Острейший вопрос для современной энергетической отрасли России: как провести модернизацию объектов генерации и сетевой инфраструктуры, сохранив бюджетные средства и продолжая сдерживать рост тарифов. Если это получится, то станет одним из самых виртуозных фокусов в истории.

Возьмем теплоэнергетику. Состояние систем теплоснабжения в стране достигло критического уровня. По оценке Минэнерго России, износ котельных составляет больше 55%, тепловых сетей — больше 63%, а в ряде территорий достигает критической цифры 90%. Поэтому потери в теплосетях превышают все разумные пределы. Отрасль остро нуждается в проведении модернизации, причем темпы обновления инфраструктуры теплоснабжения должны быть в три-четыре раза выше существующих, иначе — продолжение деградации. Но для этого нужны колоссальные средства — более 2,5 трлн рублей.

При этом государство сегодня не готово взвалить модернизацию основных фондов в теплоэнергетике на свой бюджет по примеру советского плана ГОЭЛРО или хотя бы выступить соинвестором — у нынешней власти другие приоритеты.

Отрасль регулируется тарифами, заманить частных инвесторов сюда практически невозможно: тарифы рассчитываются таким образом, чтобы энергокомпании могли получить лишь минимальный доход и направить его на поддержание инфраструктуры в более-менее рабочем состоянии (но не на обновление). Таким образом, даже если найдется отчаянный инвестор, он не получит никаких гарантий возврата вложенных в модернизацию средств.

В топке «альткотельной»

По сути, на сегодняшний день имеются только два реальных механизма привлечения инвестиций в теплоэнергетику — заключение концессионных соглашений и переход на ценообразование по методу «альтернативная котельная».

В июле 2017 года вступил в силу федеральный закон «О внесении изменений в федеральный закон “О теплоснабжении” и отдельные законодательные акты РФ по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения». Закон меняет систему регулирования в области тарифообразования с переходом от государственного регулирования всех тарифов в сфере теплоснабжения к установлению только предельного уровня цены на тепловую энергию для конечного потребителя — уровня так называемой «альтернативной котельной». Цена будет рассчитываться исходя из того, во сколько тепловая энергия могла бы обойтись потребителям в случае строительства ими собственной котельной. Введение такого принципа возможно в населенных пунктах только по представлению глав муниципалитетов. Рост стоимости до уровня «альтернативной котельной» будет растянут на несколько лет — предусмотрен так называемый переходный период длительностью от пяти до десяти лет.

Проще говоря, «альткотельная» — не физический объект, а новый метод ценообразования, который позволяет инвестору за определенный период вернуть средства, вложенные в модернизацию теплоэнергетической инфраструктуры. Переход на «альт­котельную» — дело добровольное. Выбор остается за самими муниципалитетами, если, конечно, найдут инвестора в лице энергокомпании и смогут пройти сложнейшую процедуру утверждения соглашения. Но если раньше мы могли лишь теоретизировать по поводу того, насколько выгоден и эффективен механизм «альткотельной» для муниципалитета, потребителей и самого инвестора, то сегодня уже есть практические примеры, в том числе в Уральском регионе. В 2018 году к ценовой зоне теплоснабжения был отнесен только один город — Рубцовск Алтайского края. В 2019 году добавились три муниципальных образования: Барнаул, Ульяновск и рабочий поселок Линёво в Новосибирской области. В 2020 году на модель «альткотельной» перешли еще девять городов, включая два миллионника — Самару и Красноярск, а также Оренбург.

— Модель ценообразования по методу «альткотельной» предусматривает стабильные долгосрочные правила регулирования с учетом баланса интересов потребителей и производителей, — считает министр энергетики РФ Николай Шульгинов. — Ключевых изменения два: в системе ценообразования и системе отношений между потребителями, теплоснабжающей организацией и администрацией. При реализации механизма «альткотельной» повышается ответственность и расширяются полномочия единой теплоснабжающей организации, которая отвечает за развитие всего комплекса теплоснабжения города, а не отдельных объектов. В общей сложности к ценовой зоне отнесены 13 муниципальных образований, на рассмотрении у нас находятся еще семь заявок. С их учетом планируется привлечь более 152 млрд рублей инвестиций, это 6% объема средств, необходимых для приведения теплоснабжения Российской Федерации в надлежащее состояние.

В Минэнерго признают: поскольку времени прошло еще очень мало, говорить о каких-то системных тенденциях в ценовых зонах теплоснабжения преждевременно. Проекты модернизации комплексов долгосрочны, полный эффект от модернизации будет получен по истечении всего инвестиционного периода, а это десять лет и более, в зависимости от конкретного муниципального образования. Вместе с тем в Федеральной антимонопольной службе уже выражают оптимизм.

— Наши надежды на этот метод тарифного регулирования постепенно начинают оправдываться. Из 13 муниципалитетов, которые перешли в ценовую зону теплоснабжения, мы видим факт превышения тарифа только по одному городу — это Рубцовск, где рост составил 4,1%, что в принципе не так высоко. Реализация данного метода тарифного регулирования позволила привлечь инвестиции, заинтересовать инвестора вкладывать средства и одновременно сдержать рост тарифов, обеспечить его на приемлемом для потребителя уровне, — заявил замруководителя ФАС России Виталий Королёв.

Первые на Урале

Метод ценообразования на тепло по принципу «альтернативной котельной» предполагает уход от действующего в настоящее время заявочного принципа формирования тарифов и внедрение единой формулы расчета цены на тепло, основанной на наилучших доступных сейчас технологиях. Плюс такого подхода — прямой стимул для снижения издержек. Если себестоимость производства, доставки и сбыта тепла оказывается ниже уровня «альткотельной», то собственник волен распорядиться возникающей дельтой по своему желанию, например, вложить в оптимизацию и получить еще больше прибыли. Среди инвесторов на этом направлении выделяется Группа «Т Плюс».

— «Алькотельная» дает механизм для привлечения инвестиций. Она нами внедряется в шести городах: Ульяновске, Оренбурге, Самаре, Владимире, Новокуйбышевске и Медногорске. Наша цель — к концу 2021 года — началу 2022 года выйти на уровень порядка 25 городов, — сообщил генеральный директор «Т Плюс» Андрей Вагнер. — Есть два основных эффекта от этих программ. Во-первых, это дает стабилизацию и выравнивание тарифов для населения. Например, в Ульяновске существует 12 тарифов, через десять лет мы выровняем их с ценой «альткотельной». В итоге город будет жить по единому тарифу, что правильно и справедливо. Не должен житель задаваться вопросом, почему у соседнего источника теплоснабжения тариф ниже или выше. Второй эффект — рост инвестиционных программ. В том же Ульяновске в 2020 году мы увеличили инвестиции примерно на 20% и вышли на объемы перекладки тепловых сетей порядка 12 км, что для города существенно.

На Урале первым городом, перешедшим на новую систему ценообразования, стал Оренбург (здесь 69% тепловых сетей и до 80% оборудования котельных выработали свой срок службы). Это произошло буквально на днях — 1 декабря этого года.

— Устанавливаемые в Оренбургской области тарифы на тепловую энергию обеспечивают минимум необходимых ремонтов и позволяют проводить обновление теплосетей не более 2% в год. Средневзвешенный тариф для населения в Оренбурге составляет 1,418 тыс. рублей за Гкал, а по методу «альт­котельной» — это 1,626 тыс. рублей, — рассказала подробности и.о. вице-губернатора — заместителя председателя правительства Оренбургской области по экономической и инвестиционной политике Наталья Левинсон. По ее словам, переход «Т Плюс» на ценообразование по методу «альтернативной котельной» в Оренбурге повлечет поэтапный рост тарифов, который «определен с каждой единой теплоснабжающей организацией и отражен в соглашении по исполнению схемы теплоснабжения», в 2021 году этот рост не превысит уровня инфляции.

Что взамен получит город и потребители? Инвестпрограмма в Оренбурге направлена на увеличение объемов ежегодной перекладки теплосетей с текущих 2% до 4% (что на четверть сократит долю изношенных сетей), а также на закрытие старых неэффективных котельных (это уменьшит выбросы загрязняющих веществ в городе на 20%).

Следующим в Оренбуржье переход к ценовой зоне теплоснабжения совершит Медногорск — с 1 апреля 2021 года.

— В Медногорске у нас несколько иная ситуация. Там инвестиции нацелены на замещение ТЭЦ, которая была введена еще в 1938 году, современными автоматизированными блочными котельными и двукратное снижение потерь тепла при дальней транспортировке. Медногорск — это тот пример, когда тарифы по «альткотельной», наоборот, замораживаются, в данном случае в течение трех лет, и только на четвертый год появляется тема повышения тарифов, — отметила Наталья Левинсон.

В результате перехода в ценовую зону за 15 лет инвестиции в систему теплоснабжения Оренбурга должны вырасти с 6 до 10,5 млрд рублей, Медногорска — с 300 до 700 миллионов. Причем половина всех инвестиций будет направлена в объекты муниципальной собственности.

По результатам недавних переговоров Андрея Вагнера с губернатором Свердловской области Евгением Куйвашевым, на Среднем Урале определен пилотный проект «Т Плюс» по переходу в ценовую зону — им станет город Лесной. Если эксперимент окажется удачным, компания и местные чиновники будут готовы рассмотреть возможность перевести на модель «альткотельной» Екатеринбург.

И все-таки муниципальных образований, решившихся перейти в ценовую зону, пока крайне мало. Что смущает? Метод альткотельной внедряется по очень сложному механизму. Для начала требуется получить согласие потенциального инвестора и обеспечить консенсус по этому вопросу в органах местного самоуправления. Затем проект соглашения должен быть одобрен на региональном уровне, после чего документы отправляются на рассмотрение в федеральные органы власти — в Минстрой, Мин­энерго, ФАС. И только после всех этих процедур принимается соответствующее решение правительства РФ. Понятно, что не всякий муниципалитет захочет добровольно принимать на себя этот «головняк». Поэтому некоторые эксперты высказываются за то, чтобы упростить получение разрешения на «альткотельную» небольшим муниципальным образованиям, в которых число населения составляет 10 — 12 тыс. человек и меньше.

Кроме того, мэры многих городов заняли выжидательную позицию, они хотят сначала увидеть результаты эксперимента у соседей. В местных органах власти присутствует боязнь потери управления. Даже федеральные чиновники признают: пока нет механизма контроля, который бы смог обеспечить четкое исполнение в полном объеме обязательств инвестора в соответствии с подписанным соглашением. Реально больших проблем с этим еще не возникало, но вопрос актуальный. В настоящее время Мин­энерго России проводит анализ эффективности функционирования ценовых зон теплоснабжения с целью их совершенствования.

Полетели пилоты

Аналогичные эксперименты по модернизации инфраструктуры без роста тарифов для потребителей проводят в сфере электро­энергетики. Так, в октябре 2020 года премьер Михаил Мишустин подписал распоряжение о запуске пилотного проекта по внедрению новых технологий в энергетику. Документ предусматривает, что до середины следующего года рабочая группа НТИ «Энерджинет» выберет несколько сетевых организаций, а также инвесторов и технологических партнеров для них. Сетевикам предстоит внедрить у себя «цифровые двойники» электросетей, онлайн-системы принятия решений и независимые от человека механизмы мониторинга. Конечная цель — увеличить надежность электроснабжения без роста тарифов. Проект продлится до 2033 года и в случае успеха будет масштабирован.

— Сегодня электросетевая компания живет в такой логике: если она что-то сэкономила, у нее это отберут. В результате мы видим постоянный рост себестоимости энергообеспечения, потому что заработок получается в затратах. Вот в чем нонсенс, — поделился руководитель рабочей группы НТИ «Энерджинет» Олег Гринько. — Мы предлагаем открыть структуру по-другому. Придет инвестор и скажет: «Я могу провести модернизацию электросети. Для этого мне нужен десятилетний контракт и имеющиеся тарифы с инфляционной составляющей согласно нашему государственному регулированию, но никакой инвестиционной составляющей к тарифам добавлять не буду». В этом смысл пилотного проекта — провести модернизацию и сохранить тариф без пресловутой инвестиционной надбавки. Это ключевая тема, отличающая нас от прочих технологических сюжетов.

Есть только два реальных механизма привлечения инвестиций в теплоэнергетику — заключение концессионных соглашений и переход на ценообразование по методу «альтернативная котельная»

Инициаторы эксперимента объясняют, что инвестор будет получать доход за счет снижения потерь и реорганизации бизнеса. Это отчасти похоже на энергосервисный контракт. Общее у них — распределение финансовых рисков. Но энергорсервисный контракт не затрагивает изменений организационной и бизнес-модели предприятия, в то время как пилотный проект предполагает комплексную трансформацию. Она будет включать не только переход на новый технологический уклад, но и изменения функционала участников, границ передачи ответственности, регулирования отрасли. Пилотный проект с объемом инвестиций до 2 млрд рублей планируется реализовать на распределительных сетях (низковольтные электросети, передающие электро­энергию средним и мелким потребителям), где сконцентрировались все основные проблемы надежности электроснабжения.

Компании, желающие принять участие в эксперименте, должны подать заявки с описанием двух сценариев повышения надежности работы электросетей — с использованием существующих либо инновационных технологий. Победит тот участник, который не только предложит наибольшее сокращение частоты и продолжительности отключения энергоснабжения, но и сделает это максимально эффективно с точки зрения экономики.

Предполагается, что в рамках пилотного проекта будут реализованы новые подходы к управлению электросетевым комплексом. В частности, речь идет о цифровом моделировании, основанном на разработке цифрового двойника сети (математической модели, в которой воспроизводятся существующие физические и технологические процессы) и построении с его помощью оптимальных с технической и экономической точек зрения топологий. Также предусмотрено создание автокластерной адаптивной сети, которая включает в себя набор автоматических (интеллектуальных) и неавтоматических аппаратов, интегрируемых в существующую сеть. Она позволяет в автоматическом режиме минимизировать поврежденные участки сети, восстанавливая электроснабжение потребителей неповрежденных участков.

В числе новых решений для электросетевиков — облегченные (компактные) цифровые центры питания, не требующие специальной наладки при вводе в эксплуатацию; точки трансформации, обеспечивающие возможность быстрого и эффективного подключения новых потребителей к существующей распределительной сети; независимая от человека система интеллектуального энергомониторинга, обеспечивающая расчет и контроль показателей надежности и качества электроснабжения с применением технологий обработки больших данных и машинного обучения; онлайн-система поддержки принятия решений на базе цифровой модели сети (цифрового двойника), и др. Немаловажная деталь: при реализации пилотного проекта доля российского оборудования должна быть не меньше 80%.

В стране отрабатываются новые экономические модели модернизации энергокомплекса. Их эффективность пока не определена. Многое будет зависеть от работы смельчаков — тех инвесторов и муниципалитетов, которые решились на эксперимент.