Российские энергетики ждут вестей из Госдумы: там должно пройти второе чтение документа, вносящего поправки в закон «О теплоснабжении». Первое чтение состоялось еще в декабре, но следующий шаг все откладывается и откладывается: сначала назывался февраль, затем март, и вот уже апрель на календаре.
С одной стороны, специалисты отрасли понимают, что спешка в таком важном вопросе, как регулирование тарифов, не нужна: это, пожалуй, самая острая тема последних лет. С другой стороны, дискуссия грозит стать бесконечной, а значит, решение проблемы привлечения инвестиций в тепловое хозяйство не приблизится.
Теплоснабжение сегодня слишком зарегулировано и зависимо от политической воли руководства регионов. При этом Россия — страна, имеющая самую большую протяженность тепловых сетей и количество теплоисточников. В то же время в силу особенностей регулирования отрасли теплоснабжение — одна из наименее модернизированных, экономически неэффективных и инвестиционно непривлекательных отраслей. Так, по данным Павла Завального, главы комитета Госдумы по энергетике, износ теплосетей в стране достиг 70% и с каждым годом объемы ремонта, реконструкции и модернизации сетевого хозяйства уменьшаются. Теплопотери в сетях составляют порядка 30%, а КПД использования топлива упал с 56% в 1992 году до 54% сейчас. Надо понимать, что Завальный оперирует цифрами «в среднем по больнице», а значит, есть субъекты хозяйственной деятельности, у которых показатели износа и потерь лучше, а есть те, у которых они приближаются к катастрофическим.
Изменения в закон «О теплоснабжении» призваны снизить излишнее давление на отрасль, повысить ответственность игроков рынка за качество и надежность теплоснабжения, а также добиться притока инвестиций. Все это в комплексе должно сделать теплоэнергетику более эффективной в экономическом плане.
Эксперты отрасли в один голос твердят: нынешняя система тарифного регулирования, так называемый метод «затраты плюс», не стимулирует производителей тепла повышать свою эффективность, более того, он фактически поощряет неэффективные устаревшие производства, которые даже при плановом повышении тарифа заведомо ниже уровня инфляции оказываются в выигрыше. Допустим, для производства с ценой гигакалории 1000 рублей повышение на 4% означает плюс 40 рублей к тарифу, для теплоисточника с ценой 4000 рублей за гигакалорию — уже 160 рублей. При этом, если компания вложится в модернизацию производства и сетей, вернуть инвестиции за счет тарифа она не сможет: повышение КПД повлечет за собой снижение тарифных ставок. И если не пересмотреть эту схему принципиально, качество теплоснабжения будет падать и дальше, а цена для потребителя — расти.
Спасение Рубцовска
Эксперты отрасли обращают внимание еще на один аспект: более или менее благополучно чувствуют себя компании, которые производят не только тепловую, но и электрическую энергию; тепловое хозяйство генерирует одни убытки. А если бизнес не выходит даже в ноль, зачем он нужен? В итоге предприниматели отказываются от эксплуатации теплоисточников, справедливо полагая, что, раз региональные власти имеют такое большое влияние на отрасль, то пусть сами и решают ее проблемы. В Сибири наиболее яркой иллюстрацией может служить ситуация, сложившаяся в Рубцовске.
В городе есть два крупных теплоисточника: Рубцовская ТЭЦ, которая снабжает теплом порядка 60% населения, и Южная тепловая станция (ЮТС) с сетью котельных. ТЭЦ находится в частных руках, ЮТС принадлежит муниципалитету. Исторически ТЭЦ была основным поставщиком пара для Алтайского тракторного завода, но предприятие закрылось, выработка снизилась, а затраты на содержание и производство выросли. Решить задачку за счет увеличения тарифа невозможно — тарифная политика направлена на сдерживание цен. Системное недофинансирование и растущий износ фондов сделал станцию неинтересной для собственников. Последние два года продолжались дебаты между владельцами ТЭЦ и муниципалитетом: собственник грозился остановить станцию, администрация города искала решение проблемы и наконец объявила, что стратегическим партнером готова выступить Сибирская генерирующая компания (СГК), которая уже работает на территории Алтайского края. Собственно, ее специалистам в итоге и пришлось в экстренном режиме готовить город к отопительному сезону — 2017.
На первый взгляд это решение выглядит некоторым донкихотством, и глава СГК Михаил Кузнецов не скрывает: для компании это не в последнюю очередь социальная миссия — спасение Рубцовска. Инвесторы в очередь не выстроились, и если городом не займется СГК, которая обеспечивает теплом три миллиона жителей Сибирского федерального округа, то, скорее всего, в Рубцовск больше не придет никто: события 2015–2016 годов это показали со всей очевидностью. Но СГК все же коммерческая компания, а значит, не может себе позволить ввязываться в экономически безнадежные проекты. Кузнецов уверен, что возможность окупить инвестиции есть в любой теплосистеме любого города. «Если эти резервы долго не использовать, — они могут просто исчезнуть», — считает он.
В Рубцовске точка невозврата еще не пройдена. Хотя после обследования состояния теплового хозяйства выводы были сделаны неутешительные: модернизировать ТЭЦ уже не имеет смысла, степень технической деградации станции слишком высока. Идея использовать распределенную генерацию с использованием всех имеющихся теплоисточников оказалась слишком дорогостоящей. В итоге было принято решение использовать в качестве базы Южную тепловую станцию, поставив на нее дополнительное оборудование и таким образом переведя в режим когенерации — вырабатывать на станции не только тепло, но и электроэнергию. А чтобы тепло поступало в дома всех жителей города, теплосистемы ТЭЦ и ЮТС предстоит соединить перемычками. Кроме того, в планах — масштабная реконструкция теплосетей, сравнимая с новым строительством.
Инвестиции в проект оцениваются на уровне двух миллиардов рублей, из них полтора миллиарда — это прямые инвестиции, остальное — покрытие убытков первых двух лет. В компании рассчитывают вернуть эти вложения в течение 12 лет.
«Несмотря на общий абсолютно позитивный настрой всех органов власти в Алтайском крае, законодательство, с которым мы работаем, накладывает серьезные ограничения с точки зрения гарантий этих самых инвестиций, — говорит Михаил Кузнецов. — Сегодня, если я вкладываю эти два миллиарда и вывожу убыточную систему теплоснабжения в прибыль, по нынешнему тарифному регулированию прибыль, которую я получу после ввода турбины, у меня заберут. Просто скажут: “Ты молодец, хорошо поработал, теперь тарифы снижаются на 50 рублей”. Я, конечно, утрирую, но факт налицо: нынешнее тарифное законодательство позволяет вернуть только 50 процентов вложенных инвестиционных средств. Защиты у инвестора нет».
Осторожная альтернатива
Гарантиями возврата инвестиций может стать новый метод регулирования тарифов, который обсуждается в отрасли уже несколько лет и, возможно, до конца года все же будет принят законодателями. Речь идет о так называемом методе «альтернативной котельной» — установлении цены на тепло из расчета стоимости строительства нового источника теплоснабжения. О реальном строительстве речи не идет, но такой метод позволит зафиксировать тариф на длительный срок и наконец дофинансировать инвестиционные программы теплогенераторов. Предсказуемый тариф дает инвестору возможность рассчитать точный срок возврата вложений, а не бояться, как сейчас, что тариф может быть в любой момент пересмотрен в сторону снижения, а эти средства изъяты — и все под предлогом заботы о кошельке потребителя.
Цена тепла по методу «альтернативной котельной» рассчитывается для каждого населенного пункта отдельно и обозначает максимально возможный тариф. Продавать тепло дороже теплогенераторы не смогут. Это, конечно же, приведет к вымыванию с рынка небольших котельных с высокой стоимостью производства и низким КПД и перераспределению объемов генерации в пользу ТЭЦ, у которых топливная составляющая тарифа распределяется на два вида производства — и тепловую, и электрическую энергию. Разумеется, владельцы дорогих неэффективных котельных не рады такой перспективе.
Есть и другие опасения: для ряда регионов расчетный тариф по методу «альтернативной котельной» получается выше, чем существующий. Но эксперты отмечают: с момента разработки методики и правил ее применения до сегодняшнего дня изменился сам механизм внедрения. Сейчас он не предполагает автоматического распространения на всю территорию страны: «альтернативная котельная» будет вводиться в пилотном режиме в строго определенных муниципалитетах — даже не в регионах. Сейчас в списке «пилотов» не так много заявок: это Норильск, несколько районов Татарстана и уже упоминавшийся Рубцовск. Потенциально интересной эта схема может быть, например, для Железногорска и Канска (Красноярский край), Новокузнецка и некоторых других городов, где износ теплоисточников и сетей довольно велик или имеющиеся мощности недостаточны для обеспечения надежного теплоснабжения, а реальной конкуренции нет. Но попасть в перечень пилотных регионов можно только при определенных условиях: утвержденной схеме теплоснабжения, наличии единой теплоснабжающей организации (ЕТО) и активном желании администрации города. Думается, среди глав муниципалитетов мало самоубийц, готовых на повышение тарифа без перспективы через несколько лет получить надежную систему теплоснабжения.
«Нам не всегда нужен весь тариф альтернативной котельной, рассчитанный для того или иного региона, — подчеркивает глава СГК Михаил Кузнецов. — В некоторых ситуациях достаточно шестидесяти, семидесяти, пятидесяти пяти процентов от предлагаемого, мы готовы заключать дополнительные соглашения с администрациями муниципалитетов, ограничивающие рост тарифа. Но нам нужен ясный предсказуемый порядок возврата инвестиций, понимание, что, вложив деньги, мы не получим на следующий год от регулирующих организаций кислую мину и попытку их забрать».
Для большинства регионов с принятием нового закона никаких революционных изменений не произойдет, но там, где начнет действовать новая модель, могут наконец появиться долгосрочные инвесторы. Конечно, результат будет виден не сразу, но это первый шаг на пути к давно назревшей реформе отрасли.
