Муниципальное теплоснабжение — один из остро нуждающихся в инвестициях секторов нижегородской энергетики. Средний износ тепловых сетей и котельных на местах составляет 60%, а в некоторых районах достигает 90%. Масштабное реформирование системы, начатое год назад, призвано сделать акционированные коммунальные предприятия прибыльными за счет изменения структуры топливного баланса и модернизации оборудования. В эти цели партнер областных властей по проекту — один из крупнейших в стране энерготрейдеров «Транснефтьсервис С» — планирует потратить порядка 6 млрд руб. до 2013 года.
Впервые официальная информация о системном подходе к реформированию нижегородской теплоэнергетики появилась в октябре 2008 года, когда губернатор Валерий Шанцев и генеральный директор Московской объединенной энергетической компании Александр Ремезов подписали соглашение о сотрудничестве. Стороны объявили о намерениях провести аудит региональной теплосистемы, по его итогам разработать концепцию ее реформы и создать совместное акционерное общество — единую теплоэнергетическую компанию Нижегородской области.
Аудит стартовал сразу же, и через год, в сентябре 2009 года, правительство региона утвердило главный документ предстоящей масштабной модернизации — концепцию регионального стратегического развития систем теплоснабжения Нижегородской области до 2013 года. В основу концепции легли результаты анализа теплоэнергетических активов, который чиновники провели совместно с МОЭК в 29 муниципальных образованиях Нижегородской области из 52-х.
Как выяснили специалисты, из 639 муниципальных котельных более 35% имеют установленную мощность менее 1 Гкал/ч, а значит, при обслуживании требуют больших эксплуатационных затрат. Но проблемы у муниципальных активов не только с мощностью: износ основных производственных фондов котельных достигает 60–70% (в трех районах области — Воротынском, Лысковском и Первомайском этот показатель составляет 90%). По мнению аудиторов, неотложной замены требуют порядка 17% основных производственных фондов муниципальных котельных, а в перспективной модернизации нуждается почти половина из них — 274 котельных.
Сильно изношены и тепловые сети — средний показатель по муниципалитетам превышает 60%, а значит, потери тепловой энергии в сетях увеличиваются до 40%. Ситуацию усугубляет то, что большая часть сетей проложена традиционным способом с использованием изоляции из минеральной ваты и лишь около 10% — с использованием инновационных технологий — трубопроводов из сшитого полиэтилена и стальных труб в пенополиуретановой изоляции. В той или иной степени, по подсчетам экспертов, должны быть реконструированы 1548 км из изученных 2376 км сетей.
Анализ финансово-экономического состояния коммунальных предприятий показал, что только 32% из них имеют положительный финансовый результат, остальные убыточны. Наконец, как резюмировали аудиторы, в области в принципе отсутствует комплексный подход к решению вопросов реконструкции и модернизации теплосетевых активов.
Смена инвестора
Одним из главных условий реформирования теплоэнергетики авторы концепции обозначили консолидацию муниципальных активов за счет их акционирования и как следствие — повышение эффективности управления. В декабре 2009 года было создано ОАО «Нижегородская теплоснабжающая компания» (НТК) — совместное предприятие областного правительства и МОЭК (51% и 49% в уставном капитале соответственно). Однако практически сразу энергетики свернули развитие своего регионального проекта (кроме Нижегородской области на тот момент МОЭК успела заключить соглашения о реформировании теплоэнергетического хозяйства с правительствами Тверской, Орловской, Ивановской и Пензенской областей, а также Республики Мордовия и Петропавловска-Камчатского). Аналитик по электроэнергетике ИК «Велес Капитал» Алексей Мартьянов полагает, что МОЭК решила уйти из региона, тщательно просчитав свои экономические риски.
По информации регионального правительства, как только МОЭК «снизила активность», возможность своего участия в проекте рассматривали несколько компаний, в том числе две зарубежные. В итоге с наиболее конструктивными предложениями, по оценке областных властей, выступило ООО «Нижегородская коммунальная компания» (учредители — энергосбытовая компания «Транснефтьсервис С», владеющая 75% долей в уставном капитале, и ее генеральный директор Дмитрий Аржанов с 25%). «49% НТК мы выкупили по цене вхождения в проект МОЭК — это порядка 20 млн руб.», — поясняет господин Аржанов.
Первоочередные планы
Новый партнер нижегородских властей возьмет результаты анализа технического состояния теплоэнергетических систем, проделанного МОЭК, за основу реформы, но скорректирует их. «Прежде всего мы определим первоочередные объекты, нуждающиеся в модернизации», — говорит генеральный директор НКК Алексей Ситдиков.
Как сообщили в министерстве ЖКХ области, на данный момент НТК заключила соглашения с 14 районами и разработала инвестиционные программы, а также детальные планы управления издержками для их теплоснабжающих предприятий. Курировать эти процессы будут районные филиалы НТК. Практическую деятельность компания начала в трех районах области, в том числе в наиболее проблемном Шахунском районе. Там начата модернизация котельных — смонтированы и запущены в работу четыре новых твердотопливных котла, до конца 2010 года будут смонтированы еще шесть. «Это позволит значительно сократить издержки, в том числе и бюджетные, а также повысить качество теплоснабжения», — поясняют в профильном министерстве.
Модернизация оборудования котельных и замена устаревших трубопроводов — одна из ключевых задач реформы. «Паровые и водогрейные котлы в котельных теплоснабжающих организаций в отдельных муниципальных образованиях отработали свой нормативный срок службы (более 30 лет), морально и физически устарели. Котлы имеют низкий КПД — 60%, автоматика безопасности горения не соответствует требованиям», — говорится в концепции стратегического развития сектора. В связи с этим инвесторам предлагается заменять отработавшие котлы на современные водогрейные и паровые с высоким КПД (92–94% и более), автоматизацией и диспетчеризацией.
Параллельно будут обновляться изношенные тепловые сети: в частности, старые трубы сменят трубопроводы из сшитого полиэтилена и стальные трубы в пенополиуретановой изоляции с системой оперативного дистанционного контроля. По оценкам разработчиков концепции, это позволит снизить тепловые потери и довести их до нормативных (5%), а также увеличить срок службы трубопроводов до 30–50 лет.
Еще один приоритет в реализации концепции в будущем году — изменение структуры топливного баланса муниципальных котельных, а именно — их перевод на более экономичные, возобновляемые виды топлива. Сейчас природный газ в качестве основного вида топлива используют 54% котельных, 31,6% работают на угле, 5,6% — на мазуте. В перспективе мазутные котельные, сосредоточенные в основном на негазифицированном севере области, будут переведены на торф и древесные отходы. «Цель — сокращение издержек за счет применения местных, дешевых, экологически чистых видов топлива. Ими могут стать торф и отходы деревообработки, заменив привозной каменный и бурый уголь, а также мазут и другие продукты переработки нефти», — поясняют авторы концепции. Ссылаясь на стратегию развития Нижегородской области до 2020 года, предусматривающую активное развитие биоэнергетической отрасли, аудиторы рассчитывают на проектирование и строительство на территории региона мини-заводов по производству древесно-топливных грану-пеллет. Дело в том, что мощность котлов, сжигающих пеллеты может достигать 20 МВт, КПД составляет 85–95%, а это практически соответствует уровню газовых и жидкотопливных котлов. По словам Алексея Мартьянова из «Велес Капитала», изменение структуры топливного баланса за счет отказа от мазута как топлива — логичный способ оптимизировать издержки: «Мазут в два-три раза дороже газа и угля». «Удельные затраты топлива на выработку 1 Гкал при использовании древесных отходов сопоставимы с затратами при использовании мазута и ниже, чем при использовании каменного угля», — добавляет старший аналитик «Алор Инвеста» Олег Зотиков.
Параллельно будет меняться структура теплоэнергетики. Повысить эффективность котельных предполагается за счет их реконструкции в мини-ТЭЦ — их будут оснащать электрогенерирующими агрегатами от 0,1 до 15 МВт и тепловой мощностью до 20 Гкал/ч, то есть фактически котельные переведут в режим когенерации. Их основные преимущества по сравнению с традиционными системами централизованного теплоснабжения — в малых потерях при транспортировке тепловой энергии и автономности функционирования (например, можно использовать для снабжения удаленных объектов). Кроме того, такие мини-ТЭЦ способны продавать на рынок излишки вырабатываемой электроэнергии. «Но конкуренция с полноценными электрогенерирующими активами не должна стать целью мини-ТЭЦ — это дорого и не будет достаточно рентабельным. Все-таки главным представляется повышение КПД теплоэнергетических активов», — отмечает Алексей Мартьянов из «Велес Капитала».
Возврат инвестиций
В итоге, согласно выводам, изложенным в концепции, уже на первом этапе ее реализации экономия электроэнергии может достигать 15% (до 370 тыс. кВт) в год, или порядка 1 млн руб. Реконструкция котельных с переводом их с печного на местные виды топлива позволит достичь экономии порядка 81,7 млн руб. в год. А снижение потерь энергии в тепловых сетях за счет использования новых технологий составит 6 тыс. Гкал и принесет еще порядка 12 млн руб. Инвестиции в выполнение неотложных работ по замене основных производственных фондов региональное правительство оценивает в 6,12 млрд руб. Это соответствует планам НКК. По словам Алексея Ситдикова, компания будет вкладывать в модернизацию собственные средства, а также намерена привлекать сторонние инвестиции и участвовать в госпрограммах развития ЖКХ. Возврат инвестиций обеспечат прибыльность самих теплосетевых компаний, а также ожидаемый перевод теплоэнергетики на RAB-регулирование тарифов, отмечает Дмитрий Аржанов. «RAB-метод менее рискован и более прогнозируем для инвесторов, так как в этом случае норма рентабельности заведомо известна. Действующая же система регулирования непредсказуема — установленный регулятором тариф не всегда учитывает инвестиционные затраты», — объясняет Алексей Мартьянов из «Велес Капитала», добавляя, что первые пилотные проекты RAB-регулирования тарифов в теплоэнергетике будут запущены в России уже в 2011 году. По прогнозу Олега Зотикова, масштабно метод может начать действовать в течение ближайших трех-пяти лет: «Компании, инвестирующие в теплоэнергетику, активно лоббируют внедрение RAB-регулирования для своего сектора». До тех пор, по словам аналитика, затраты на реконструкцию теплохозяйства будут окупаться только за счет тарифных источников.