Остаться с теплом

Россия производит больше всего тепла на земном шаре. Её доля в мировом отпуске тепла составляет 44% (для сравнения: в производстве электроэнергии – всего 4,8%). Сам масштаб централизованной системы теплоснабжения (ЦСТ) впечатляет: в неё вовлечены 585 ТЭЦ и более 73 тыс. коммунальных котельных, она охватывает около 80% всего жилого фонда в России, в том числе около 91% городского. В своё время наша ЦСТ была отдельным поводом для гордости, да и сейчас её ресурс не выработан полностью. Однако не может не удивлять, что при таком уровне развития теплоснабжения в России до сих пор отопление включают и отключают по сигналу властей, а не по желанию потребителя, что летнее отключение горячей воды является нормой, что перекладка теплосетей в отдельных городах выглядит непрерывным процессом, а их состояние заслужило, например, Санкт-Петербургу прозвище «столица гейзеров России». Почему каждый год происходят неприемлемые инциденты наподобие аварии на теплоцентрали в посёлке Хову-Аксы в феврале этого года, когда жители остались без тепла и горячей воды в 50-градусный мороз. И почему в России цена на тепло для потребителя находится на хорошем европейском уровне, притом что тариф на тепло для производителя составляет в лучшем случае половину европейского (Финляндия), а то и четверть (Дания).

Пострадавший – когенерация

Советская модель теплоснабжения крупных городов предполагала строительство рядом с крупными предприятиями мощных ТЭЦ, вырабатывающих электроэнергию и тепло в комбинированном цикле (когенерация), которые будут обеспечивать теплом соответствующее производство и город, направляя выработанную энергию в единую энергосистему. Когенерация как технология наиболее эффективна (КПД достигает 90%), но лишь на условии полного отбора тепла – в конденсационном режиме (выработка только электроэнергии) КПД резко падает. В ходе энергореформы ТЭЦ и магистральные теплосети в регионах были объединены в территориальные генерирующие компании (ТГК) и проданы инвесторам. Предполагалось, что в отличие от оптовых генерирующих компаний (ОГК) они должны будут получать выручку не только с рынка электроэнергии, но и с рынка тепла, с реформой которого, впрочем, торопиться не стали.

Как показала практика, очень зря: выручка теплового бизнеса в том виде, в котором он существует, не покрывает для ТГК поддержание работоспособности магистральных теплосетей. Доказательством этого могут служить отрицательные результаты теплового сегмента подавляющего большинства ТГК. Как сообщается в презентации Минэнерго, в 2011 году отрицательный EBIT по теплу ТГК-1 составил 1,2 млрд рублей, ТГК-2 – 683 млн рублей, «Квадры» – 473 млн рублей, ТГК-5 – 1,56 млрд рублей, ТГК-6 – 1,69 млрд рублей, ТГК-7 – 2,47 млрд рублей, ТГК-9 – 2,15 млрд рублей, «Фортума» – 702 млн рублей, «Кузбассэнерго» – 1,04 млрд рублей и ТГК-13 – 728 млн рублей.

Между тем теплосети продолжают стареть. 68% сетей отслужили более 25 лет, доля сетей, нуждающихся в замене, достигает около 30%. Аварии учащаются: в отопительный сезон 2012–2013 годов из всей энергетической инфраструктуры только теплосети показали положительную динамику аварийности – количество крупных аварий на них возросло на 58%, до 142%.

Теряем по дороге

У коммунального потребителя тезис о том, что в тарифе нет денег на перекладку теплосетей, может вызвать удивление: ведь конечная цена на тепло для домохозяйства весьма высока (а именно домохозяйство – основной клиент поставщиков тепла: 75% отпуска приходится на население, коммунально-бытовой и непромышленный сектор). В платёжке семьи на тепло (включает отопление и горячее водоснабжение) приходится более 50%. В абсолютном выражении конечная цена тепла в пересчёте на квадратный метр жилплощади в России – 291 рубль – уже превысила уровень Швеции (183 рубля) и Финляндии (259 рублей) и постепенно приближается к показателям Латвии и Дании (358 и 369 рублей соответственно). Причём следует учесть, что цены на газ в России, транслирующиеся на тепловой тариф, заметно ниже, чем в соседних странах. И если пересчитать местные цены на газ на российские, окажется, что уровень всех этих стран уже превышен, за исключением Швеции, где ТЭЦ на газе не работают.

Но вместе с тем отпускная цена на тепло – то, сколько генератор получает за 1 Гкал, – заметно ниже европейской. Средний уровень по России – 1122 рубля за Гкал, тогда как датские генераторы за ту же гигакалорию получают 4611 рублей, шведские – 3049 рублей, латышские – 2559 рублей и финские – 2385 рублей.

Дело в том, что конечная цена для потребителя есть произведение тарифа на объём потребления. И хотя к тарифу есть замечания, о чём речь пойдёт позже, на первый план выходит объём. Для того чтобы отопить одинаковую площадь, мы тратим в 1,4–1,9 раза больше тепловой энергии, чем балтийские страны, и в 2,5–4 раза больше, чем страны Скандинавии. Согласно анализу «Фортума», в Хельсинки до потребителя доходит 80% от произведённого тепла, а в Челябинске – 40%. Десятая часть общего объёма теряется в процессе генерации: 30% при передаче и распределении, ещё 20% съедаются самими домами. Дома у нас с точки зрения теплосбережения архаические, причём речь идет не только о ветхом фонде, но и о новостройках. Жители также не экономят тепло, регулируя температуру открытием форточки. И огромные потери образуются в теплосетях: по данным Минэнерго, в России они составляют 20–30% при европейской норме в 6–8%.

Жжём лишнее

Но потери – это не единственная причина того, что тепла производится в разы больше, чем потребляется. Перепроизводство тепла стимулируется существующим подходом к тарифному регулированию: тепло оплачивается генератору по принципу «затраты плюс», что, в частности, означает: сколько бы топлива ты ни сжёг для генерации одной гигакалории, твои затраты будут возмещены за счёт тарифа. Причем по газу они возмещаются в полном объёме, а по углю – с учётом индексов-дефляторов Минэкономики, существенно занижающих реальную рыночную цену. Но угля, в отличие от газа, в структуре топлива тепловой энергетики в России мало: всего 27% у электростанций и 14% у котельных, тогда как в энергетике США доля угля – 66%.

Относительно низкие цены на газ, полностью попадающие в тариф на тепло, стимулируют рост числа котельных (в первую очередь мелких котельных ЖКХ), не заинтересованных в топливной экономии и оттягивающих на себя объёмы потребления. За 11 лет количество мелких котельных выросло на 20%. 76% российских котельных – газовые, и их доля постоянно растёт: в период с 2000 до 2011 года число котельных на газе увеличилось на 57,6%. А отпуск тепла на ТЭЦ неизменно сокращается. За 20 лет он упал в полтора раза, сообщает Минэнерго.

В отличие от котельных когенерация не получает возмещения своих операционных затрат в полном объёме, поскольку тарифные органы исходят из логики, что часть затрат возмещается ТЭЦ за счёт работы на рынке электроэнергии. И средний тариф по России складывается из неравноценных компонентов. Так, отпускная цена на тепло в Челябинске – 799 рублей за Гкал, на котельных в соседнем Копейске – 1380 рублей. Такая же разница в тарифах между когенерацией и котельными в других регионах. В Саратове средний тариф ТЭЦ – 499,9 рубля за Гкал, а средний по котельным – 1000 рублей. Ещё хуже обстоит ситуация в Краснодарском крае. Так, тариф на коллекторе Краснодарской ТЭЦ – 791 руб/Гкал, а у котельных ОАО «РЭУ» (структура Минобороны) в том же Краснодаре – 4259 руб/Гкал.

При этой разнице в тарифе нагрузка на ТЭЦ в виде необходимости поддержания магистральных теплосетей компенсируется за счёт рынка электроэнергии. Но, закладывая эти затраты в свою заявку на рынке мощности, компании оказываются в невыгодном положении с точки зрения конкуренции и вытесняются за пределы рынка в сектор «вынужденной» генерации. «Вынужденные» генераторы – станции, готовые к выводу из эксплуатации, но не получающие на это разрешения в первую очередь из-за задействованности в теплоснабжении жителей. Их существование, оплачивающееся вне рынка через высокую ставку на мощность, в свою очередь повышает общую цену мощности. И реформа рынка электроэнергии (Минэнерго должно представить целевую модель в правительство до 1 сентября) невозможна без изменения ситуации в тепле.

Что ЕТО такое

По мнению Минэнерго, ситуацию необходимо исправлять немедленно, пока это ещё возможно. «Если мы пропустим ещё несколько лет, – сказал в интервью «Коммерсанту» замминистра энергетики Михаил Курбатов, – то, боюсь, нам потом придётся принимать беспрецедентные меры по финансированию теплоснабжения за счёт средств федерального бюджета, которых на решение этой задачи нет».

В этом году реформа теплоснабжения названа одной из пяти приоритетных задач для Минэнерго. Не позднее конца года планируется принять два комплекса мер. Первая мера – назначение в регионах единых теплоснабжающих организаций (ЕТО). ЕТО – аналог гарантирующего поставщика в электроэнергетике, обязанный продать тепло любому обратившемуся потребителю в зоне его ответственности. Но вместе с этой обязанностью, к которой добавляется единоличная ответственность за надёжность, бесперебойность и качество теплоснабжения в регионе, ЕТО получает широкие права. Так, она выбирает, какого производителя тепла загружать, как оптимизировать передачу, как модернизировать теплоснабжение. Именно с ней рассчитывается потребитель, а она лишь потом – со смежными организациями. ЕТО как концепция существовала и в ФЗ «О теплоснабжении», но фактически они не назначались. Дело в том, что согласно действующему законодательству сначала местные власти утверждают схему теплоснабжения, и лишь потом можно назначать ЕТО. Это породило ситуацию, когда муниципальные власти умышленно саботировали утверждение схем: им невыгодно, чтобы статус ЕТО получила не аффилированная с ними организация. Сейчас государство планирует дать возможность назначать ЕТО до утверждения схемы теплоснабжения и поручать разработку ей, тем самым устранив возможность для саботажа.

В тесной связке с утверждением ЕТО идёт вторая мера – установление тарифа альтернативной котельной. Схема альтернативной котельной предполагает, что потребитель получает тепло по фиксированному тарифу, который рассчитывается на основе наименьшей цены, по которой он бы получал тепло, если бы строил собственную котельную. Тариф альткотельной рассчитывается на основе ряда эталонных показателей, в том числе капитальных и эксплуатационных затрат, коэффициента использования топлива, регионального поправочного коэффициента, стоимости топлива в конкретном населённом пункте и пр. Эта цена и является максимумом, по которому ЕТО отпускает тепло потребителю, и в отличие от сегодняшней схемы никаких тарифов на отпуск тепла для его генератора не устанавливается. Регулируется только конечная цена. В рамках этой цены ЕТО может действовать так, как заблагорассудится, обеспечивая, впрочем, потребителю качество и надёжность оказания услуги. Если потребитель не удовлетворен, он будет иметь право предъявить претензии ЕТО и вне зависимости от того, на участке ли ЕТО произошёл сбой, или в этом виноват другой элемент сети, ЕТО должна будет ответить деньгами.

Но тариф альтернативной котельной окажется в большинстве случаев выше, чем действующий. Поэтому не планируется вводить его одномоментно. Предполагается, что к уровню альткотельной в большинстве регионов перейдут в 2016–2022 годах. В этом же году планируется запустить около десяти пилотных проектов в крупнейших городах, в том числе в Москве и Петербурге. По их итогам будет принято решение, как дальше развивать эту систему.

Уже появились и другие сигналы об улучшении ситуации. Так, в июле премьер Дмитрий Медведев поручил рассмотреть возможность убрать тарифное регулирование из отношений производителя и потребителя пара. Промпотребители пара, которые в большинстве своем ушли из централизованной системы теплоснабжения, могут вернуться, если ТЭЦ сможет с ними торговаться и заключать долгосрочные договоры, а не предлагать по негибкому тарифу. Эту идею единодушно поддерживают и потребители, и генераторы: там, где тарифное регулирование бессмысленно, его нужно убрать, предоставив возможность договариваться сторонам напрямую. Тем более что ничьи интересы, кроме производителя и потребителя, их торг не затрагивает.