Модель теплоснабжения устарела: что дальше?

Авторы: Сергей Пикин,Андрей Листовский, к. э. н.

Инвестиции в тепло с точки зрения тарифного регулирования

Анализ годовой бухгалтерской отчётности ТГК показывает, что рентабельность их операционной деятельности в последние годы не превышала 9–10%, что заметно ниже средней по генерации. При этом основной причиной столь низкой доходности ТГК является необоснованное тарифное регулирование по теплу. Анализ рентабельности производства тепла показывает, что практически все ТГК по этому виду бизнеса работают в убыток – отрицательная рентабельность в последние годы в среднем составляла от -6% до -8%.

Низкая доходность ТГК негативно сказывается на их инвестиционных возможностях. В условиях роста общей инвестиционной активности в электроэнергетике в последние 5–7 лет капиталовложения ТГК остаются стабильными в текущем выражении, но в реальном исчислении (с поправкой на инфляцию) их годовой объём снизился примерно на треть.

С одной стороны, низкая рентабельность не позволяет компаниям аккумулировать значительные инвестиционные ресурсы из прибыли. Доля прибыли в суммарных инвестициях ТГК в среднем за период была немногим более 10%. С другой стороны, этот же фактор не позволяет обеспечить стабильный уровень дивидендов, что ограничивает возможности для привлечения инвестиционных ресурсов за счёт дополнительного акционерного капитала.

Другой внутренний источник инвестиций – амортизационные отчисления, также достаточно ограничен по величине. Это связано во многом с заниженной базой для их начисления, поскольку при формировании ТГК первоначальная стоимость, как правило, принималась по остаточной стоимости уже весьма изношенных активов. Вклад этого источника по отдельным ТГК в разные годы оказывался существенно ниже из-за неравномерности инвестиций при реализации крупных инвестиционных проектов в рамках договоров поставки мощности (ДПМ).

Ввиду ограниченности собственных финансовых ресурсов для финансирования капиталовложений в рамках инвестиционных обязательств по программе ДПМ ТГК были вынуждены идти на массированное заимствование капитала – как правило, в форме краткосрочных и долгосрочных кредитов.
Анализ ретроспективной динамики показывает, что реализация масштабных инвестиционных программ, простимулированная государством через механизм ДПМ, оказалась неадекватной финансовым возможностям ТГК в действующих условиях ценообразования. В условиях дефицита собственных средств практически все компании были вынуждены наращивать свои кредитные обязательства, по сути достигнув предела кредитоспособности.

Инвестиции в тепло с точки зрения надёжности оборудования

При сохранении существующих тенденций просматривается два сценария развития ситуации. В первом сценарии «выживания в рынке» ТГК будут сталкиваться с прогрессирующим старением оборудования, нарастанием рисков его надёжной работы. Снижение этих рисков потребует всё больших объёмов ремонтных затрат на электростанциях и находящихся на балансе тепловых сетях, однако возможности такой «растянутой во времени» модернизации будут всё равно ограничены объёмом выручки, формируемой на рынке электроэнергии, мощности и тепла.

По сути данный сценарий, уже реализуемый на практике, как показывает статистика, ведёт к серьёзному повышению аварийности теплоснабжения, особенно в части тепловых сетей. По данным Минэнерго России, в 2015 году количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях, эксплуатируемых субъектами электроэнергетики (ТГК и АО-энерго) в течение отопительного периода 2014–2015 гг., увеличилось на 16% по сравнению отопительным периодом 2013–2014 гг. и достигло 1122, из них 53 ситуации сопровождались перерывами в теплоснабжении свыше 24 часов.

Во втором сценарии «ухода с рынка» ТГК будут принимать решения о прекращении работы в ко-генерационном режиме с переводом ТЭЦ в режим котельной или досрочным закрытием станции и перенесением тепловой нагрузки на другие местные источники тепла (котельные). Однако при этом на другую часть сектора теплоснабжения переносится и инвестиционная нагрузка по модернизации и расширению мощности котельных, переконфигурации и обновлению магистральных и распределительных тепловых сетей.

Особенности сегмента тепловых сетей и тепловых котельных

В отличие от электростанций, производящих тепло совместно с электроэнергией, сегменты тепловых сетей и котельных являются наиболее критическими с точки зрения надёжности теплоснабжения потребителей. Если электростанции могут зарабатывать на оптовом рынке электроэнергии и мощности, тепловые сети и котельные целиком находятся в сфере тарифного регулирования местными органами власти, как правило – годового и часто не соответствующего реальным затратам на поддержание эксплуатации, капитальный ремонт и своевременную замену полностью изношенных и ветхих сетей.

Результатом этого является целая цепочка эффектов:

• прогрессирующий рост среднего возраста основных фондов в теплоснабжении;по оценкам Минэнерго России, 68% теплосетей имеют 100%-но физический износ;
  
• рост аварийности, прежде всего – на изношенных участках сетей; по данным Минэнерго России, количество аварий только на магистральных сетях выросло с 266 случаев/тыс. км в сезон 2007–2008 гг. до 387 случаев/тыс. км в 2013 г., то есть на 45%;
• как следствие – новые затраты на дополнительное, компенсирующее потери, производство тепла. Такая «отрицательная» обратная связь способствует росту затрат в теплоснабжении и усиливающемуся расхождению с тарифными ограничениями.

В России для типовых населённых пунктов количество аварий в тепловых сетях ежегодно растёт и кратно превышает показатели аналогичных систем в других странах.

Неизбежен ли переход на новую экономическую модель тепловой энергетики?

Сохранение существующих тенденций на рынке тепла без финансовой возможности продолжать масштабную модернизацию приведёт к прогрессирующему старению оборудования, нарастанию рисков его надёжной работы. Проблема касается не только генерирующих мощностей, но и сетевой инфраструктуры по передаче тепла от ТЭЦ к потребителям.

На передачу и распределение тепла приходится до половины затрат и более половины инвестиций в сфере теплоснабжения. Очевидно, что деградация производственного потенциала ТЭЦ в условиях хронической убыточности на рынке тепла может привести к перераспределению тепловой нагрузки на котельные и потребует ещё более масштабной модернизации и переконфигурации тепловых сетей. Это в итоге заставляет снова возвращаться к вопросу новой ценовой политики на рынке тепла и хозяйственной модели управления теплоснабжением, создающей, с одной стороны, базу для дополнительных инвестиционных ресурсов (собственных и внешних), а с другой стороны – обеспечивающей сдерживание роста удельных операционных и инвестиционных затрат на единицу продукции, доводимой потребителям с меньшими потерями и более высокой надёжностью.

Нарастающий дисбаланс между инвестиционными требованиями и инвестиционными ресурсами становится всё более серьёзной проблемой для сектора теплоснабжения. Сможет ли отрасль теплоснабжения перейти на экономическую модель альтернативной котельной или будет выработана другая модель, покажет время. Однако действующая модель не справляется с задачами воспроизводства основных фондов и энергоэффективности. Нужна новая модель взаимодействия в отрасли.

Развёрнутая информация по данному вопросу содержится в отчёте Фонда энергетического развития «О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации».

18 апреля 2016 в 18:14