Сейчас кажется, что реформа электроэнергетики проходила легко. Легко — по сравнению с реформой теплоэнергетики. Причина, скорее всего, заключается в том, что в реформе электроэнергетики все стороны — и производители, и потребители — были в основном профессионалами. В теплоэнергетике это не так. Тепло в основном потребляют в быту. От его поставок и цены напрямую зависит уровень и качество жизни каждого человека. Поэтому в реформе теплоэнергетики сразу стало слишком много политики. И из-за этого, несмотря на очевидно нарастающую угрозу перехода системы в нерабочее состояние, за десять лет никто не решился начать системную модернизацию отрасли.
Однако реформа теплоэнергетики далеко не только политический вопрос. Это прежде всего вопрос технологический. Не погрузившись в технологические нюансы работы системы, нельзя «сочинить» реформу. И наоборот, при погружении в технологию оказывается, что задача модернизации решаема. Более того, срок её окупаемости обозрим — всего семь лет. И за пределами этих семи лет рядовые граждане России могут не только получить работающую без аварий систему, но и постепенно снижать оплату за тепло. О технологической тактике такой модернизации мы беседуем с Александром Вилесовым, директором по экономике и тепловым узлам группы «Т Плюс».
А.В.: Я бы хотел начать с того, что цена тепла в России низкая. Для конечного пользователя — домохозяйства — она составляет в среднем 1300–1500 рублей за гигакалорию. Удобно перевести их с помощью эквивалента в мегаватт-часы, и тогда мы получим, что цена одного мегаватт-часа тепла — 1118–1290 рублей. А электрический мегаватт-час для жителей России стоит в среднем 3500 рублей. То есть за единицу энергии в виде тепла домохозяйство платит в два с половиной раза меньше, чем за электричество. Тепло централизованной системы теплоснабжения должно быть дешевле, поскольку альтернатива — электроотопление, но дешевле в других соотношениях, поскольку при таких ценах на тепло модернизация неосуществима.
В результате мы имеем такую цену товара, что отрасль теплоснабжения сама себя воспроизводить уже не может. Возьмём отчёт любой компании за последние десять лет и увидим, что теплосеть модернизируется на два-четыре процента в год, что при существующем уровне изношенности мало. И раз так дела обстоят у всех — значит, это не злой умысел, а просто деньги тратятся ровно в том объёме, в котором они зарабатываются.
Иначе говоря, денег на простое воспроизводство отрасли теплоснабжения нет или не хватает. Однако, по нашим оценкам, из 2,5 триллионов рублей оборота отрасли теплоснабжения, который формируется из платежей потребителей, порядка 800 миллиардов выбрасываются буквально в воздух, так как за счёт изношенной инфраструктуры примерно 20–25 процентов тепла теряется. Если рассуждать логически, то, устранив эти 25 процентов потерь и сохранив тот же оборот, мы получим проект с очень хорошим сроком окупаемости. Компания «Т Плюс» — один из ключевых игроков отрасли. Есть ли у вас оценки инвестиций, необходимых для её полноценной модернизации, того, какие решения должны быть внедрены и будет ли окупаем этот процесс?
А.В.: Мы считаем, что модернизация окупится [табл. 1]. Но нужно совершить три последовательных шага. Первый шаг — учёт. Второй — установка индивидуальных тепловых пунктов (ИТП). Третий — модернизация тепловых сетей.
Учёт чего?
А.В.: Учёт того, сколько тепла и где теряется и потребляется. Сегодня многим кажется, что учёт есть, но в современном понимании его нет. Учёт — это значит, что мы точно знаем, сколько тепла отпущено из каждого источника в городе и сколько попало к потребителю. Надо охватить учётом все точки потребления и достаточное количество точек передачи внутри сети.
Это позволит непрерывно наблюдать, что происходит в сети. Для начала мы сможем отделить коммерческие потери от технологических. Когда мы точно узнаем, сколько мы теряем по технологии, то возникнет решаемая технологическая задача c известными значениями вложений и получаемым эффектом и отдельно коммерческая задача по взысканию долгов или устранению переплаты. Мы узнаем, где выставлены неправомерные счета за тепло: где-то меньше, чем должно выставляться, где-то больше. Сейчас многое перекошено, и мы не можем делать следующий шаг, пока нет контура учёта, когда независимый оператор учёта автоматически собирает всю информацию с приборов учёта, гарантируя её достоверность, и размещает в открытом доступе у себя на сайте, а жители, городская администрация, участники рынка могут в любой момент в режиме реального времени видеть, кому, сколько и за что начисляются счета, включая штрафы за несоблюдение параметров качества.
Сегодня такой системы учёта нет?
А.В.: Очень немногие города имеют более или менее современную систему учёта, таких мест в России обидно мало. Например, наш микрорайон Академический в Екатеринбурге, «город под ключ». Там сейчас проживает более 60 тысяч человек. И там есть учёт не только на входе в дом, но и тепловой учёт по квартирам. Всё видно из единого пункта: сколько потребляют, кто платит, кто нет. Но в чём там был прорыв? Сразу правильно проектировали систему теплоснабжения, всю инфраструктуру. Она состояла, во-первых, из учёта. Во-вторых, каждый дом работает с использованием индивидуальных тепловых пунктов, внедрение которых мы сейчас активно поддерживаем. Из-за этого потребление тепловой энергии на квадратный метр уменьшается, и потребитель получает возможность устанавливать комфортную температуру у себя в помещении. И третий этап — надо проложить нормальную распределительную сеть, которая позволит с минимальными потерями доставить тепло от источника до конечного потребителя. Вот три мероприятия, которые позволяют с максимальным эффектом производить и передавать тепло и таким образом сделать проект модернизации окупаемым.
Почему важно делать всё последовательно?
А.В.: Объём модернизации сети, которую надо будет фактически заново проектировать, сильно зависит от того, какое оборудование установлено у клиента. Если у клиента есть ИТП, то это один объём сети, нет — он будет больше. То есть наличие ИТП заметно повышает эффективность модернизации сети.
Если мы реализовали все три элемента, что происходит с ценой и размером платежа? Ведь объём потребления тепла становится существенно меньше.
А.В.: Если исходить из необходимости окупить проект, то надо сохранить платёж и соответственно снижению потребления поднять цену. Но, по моим оценкам, примерно через семь лет будет обеспечен возврат инвестиций и можно будет уже снижать платёж, так как система теплоснабжения будет работать с большей эффективностью.
А кто будет расплачиваться?
А.В.: Собственники оборудования, повышая эффективность своего потребления. Это могут быть и жильцы, и управляющие компании, и муниципалитеты, которые сделают свою жизнь более комфортной и энергоэкономной, а своё жильё — более ценным.
Чтобы уточнить: как мы поднимаем тариф — параллельно падению поставок тепла, чтобы не изменять платёж? То есть снизили поставки на десять процентов — подняли тариф на десять процентов? Или сразу поднимаем тариф, а потом ждём падения платежа?
А.В.: Первый вариант. Если мы сейчас схему инвестирования сможем «собрать», зафиксируем платёж и продлим его, допустим, на семь лет, то за эти семь лет вся программа окупится, потому что потребление при этой схеме упадёт как минимум на 20–25 процентов.
Вы так уверенно говорите, уже проверяли?
А.В.: Абсолютно репрезентативный пример — наш Академический район в Екатеринбурге. Там документально зафиксировано, что потребление заметно меньше, чем по другим клиентам компании. А если нам не хватает примеров в отчизне, то можем оглянуться на бывший Советский Союз, например, на Ригу, и увидеть, что там тоже удельное потребление снизилось. В Риге ИТП начали ставить 15 лет назад, и сейчас они снизили потребление.
Эти три меры решат 80 процентов проблем отрасли теплоснабжения. Оставшиеся 20 процентов — это генерация, которую надо просто модернизировать так, чтобы она работала по теплофикационному (когенерационному) циклу.
Топология генерации
Что значит «по теплофикационному циклу»?
А.В.: Проблема современных ТЭЦ в том, что они высокоэффективны и их нормальная конкурентоспособность на рынке электроэнергии возникает, только если блок, вырабатывая электроэнергию, одновременно производит тепло. А в реальности ТЭЦ половину года не производят тепло. Экономически важно, чтобы мощность в мегаваттах на город была рассчитана таким образом, чтобы она точно соответствовала величине потребления тепла. Большие установки, для эффективной работы, должны круглогодично производить примерно одинаковое количество тепла, а надо, чтобы зимой система работала, соответствуя зимним потребностям, а летом — летним. Если мы переведём это в график, то это значит, что в зоне А поработали, а в зоне Б — перестали работать [рис. 1].
И вот если смотреть на эту схему, то нижняя часть, постоянно потребляемая мощность, — это зона эффективной когенерации (ТЭЦ), а верхняя — пиковая зона — это зона котельных. Зимой включили, сняли тепло, летом выключили.
Если станциями пытаются покрыть все потребности, то в зоне А они работают эффективно, а в зоне Б неэффективно. В зоне А у них расход, например, 270 граммов топлива за киловатт-час, а в зоне Б — 440 граммов за киловатт-час. Соответственно, в зоне Б везде убытки. То есть ниша ТЭЦ ограничена тем диапазоном мощности, где город всегда может потребить и тепло, и электричество.
Но у нас же полно ТЭЦ. Когенерация была гениальной придумкой Советского Союза… И что с этим делать?
А.В.: «Сжимать» мощности под потребности теплового рынка. Грубо говоря, всё зависит от размера города, в котором мы проводим модернизацию. Возьмём три типа городов: 200 тысяч, 500 тысяч и миллионник. Мы считаем, что есть уровень необходимой для города мощности, где эффективна когенерация. Этот уровень примерно одинаковый для всего мира, и это примерно 40 мегаватт мощности.
Такая мощность может обслужить город в 200 тысяч человек. И что бы ни произошло, эта мощность всегда будет загружена и эффективна. Но таких маленьких установок у нас почти нет. В любом 200-тысячном городе построены ТЭЦ, у которых единица мощности составляет 100 мегаватт. И их ещё и пять штук. То есть даже если мы остановим четыре установки, всё равно мощность будет избыточная для города, а значит, нерентабельная. Если у нас есть ТЭЦ, мы можем закрыть всё лишнее, договориться со всеми участниками, что летом все закрывают свои котельные и тепло забирается с ТЭЦ, а зимой все подключаются. Однако в существующих правилах это сложно.
Почему?
А.В.: Потому что главные заинтересованные лица как раз в том сегменте, который летом избыточен. Это локальные котельные с высоким тарифом. Типичная ситуация: в городе средний тариф — 1300 рублей за гигакалорию. Но в этом «среднекотловом» тарифе местные котельные имеют отпускную цену 1800–2300 рублей. А ТЭЦ — 800–1000 рублей.
Но, тем не менее, в варианте 500-тысячника ТЭЦ должна договориться с котельными, чтобы они не работали.
А.В.: Конечно, но только не работали летом. И это экономически целесообразно для всех. Но надо делать так, чтобы котельные тоже были эффективны. И пусть у них цена будет выше. Допустим, мы по 800 рублей за гигакалорию будем работать 12 месяцев в году от ТЭЦ. Те, кто работает шесть месяцев, — по 1200 рублей, а самые пиковые, которые работают всего полтора-два месяца, — по 2300. Тогда и потребитель будет в выигрыше, так как в итоге средняя цена окажется ниже.
То есть в миллионниках котельные не нужны?
А.В.: Не в таком количестве, как сейчас. И ещё важно размещение источников энергии в зависимости от рельефа города и затрат на транспортировку тепловой энергии. Технологически всегда есть альтернатива: котельные или теплосеть.
Оценки стоимости модернизации
Есть ли оценки, сколько требуется денег для модернизации сети и какой будет эффект?
А.В.: Есть. По нашим оценкам, любой дом с современным ИТП и учётом — это примерно два миллиона рублей инвестиций в оборудование (без сети). Клиенту эту цифру «нести» достаточно легко. У нас, к счастью, много типовой застройки, и для того, чтобы поставить ИТП в пятиэтажном доме, требуется скинуться один раз по 25 тысяч рублей с квартиры, а в домах высоких, соответственно, 15 тысяч. Обе цифры сопоставимы с ценой современного мобильного телефона.
Но потери же у нас формируются прежде всего в сетях, так как трубы «гнилые». Разве не так?
А.В.: Да, и там тоже. Поэтому мы и говорим о третьем шаге — модернизации теплосетевого комплекса.
Если говорить не только об индивидуальных тепловых пунктах, но и об инвестициях вообще, сколько нужно денег, чтобы ликвидировать все потери?
А.В.: У нас есть примерные расчёты на город-миллионник. Всего потребуется около 50 миллиардов рублей. Из них половина — на стороне клиента (ИТП и учёт). Треть составляют распределительные сети. Остальное — магистральные сети и оптимизация топологии сети.
При этом общий эффект от модернизации после её завершения — чуть более десяти миллиардов рублей экономии в год. Отсюда и срок окупаемости при сохранении платежа — семь лет. Важная оговорка: этот расчёт не учитывает стоимости денег, то есть процента. Чем выше будет процент, тем дольше будет окупаемость и выше цена вопроса.
Если масштабировать эту оценку на всю Россию, то нужно 2,8 триллиона рублей. Это примерно годовая выручка отрасли. Сам процесс инвестиций нельзя осуществить мгновенно, он растянется примерно на пять-семь лет. Эффект будет почти 700 миллиардов годовой экономии. Он, конечно, возникнет не сразу, но жители получат возможность настраивать температуру индивидуально для дома, подъезда, квартиры и забудут о продолжительных перерывах горячего водоснабжения в летнее время.
И такие инвестиции можно делать, сохраняя размер платежа и повышая тариф вместе с падением потребления?
А.В.: Не по всей стране.
Почему?
А.В.: Надо признать, что объём потребления на квадратный метр часто связан с тем тарифом, который на территории работает. И там, где тариф 1300 рублей за гигакалорию, уровень нормативов потребления часто просто огромный. Но мы на старте не знаем, то ли он «физичен» там, то ли нет. Может быть ситуация, что там уровень потребления установлен какой-то невероятный совершенно — приборов-то нет, и тариф ещё низкий. Поэтому мы и говорим, что сначала нужен учёт. Когда процесс начнётся, то может выясниться, что столько никто не потребляет, и уровень потребления резко упадёт, тогда симметричного роста тарифа может не хватить.
Последний вопрос. Откуда планируются инвестиции — выпуск облигаций, привлечение кредитов?
А.В.: Мы считаем, что надо искать схему, где клиент финансирует улучшение качества своей жизни и капитализирует вложения в своё новое имущество. Мы не можем финансировать клиентскую сторону, нам нечем её финансировать, да и это деньги клиента, и оборудование клиента, и эффективность клиента. Здесь мы бы хотели выступить как держатель технических стандартов и гарант получения максимальных эффектов, а также управлять проектом в той части, чтобы он был синхронен и соразмерен мероприятиям в тепловой сети и сети водоснабжения.
Мы готовы с финансовыми партнёрами искать механизмы финансирования сетей — распределительных и магистральных. Часто надо вместе с тепловой сетью модернизировать и сеть водоканала. Но мы будем привлекать финансовые ресурсы таким образом, чтобы не нагружать дополнительно баланс компании, потому что всё своё «кредитное плечо» мы задействовали для договоров на поставку мощности (ДПМ) и сейчас должны возвращать кредиты.
Главное, что нужно, — долгосрочное правило, которое не будет меняться на протяжении десяти лет. Если есть такое правило, то для всех участников рынка всё становится предсказуемо. Можно использовать лизинговые схемы при закупке оборудования. Мы сможем заключать долгосрочные соглашения с компаниями на модернизацию актива, разделяя риски с поставщиками. Например, насосная станция в сети: кто-то строит её за свои деньги, а мы заключаем долгосрочный контракт, что гарантированно в рассрочку оплатим эти услуги по согласованной цене, потому что есть правило. Будет правило — заработают рыночные механизмы и выстроятся взаимовыгодные контрактные взаимоотношения инфраструктурных компаний, поставщиков, потребителей. Ничего невозможно сделать в условиях, когда нет правил, когда никто никому не верит, когда длина планирования не более одного года.
