Проблемы теплоснабжения и необходимость разработки программ

Рынок тепла — один из самых больших монопродуктовых рынков в России. Ежегодные продажи на нем составляют около 30 млрд долл. США. На самом деле, в национальном масштабе этого рынка не существует. Он разбит, по меньшей мере, на 50 тыс. локальных рынков. Их можно разделить на:

крупные рынки — с производством и потреблением более 2 млн Гкал в год;

средние рынки — от 0,5 до 2 млн Гкал в год;

малые рынки — до 0,5 млн Гкал в год.

Кроме того, более 600 тыс. мелких потребителей вырабатывают для себя тепло сами на индивидуальных установках.

Еще одной характеристикой этого рынка является огромный потенциал возможного снижения издержек. Только за счет повышения энергоэффективности издержки могут быть снижены на 10 млрд долл. США. Именно такая сумма может стать прибылью компаний-операторов, проникающих на этот рынок. Если допустить, что средний срок окупаемости энергосберегающих инвестиций в эту сферу равен 5 годам, то емкость рынка для энергосберегающего оборудования, материалов и эффективных методов эксплуатации может быть оценена, как минимум, в 50 млрд долл. США. Таким образом, характеристика «фигуры» российского рынка тепла -30−10−50: чтобы на рынке с оборотом в 30 млрд долл. США зарабатывать 10 млрд долл. США в год на снижении издержек, нужно вложить в повышение энергоэффективности 50 млрд долл. США.

Но чтобы их вложить и вернуть сторицей, нужно реформировать систему отношений на этом рынке. Такая реформа постепенно разворачивается и приобретает все более четкие очертания. Уже сегодня существует разнообразие форм отношений на рынке: частная (электростанции, ведомственные котельные и индивидуальные установки); аренда частными компаниями муниципальной собственности, аренда муниципалитетом частной собственности, муниципальные операторы на муниципальной собственности.

Еще нет оснований для утверждения, что какая-либо из этих форм лучше другой. Но, возможно, скоро такие данные появятся. На вопрос автора — есть ли свидетельства того, что частный оператор эксплуатирует системы более эффективно, чем муниципальный при одинаковых правилах работы на рынке — участники семинара Международного энергетического агентства, который проходил в Праге в феврале 2004 г., по политике централизованного теплоснабжения (ЦТ) в 20 странах с переходной экономикой однозначного ответа не дали. Не дали на него утвердительный ответ и французские специалисты по делегированному управлению (Семинар «Ключевые проблемы партнерства власти и бизнеса в коммунальном секторе. Голицыно. 6 апреля 2004 г.). Однако, все согласились, что частные компании проводят более гибкую политику по удержанию и привлечению клиентов и в большей степени ориентированы на удовлетворение нужд конечных потребителей. Правда, не везде. В марте 2004 г. РКС объявила войну неплательщикам в регионах [1], угрожая отключить больницы, детские сады и школы.

Проблемы развития, модернизации, реабилитации и реформирования систем теплоснабжения (СТ) стоят сегодня перед всеми муниципалитетами. Ясно, что решать их следует на программной, системной основе. Обсуждению некоторых параметров таких решений и посвящена данная статья.

Политика реформирования и модернизации одного из самых больших продуктовых рынков — рынка тепла — должна вырабатываться на общенациональном уровне, но с учетом многообразия СТ, оставляя возможность выбора из «меню управленческих и технических решений». В ряде стран — Дании, Польше, Литве и др. — такая политика оформлена законодательно. У нас с большим запаздыванием закон о теплоснабжении только еще разрабатывается.

При разработке национальной политики важно обратить внимание на два момента. Во-первых, как правило, активно обсуждаются проблемы только больших СТ. Однако, наиболее проблемными для многих российских регионов являются как раз малые локальные рынки тепловой энергии, которые создают непропорционально большую экономическую нагрузку по обеспечению теплоснабжения. Во-вторых, уже сегодня ежегодные вложения в модернизацию СТ превышают 500 млн долл. США. Однако, многие меры предусматривают лишь модернизацию уже существующих систем без пересмотра концепции теплоснабжения.

Прежде чем говорить о развитии, модернизации и реабилитации существующих СТ необходимо дать диагноз степени их системной оптимальности. Опыт работы в ХМАО позволил отнести к числу основных системных проблем функционирования теплоснабжения населенных пунктов следующие:

существенный избыток мощностей источников теплоснабжения;

завышенные оценки тепловых нагрузок потребителей;

избыточную централизацию многих СТ; высокий уровень потерь в тепловых сетях (ТС); разрегулированность СТ; нехватку квалифицированных кадров, особенно для МО, вошедших в третью группу. К сожалению, этим аспектам анализа уделяется недостаточное внимание. Только в одном из районов Москвы коррекция тепловых нагрузок позволила получить экономию 1200 руб./чел. в год бюджетных дотаций [2]. В Пензе счета за ГВС выставляются по максимальной нагрузке СТ. Получаемая от установки приборов учета экономия как раз и показывает, что нагрузки потребителей прежде рассчитывались неверно. Во многих локальных СТ отмечается значительный избыток располагаемых мощностей (см. рис. 1). Их содержание приводит к существенному росту издержек. Многие новые источники теплоснабжения строятся с огромным и необоснованным запасом мощности. Мотив простой: чем больше мощность, тем больше «откат».

Эксперты и администраторы бросаются из одной крайности в другую при обсуждении рационального уровня централизации теплоснабжения. У сторонников и противников централизации есть свои аргументы [3]. Важнейшим же из них должен стать анализ плотности тепловых нагрузок. Для 70% российских СТ плотность нагрузок находится за пределами зоны высокой эффективности ЦТ и даже вне зоны предельной эффективности ЦТ (см. рис. 2). В системах с низкими плотностями высоки даже нормативные потери в сетях. Низкое качество их эксплуатации приводит к повышенному уровню потерь по сравнению с нормативными еще на 5−35%.

Логика определения порога централизации может быть сведена к довольно простому расчету. В малых автономных СТ требуется большая установленная мощность котельного оборудования для покрытия пиковых нагрузок. В больших централизованных системах пиковые нагрузки по отношению к средней используемой мощности существенно ниже. Разница, как раз, равна средней используемой мощности. Для котельных на газе единичная стоимость мощности и издержки производства слабо зависят от масштаба источника. Поэтому, при условии, что средняя окупаемость вложений в дополнительную мощность для децентрализованного теплоснабжения равна 10 годам, равнозначность вариантов появляется при условии, что в ТС теряется не более 10% произведенного на централизованном источнике тепла. Этой границей и определяется зона высокой эффективности ЦТ. Можно проводить более сложные расчеты и менять допущения, но итог будет практически таким же. При более жестких требованиях к окупаемости капитальных вложений в децентрализацию (6 лет), максимальный уровень потерь в ТС составит 15%, что и принято в качестве верхнего предела эффективности централизованного теплоснабжения.

В среднем по России потери в ТС составляют 20−25%. В тариф включаются только 7−10%. В итоге теплоснабжающие компании вынуждено стремятся завысить и подсоединенные нагрузки, и объемы отпуска тепла потребителям. В Литве в 2000 г. решили выйти из «зазеркалья», признали тепловые потери равными 20% и ведут целенаправленную работу по их снижению. К 2003 г. потери удалось снизить до 16% [4].

Диагноз проблем российских котельных следующий:

высокие удельные расходы топлива на производство тепловой энергии (ТЭ); недостаточная оснащенность приборным учетом потребления топлива и отпуска ТЭ; низкий остаточный ресурс и изношенность оборудования;

отсутствие на многих котельных работ по наладке режимов котлов;

нарушение качества топлива, вызывающее отказы горелок;

низкий уровень автоматизации, отсутствие автоматики или применение непрофильной автоматики;

отсутствие или низкое качество водоподготовки;

несоблюдение температурного графика; высокая стоимость топлива; нехватка и недостаточная квалификация персонала котельных.

Как показал анализ по ХМАО, 64% муниципальных котельных имеют КПД ниже 80%, 27% котельных имеют КПД ниже 60%, а 13% котельных имеют КПД даже ниже 40%. Удельные расходы топлива на производство ТЭ существенно выше нормативных, на отдельных котельных они достигают уровня 500 кг у.т./Гкал и даже 1095 кг у. т/Гкал (см. рис. 3).

Удельный расход электроэнергии на выработку и транспорт теплоты для большинства котельных также существенно превышает нормативные значения, а для 60% котельных даже максимальное нормативное значение (см. рис. 4). Только 67% газовых и нефтяных котельных оснащены приборами учета расхода топлива и только 30% всех котельных оснащены приборами учета производства ТЭ. Показатели отказов всех типов котельного оборудования находятся на достаточно высоком уровне. На большинстве мелких котельных отсутствует водоподготовка. Долговечность ТС, эксплуатирующихся в таких условиях, не превышает 6−8 лет. Крайне важно осуществить модернизацию систем управления в существующих котельных, что позволит эксплуатировать их в оптимальных режимах и сократить излишний персонал.

Главными проблемами эксплуатации российских ТС являются:

высокий уровень потерь — в среднем 20−25%; высокий уровень затрат на эксплуатацию ТС — в целом они составляют около 50% всех затрат в СТ;

избыточная централизация в трех четвертях всех СТ, которая обуславливает завышение даже нормативных потерь на 5−10%; высокая степень износа ТС и превышение критического уровня частоты отказов; неудовлетворительное техническое состояние ТС, нарушение тепловой изоляции и высокие потери ТЭ;

нарушение гидравлических режимов ТС и сопутствующие ей недотопы и перетопы отдельных зданий.

Практически во всех СТ частота отказов превышает приемлемый уровень, в ряде систем приближается к критическому, а во многих системах уже превысила критический уровень. Техническое состояние ТС многих населенных пунктов неудовлетворительно. Фактические потери в 70% СТ составляют 20−60%. Интенсивность перекладки трубопроводов составляет 2−3%, что ниже необходимого уровня перекладки, составляющего 5−8%.

Главными проблемами потребителей жилищно-коммунальных услуг (ЖКУ) являются:

неоднозначность приобретаемого продукта: ресурсы (Гкал, литры, кВт. ч) или услуги по обеспечению комфорта (температура и влажность в помещении, работа водоразборных приборов, освещенность и т. п.); низкая степень организованности населения как потребителя коммунальных ресурсов, лишение его возможности реализовать минимальные права покупателя на рынке: определять количество, качество и цену приобретения услуги или ресурса; существенное завышение расчетного потребления коммунальных ресурсов в жилых домах по сравнению с фактическим; низкая степень охвата жилых зданий приборным учетом потребления ТЭ и воды; низкая степень охвата домохозяйств поквар-тирным учетом воды и средствами регулирования теплопотребления; низкие характеристики теплозащиты жилых зданий и их ухудшение из-за недостаточных ремонтов ограждающих конструкций жилых и общественных зданий;

отсутствие у эксплуатирующих жилой фонд организаций стимулов к повышению эффективности использования коммунальных ресурсов;

неразвитость рынка услуг по утеплению квартир и повышению эффективности использования воды;

ограниченность способности и готовности населения платить за коммунальные услуги и связанные с этим энергичное противодействие повышению тарифов на ЖКУ и низкий уровень собираемости платежей. Население является не покупателем, а только потребителем ЖКУ, оно не может контролировать объем, качество и цену предоставляемых ЖКУ и даже не может отказаться от их потребления. Согласно правилам предоставления коммунальных услуг, не платить за коммунальные услуги можно лишь при не обеспечении теплового комфорта.

Главными проблемами тарифообразования на тепло на муниципальных объектах являются: нацеленность муниципальных предприятий теплоснабжения преимущественно на обеспечение их надежного функционирования любой ценой. Эта цена варьируется в диапазоне от 240 до 7000 руб./Гкал. Диапазон цен в странах Восточной Европы и СНГ, импортирующих российский газ, составляет 150−1500 руб./Гкал;

высокие расходы бюджетов на покрытие разницы в тарифах от 50 до 1100 руб. на 1 Гкал; перекрестное субсидирование ТЭ ведет к «выжиманию тарифными клещами» централизованных источников теплоснабжения даже из зон оптимальной централизации; производимая на муниципальных источниках ТЭ преимущественно является неконкурентоспособной на локальных рынках тепла; теплоснабжение котельный коммунальный затраты на производство и транспорт ТЭ практически повсеместно не разделяются; в структуре затрат топливо не является основной составляющей;

высокие затраты на транспорт ТЭ обеспечивают окупаемость капитальных вложений в децентрализацию и модернизацию СТ; большей части муниципалитетов не удалось создать эффективную систему контроля за динамикой издержек в СТ; нет никаких встроенных механизмов стимулирования предприятий теплоснабжения к снижению затрат.

Ведомственные источники часто выигрывают ценовую конкурентную борьбу с муниципальными источниками. Производство ТЭ на индивидуальных газовых котлах также часто обходится потребителям дешевле. Во многих СТ на долю топлива приходится только 7−30% затрат на газовых котельных и 10−40% на жидкои твердотопливных котельных. Даже радикальное повышение эффективности работы СТ за счет модернизации котельных и ТС позволит получить только умеренное снижение расходов на производство ТЭ. Напротив, рационализация «прочих расходов» способна дать весьма внушительную экономию средств и сформировать источник для инвестирования. Таким образом, проблем накоплено множество. Их можно пытаться решать изолированно, но такой подход обречен на неудачу. Необходим системный программный подход к решению перечисленных выше проблем.