Реформа рынка тепловой энергии

Реформа рынка тепла, предлагаемая Минэнерго, не приведет к инвестициям в отрасль, но почти наверняка вызовет рост тарифов. Тогда как модернизация теплового хозяйства уже идет — и для ее поддержки достаточно лишь стабильных тарифов и широкого спектра схем финансирования.

Министерство энергетики РФ представило на общественное обсуждение поправки к Закону о теплоснабжении. Предлагается в пилотных городах (а потом и во всех остальных) создать Единые теплоснабжающие организации (ЕТО), которые будут за свой счет закупать тепло у производителей. Приобретая тепло по самой выгодной цене, ЕТО, по замыслу Минэнерго, смогут экономить, а высвободившиеся средства направлять на модернизацию оборудования и теплотрасс. При этом цены на тепло ограничат предельным тарифом «альтернативной котельной» — это цена на тепловую энергию для потребителя, при которой окупается проект строительства новой автономной котельной, независимой от централизованных источников. Законопроект Минэнерго предполагает, что у потребителя есть выбор: либо покупать тепло у ЕТО, то есть быть подключенным к централизованной системе теплоснабжения, либо построить свою котельную и производить тепло самому.

Если говорить более широко, то Минэнерго предлагает реформировать рынок тепловой энергии по принципу, схожему с тем, как реформировалась электроэнергетика. При реформе РАО ЕЭС предполагалось, что достаточно отпустить тарифы, создать конкуренцию в доселе монопольном секторе, сделать все компании рыночными — и в отрасль потекут инвестиции, а конкуренция заставит цены на электроэнергию снижаться. На деле все пошло не совсем так — и уж о снижении цен через несколько лет после реформы говорить точно не приходится. Теперь мы наблюдаем похожий сценарий: документ Минэнерго декларирует внедрение рыночных отношений и конкуренции в сфере теплоснабжения. На ЕТО будет возложена ответственность за организацию надежного и качественного теплоснабжения потребителей. При этом ЕТО будут свободны в принятии необходимых для этого решений, в том числе об инвестициях, о выборе поставщиков товаров и услуг в системе, о загрузке источников тепловой энергии и т. д. Однако пересмотр схемы формирования тарифа вовсе не означает, что ЕТО станут массово инвестировать в теплосети.

Тарифная чехарда
Инициатива внедрения ЕТО и тарифа «альтернативной котельной» имеет весьма сложную историю. Изменить регулирование сферы теплоснабжения пытались со времен реформы РАО ЕЭС. Однако в отличие от электроэнергетики тепловая генерация раздробленна, обособленна и неоднородна. Любые попытки регулировать сферу заканчивались безрезультатно. В итоге действующий Закон о теплоснабжении появился только в 2010 году. Однако он вызывает много нареканий, в первую очередь из-за того, что теплоснабжение так и не стало инвестиционно привлекательной отраслью, — и это в условиях, когда Россия производит 44% мирового тепла и обладает самой разветвленной сетью центрального теплоснабжения.

В коммунальной платежке жителя нашей страны тепло и горячая вода занимают более 50%. При этом значительную роль в итоговой сумме играют нормативы потребления. Поскольку во многих квартирах не установлены индивидуальные счетчики тепла, расчет производится так: тариф умножается на площадь квартиры и на норматив потребления. Этот норматив для каждого населенного пункта местные власти устанавливают самостоятельно, он зависит от уровня зимних температур и теплоотдачи жилого фонда.

«При регулировании тарифов в сфере теплоснабжения используется в основном метод экономически обоснованных расходов (затрат). Размер тарифа зависит от многих факторов, но, по сути, это затраты теплоснабжающей организации плюс ее прибыль. А размер затрат варьируется в зависимости от топлива (газ, дизель, уголь, мазут, щепа, дрова) и от изношенности оборудования, — поясняет эксперт по теплоснабжению Алексей Овсянников. — Тарифы устанавливаются РЭК для каждой ресурсоснабжающей организации».

В итоге процесс тарифообразования в отрасли довольно сложен. «Сегодня тарифообразование в тепле — математическая задача, по сложности находящаяся где-то между расчетом вывода на орбиту космического корабля и математической моделью транспортных потоков в Москве, — говорит директор по стратегии и развитию фонда стратегического развития энергетики “Форсайт” Андрей Абрамов. — Для того чтобы тарифный пасьянс сошелся, необходимо выполнение одновременно нескольких условий: установить тарифы на “экономически обоснованном уровне” для нескольких десятков или сотен региональных теплоснабжающих организаций, вписаться в предельный рост среднего тарифа по региону для конечного потребителя и не превзойти предельный уровень тарифов для ТЭЦ, а также предельный рост расходов на ЖКХ в регионе. Теперь наложите на это еще перекрестное субсидирование. Как правило, математически эта задача не имеет решения, поэтому тариф устанавливается в ручном режиме».

Такой «ручной режим» привел к тому, что тарифы на тепловую энергию для разных регионов колеблются от 500 до 5000 рублей за гигакалорию. «Если считать, что на отопление одного квадратного метра в России в среднем нужно 0,2 гигакалории в год, то стоимость отопления двухкомнатной квартиры площадью 50 квадратных метров может составлять от 5 до 50 тысяч рублей в год, — говорит Алексей Овсянников. — При этом любая цифра в пределах этого диапазона будет “экономически обоснована”».

Иными словами, при текущих методиках в России обосновать можно любой тариф. «Например, если топить котлы денежными знаками, то соответствующий тариф по нынешней модели тарифообразования тоже будет экономически обоснованным», — возмущается Андрей Абрамов.

Альтернатива всем на радость
В таких условиях инвестиции в тепловое хозяйство стали единичными. При сопоставимых размерах рынка тепла и электроэнергии и при сопоставимых темпах роста цен за последние восемь лет инвестиции в объекты электроэнергетики в 2012 году составили 833 млрд рублей, а в тепловое хозяйство — всего 91 млрд рублей! «Как это ни парадоксально, теплоэнергетика сегодня была бы одной из самых инвестиционно привлекательных отраслей экономики, если бы не система тарифообразования, — говорит г-н Абрамов. — Но в текущих условиях у инвестора нет ни стимулов, ни гарантий, что в случае реализации проекта в теплоэнергетике его средства вернутся. Скорее даже наоборот: высока вероятность, что тариф будет понижен на сэкономленную инвестором сумму, а тариф для другого, неэффективного и оттого более дорогого, поставщика — повышен». Естественно, что попытки отойти от тарифообразования «затраты плюс» к тарифообразованию на основе «альтернативной котельной» воспринимаются сектором как невероятный прорыв.

Необоснованность сегодняшних тарифов и отсутствие инвестиций в теплоснабжение и заставили Минэнерго пойти на изменение принципов тарифообразования. «Тарифы, по сути, не являются экономически обоснованными, — сказали нам в министерстве. — Особенно ярко это проявляется в регионах, где присутствуют ТЭЦ, которые в силу своей специфики могут делить затраты между рынками тепловой и электрической энергии. За счет ТЭЦ, как правило, балансируются ценовые перекосы от занижения конечного тарифа. Поэтому практически все ТЭЦ убыточны в сфере теплоснабжения. Собственники ТЭЦ вынуждены компенсировать убытки от теплового бизнеса за счет рынка электрической энергии и других корпоративных источников, что формирует искаженные ценовые сигналы для экономики». По словам представителей Минэнерго, новая модель предусматривает введение понятного и объективного максимального уровня цен на тепловую энергию для конечных потребителей — цены производства и поставки тепловой энергии от новой котельной при использовании лучших доступных технологий. «Введение новой модели дает возможность ликвидировать существующие сегодня ценовые перекосы и создать правильную систему экономических стимулов для хозяйствующих субъектов», — убеждены в Минэнерго.

Суровая реальность
Итак, тариф «альтернативной котельной» — это верхняя планка для ЕТО. «В пределах тарифа “альтернативной котельной” ЕТО вольна маневрировать на свое усмотрение, заключая контракты на коммерческих началах, — поясняет директор НП “Совет производителей энергии” Игорь Миронов. — В результате появления ЕТО будут устранены все посредники на пути к потребителю».

По замыслу Минэнерго, ЕТО будет обязана поставить тепло любому обратившемуся за данной услугой потребителю, принимая на себя всю ответственность перед ним за качество и надежность теплоснабжения. «Фундаментально изменится принцип взаимоотношений поставщика и потребителя. Модель даст им возможность договариваться напрямую, без посредничества государства, которое, как правило, вредит и поставщику, и потребителю, — говорит Андрей Абрамов. — “Альтернативная котельная” — это новый подход к обоснованности тарифа: неважно, какие у вас затраты и какие проблемы, — главное, вы должны поставлять тепло дешевле, чем потребитель сам мог бы его производить».

Казалось бы, в результате реформы ЕТО окажется на хозрасчете. Она будет покупать самое дешевое тепло, которое есть на рынке, и, как результат, будет меньше загружать неэффективные котельные. Высвободятся деньги, которые можно направить на ремонт оборудования и теплотрасс, снизится аварийность, уменьшатся потери. Но приглядимся к этой прекрасной картине внимательнее.

Схема с ЕТО реально может заработать только в том населенном пункте, где есть система закольцованных трубопроводов, в которую подают тепло сразу несколько независимых производителей. Тогда ЕТО, владея трубопроводом, действительно будет выбирать самый дешевый источник тепла. В России такое возможно лишь в 36 городах с населением больше 500 тыс. человек. Потенциально ее можно масштабировать еще на 200 городов, где есть крупные ТЭЦ. И все.

Говоря простым языком, новая модель рынка позволяет частному капиталу в лице теплогенерирующих компаний, ТГК и принадлежащих им ТЭЦ стать ведущими игроками в крупных городах. При этом в последние годы объем загрузки ТЭЦ — теплоэлектростанций ТГК — по теплу по ряду причин падает. «Доля полезно используемого сбросного тепла когенерации с 1992 по 2012 год упала с 59 до 48 процентов. Одновременно огромными темпами растет число котельных, сжигающих газ (в 2010−2011 годах годовой рост — 57,6 процента). Сейчас доля котельных в производстве тепла составляет 67 процентов», — приводит данные Игорь Миронов. Переход потребителей на котельные — важнейший тренд, который явно не радует ТЭЦ и ТГК, самые крупные из которых принадлежат «Газпрому» и КЭС-холдингу. Новые правила рынка, предлагаемые Минэнерго, позволят ТЭЦ начать наращивать свою долю. Дело в том, что производимое ими тепло стоит намного дешевле, чем у котельных. Но в случае изменения модели рынка ТЭЦ смогут стать основными поставщиками для ЕТО, даже подняв свои отпускные цены. Таким образом, у них появится шанс переломить тенденцию ухода теплоснабжения от крупной генерации.

Возможно, это было бы неплохо: многие ТЭЦ могли бы вернуться в зону рентабельности, на рынке исчезло бы перекрестное субсидирование. Но загвоздка в том, что экономически обоснованный тариф при текущих КПД станций и потерях в сетях колоссален, гораздо больше любого «альтернативного» тарифа. В итоге при реализации инициатив Минэнерго главными пострадавшими в секторе могут оказаться те самые ЕТО, при этом инвестиции в сектор так и не хлынут, а тарифы вновь придется повышать.

Тариф плюс
Из внутренних документов Минэнерго, оказавшихся в распоряжении «Эксперта», следует, что с вводом тарифа «альтернативной котельной» в 200 городах страны цены на тепло могут подняться с текущих 1241 до 1569 рублей (+26%) за гигакалорию. Цифра 1569 рублей состоит из затрат на покупку энергоресурса (газа), возврата капитала, потерь в сетях, содержания сетей и ставки за мощность.

По мнению сторонников законопроекта, такой тариф позволит к 2030 году снизить износ теплосетей с текущих 60 до 30%, а износ оборудования ТЭЦ — с 68 до 50%.

Официально Минэнерго о повышении тарифов не говорит: в ведомстве нам сообщили, что уровень цены «альтернативной котельной» окончательно не определен, поэтому сейчас невозможно точно оценить, насколько изменятся цены в результате введения новой модели. В настоящее время на площадке НП «Совет рынка» выбирают технического консультанта, с участием которого будет предложен указанный уровень цены.

Отраслевые эксперты также призывают не ориентироваться на показатель 26%, так как эта цифра расчетная. «Проблема всей отрасли, в том числе будущих ЕТО, в том, что затраты этих компаний до сих пор считают по нормам, а не исходя из реальных показателей. Потери в сетях заложены в новом тарифе в размере 12 процентов, тогда как реальные потери — 20–25 процентов. Считается, что население платит 100 процентов, тогда как реальная собираемость 95 процентов. Эта разница — реальные убытки, не учитываемые при утверждении тарифов. Все они лягут на ЕТО. Кто-то их должен будет покрывать», — говорит генеральный директор ресурсоснабжающей организации «Коммунальный энергетик» Роман Моисеев. В итоге получится, что основные проблемы отрасли — износ фондов и, как следствие этого износа, огромные потери в сетях и недосбор средств с населения — в новой модели не только никуда не денутся, но и лягут на ЕТО. Зато крупные ТЭЦ, принадлежащие ТГК, смогут поднять отпускные цены и побороть перекрестное субсидирование.

Помимо прочего предлагаемые Минэнерго изменения предусматривают отмену платы за подключение к теплосетям. Это заметно скажется на отрасли. В последние годы из-за чехарды с тарифами главным источником средств ресурсоснабжающих организаций как раз были эти платежи. Такие компании, как «Водоканал Санкт-Петербурга», подольский «Водоканал», «Мытищинская теплосеть», смогли во многом привести свое хозяйство в порядок благодаря этому источнику средств. Теперь его не будет.

В итоге через небольшое время либо начнутся банкротства ЕТО, либо потребуется новый рост тарифов — исходя из реальных затрат теплотрейдеров. Сначала теплоснабжающие организации получают качественные и надежные сети, в которых в несколько раз сокращаются потери, и лишь затем расплачиваются за них в установленные сроки.

Пять лет на модернизацию
Механизм ЕТО имеет логику лишь для крупных городов, где в «общий котел» сбрасывают тепло сразу много производителей. Однако остается еще масса населенных пунктов, где тепло вырабатывает всего одна станция. Но и для них Минэнерго настаивает на введении ЕТО. «В каждой системе теплоснабжения, как правило, только одна организация, поставляющая тепло конечным потребителям. В связи с этим оптимальной при поставках тепловой энергии потребителям является модель “одного окна”, то есть модель единого закупщика и продавца тепловой энергии, который будет экономически заинтересован предлагать потребителям приемлемые цены, чтобы не допустить их перехода на альтернативные способы теплоснабжения», — комментируют резон введения ЕТО для маленьких населенных пунктов в Минэнерго.

Вообще, внедрение конкуренции в сфере теплоснабжения вызывает определенные вопросы. Тем, кому трудно представить себе конкуренцию в этой отрасли, предлагаем комментарий Минэнерго: «В сфере теплоснабжения, в отличие от других смежных отраслей (например, электроэнергетики), у потребителей есть выбор между различными способами теплоснабжения (централизованное теплоснабжение, индивидуальные котельные, в том числе крышные котельные, работающие на различных видах топлива, иные способы теплоснабжения — дрова, газ, электроэнергия и т. д.). Собственники новых строящихся бытовых и промышленных объектов каждый раз принимают решение о выборе способа теплоснабжения, причем в настоящее время все чаще не в пользу централизованного теплоснабжения». Минэнерго также отмечает, что собирается снять барьеры для ухода потребителей из системы централизованного теплоснабжения. Так что если для кого-то центральное отопление — это дорого, пусть покупает «буржуйку» и топит дровами.

В России множество населенных пунктов со своей обособленной системой теплоснабжения. Например, в Приморском крае есть поселки, куда местные энергетики вынуждены везти дизель или мазут вездеходами. В результате цена гигакалории там выше средней в 10–15 раз. Сейчас эту разницу закрывает бюджет, но было бы интересно посмотреть, как жители удаленных поселков решали бы проблемы с ЕТО в рамках предлагаемого законодательства.

Зачастую у теплоснабжающих организаций таких отдаленных поселков себестоимость выработки тепла намного выше 1569 рублей, и, даже с учетом того что сегодня их затраты закрывает бюджет, они обычно не могут позволить себе модернизацию — на нее все равно не хватает. Но для них до 2020 года тариф заморожен, а когда они перейдут на новые принципы тарифообразования, он может оказаться даже ниже сегодняшнего. «У нас будут цены “альтернативной котельной”, которые заметно ниже текущей себестоимости выработки тепловой энергии, характерной для среднестатистической районной тепловой сети, основную часть которой составляют старые котельные и изношенные теплотрассы. У нас есть пять лет на то, чтобы модернизировать неэффективное хозяйство. Однако инвестиционных проектов, которые могли бы окупиться за это время, в отрасли не так много. Пожалуй, только переход с дизельного топлива на газ можно смело отнести к таким проектам, — рассуждает Роман Моисеев (его теплоснабжающая организация имеет в числе прочего дизельные котельные). — При текущей стоимости банковского финансирования в основном проекты в нашей сфере окупаются за семь-девять лет».

Для таких случаев министерство вводит понятие «регулируемые зоны теплоснабжения» — это территории (муниципалитеты), где, несмотря на новый закон, в целом все останется по-старому. Закон предлагает отнести к ним те зоны теплоснабжения, где есть господдержка. «Если не вдаваться в юридическую казуистику, то в той или иной форме государственная поддержка сегодня оказывается, по нашим оценкам, как минимум девяти из десяти муниципальных теплоснабжающих организаций, — говорит первый заместитель генерального директора группы “Полимертепло” Яков Рапопорт. — Это делается для того, чтобы попросту не допустить немедленного банкротства предприятия и, как следствие, прекращения подачи тепла населению».

При этом, по словам г-на Рапопорта, в отсутствие реальных гарантий инвестирования в основные фонды ЖКХ дополнительное изъятие денег у населения лишь ускорит приближение коллапса коммунальной инфраструктуры. «Если мы отказываемся от сокращения производственных затрат как от ключевого принципа реформирования отрасли, то повышение тарифов не только совершенно бессмысленно, но и вредно», — говорит он.

Проблема в том, что рост тарифов для населения никак не гарантирует инвестиций со стороны частного сектора. В рамках предлагаемых Минэнерго инициатив эти понятия — рост тарифов и инвестиции — не связаны между собой. «Достаточно вспомнить, как развивалась ситуация в коммунальной энергетике в целом (не только в теплоснабжении) в последние, скажем, полтора десятка лет. Никто не станет спорить с тем, что рост тарифов в этот период был, а вот увеличения объемов инвестиций как не было, так и нет, — указывает Яков Рапопорт. — Сокращение издержек никогда не было целью многочисленных попыток реформирования отрасли. Идея экономии, зарабатывания на сокращении затрат на самом деле все время оставалась исключительно декларативной, фоновой».

Фактически отрасли сегодня нужна не новая модель рынка и не новые принципы расчета тарифа. Ей необходима именно программа поддержки инвестиций в модернизацию. Причем такие инвестиции уже начали появляться, и частные игроки прекрасно видят в теплоэнергетике потенциал и достаточную рентабельность даже сегодня, при нынешних тарифах. Просто для этого необходимо наличие нескольких условий.

Утром стулья
Тут стоит отметить, что сфера теплоснабжения находится в ведении не только Минэнерго, но и недавно созданного Министерства строительства и ЖКХ. Замглавы этого министерства Андрей Чибис так оценивает предложение Минэнерго: «Безусловно, кажутся интересными инициативы Минэнерго России по переходу к тарифообразованию методом индикативной цены. Вместе с тем этот подход требует детальной проработки». Сам Минстрой формулирует главное условие реформы сектора так: «Создание всех необходимых условий для привлечения профессионального, компетентного бизнеса и инвестиций в отрасль, в том числе в сферу теплоснабжения». С этой целью Минстрой завершает подготовку необходимой нормативно-правовой базы для запуска механизмов долгосрочного тарифного регулирования.

Долгосрочные тарифы — не повышенные, а именно стабильные на длительном временном промежутке — приведут к тому, что уровень цен на тепло будет оставаться прежним, вне зависимости от того, какую модернизацию провела теплоснабжающая организация. Резкое сокращение потерь и затрат в таком случае позволит инвестору вернуть свои вложения и заработать.

Сегодня примерно половина всего топлива, сжигаемого в стране, используется для производства теплоэнергии, и половина произведенного тепла пропадает в неэффективных котельных, дырявых теплосетях, теряющих тепло зданиях и проч. «Экономический масштаб этих потерь составляет порядка триллиона рублей в год. Оценка потребности в инвестициях в модернизацию отрасли — 1,5–2,5 триллиона рублей. То есть если модернизация позволит снизить уровень потерь и неэффективности хотя бы на 50 процентов, инвестиции окупятся за три-пять лет, что близко к показателям нефтяной отрасли, — подсчитал Андрей Абрамов. — Текущий уровень тарифов позволяет инвестировать в проекты, ведь уже в конце 1990-х промышленные предприятия массово начали строить собственные тепловые источники. Однако в силу того, что действующая система тарифообразования стимулирует повышение операционных затрат и минимизацию инвестиций, объем потерь продолжает расти». Показателен пример «Полимертепла», которое инвестирует в реновацию тепловых сетей. Сначала теплоснабжающие организации получают качественные и надежные сети, потери тепловой энергии в которых кратно сокращаются, а потом расплачиваются за них в согласованные сроки. Такие проекты реализуются, естественно, в рамках действующих тарифов, без какого-либо «специального» их увеличения. «Полимертепло» делает такие инвестиции не первый год. Занимаются этим и другие компании по всей стране.

Ключ к решению проблем ЖКХ, помимо долгосрочных тарифов, еще и в том, чтобы разрешить ТСО легализовать реальное техническое состояние эксплуатируемого ими оборудования. «Сегодня, вопреки законам физики и здравому смыслу, ТСО в юридическом поле поставлены в такие условия, в которых они просто вынуждены заявлять, например, для котельных довоенной постройки КПД, близкий к 80 процентам, вместо фактического, едва дотягивающего до 30 процентов, а при фактических потерях на сетях, близких к 35–40 процентам, показывать соответствие нормативу в размере 9–10 процентов потерь», — говорит Яков Рапопорт. При этом все многочисленные проверяющие, надзирающие, регулирующие организации охотно рассматривают и подтверждают эти цифры.

Такое положение вещей, когда в расчет берутся «бумажные», а не фактические показатели, означает невозможность проведения реновации оборудования ТСО, например тепловых сетей. В итоге расчетные сроки окупаемости вложений (превышающие фактические в три — три с половиной раза) приближаются к 15–18 годам, да и сама необходимость немедленных действий по реанимации теплосетевой инфраструктуры не кажется очевидной. «Маленькая бюрократическая революция могла бы помочь избежать не только большой революции в тарифообразовании. Эта нехитрая операция позволит обосновать (а следовательно, и привлечь) столь необходимые и долгожданные инвестиции», — считает Яков Рапопорт.

http://expert.ru/expert/2014/04/pokupaj-burzhujku/#.UtzLmNLHnGh