газ, но в основном — на дрова и отходы деревообработки.

К примеру, в селе Лешуконском из 17 котельных оставлено три, все они переведены с угля на древесину. Это топливо поставляется лесозаготовительными предприятиями области: в основном они продают котельным отходы деревообработки, которые в ином случае приходится утилизировать. Переход на дрова трех котельных обеспечил экономию в 14 млн рублей в год. Вся модернизация теплохозяйства в Лешуконском обошлась в 150 млн рублей. Срок окупаемости проекта — пять—семь лет.

Финансовое решение выглядит следующим образом: ОАО «Архоблэнерго» получает объекты энергетики в аренду на пять лет с обязательством вложить средства в модернизацию котельных и тепловых сетей.

В настоящий момент в аренду «Архоблэнерго» передано 39 котельных Архангельска с теплосетями. 100% акций ОАО «Архоблэнерго» принадлежит правительству Архангельской области. При этом между областным правительством и мэрией Архангельска заключено соглашение, которое предусматривает соответствующую тарифную политику, а также увеличение уставных капиталов компании «Архинвестэнерго», являющейся арендодателем, и «Архоблэнерго» как арендатора котельных. Фактически это обеспечивает возможность возврата инвестиций в модернизацию теплового хозяйства за счет тарифа.