Барнаул: снять ограничения развития

Это третья глава специального доклада «Три «альткотельных» в Алтайском крае: итоги и перспективы». Весь спецдоклад доступен по этой ссылке

Если в Рубцовске сконцентрировались все возможные проблемы в организации теплоснабжения (износ сетей и генерирующего оборудования, многолетнее тарифное недорегулирование, вытекающее из этого отсутствие инвестиционной составляющей в тарифе и невозможность привлечения необходимых объемов инвестиций), то решение о переводе на «альткотельную» Барнаула, 600-тысячного по населению административного центра Алтайского края, выглядело не столь очевидным.

Однако к моменту выхода постановления правительства РФ №1735-р об отнесении краевой столицы к ценовой зоне (это случилось 3 августа 2019 года) состояние системы теплоснабжения здесь тоже без всяких сомнений можно было охарактеризовать как неудовлетворительное. 

«Островками» спокойствия, в отличие от ситуации в Рубцовске, оставались только две угольных ТЭЦ СГК, но эти станции работали на ОРЭМ, а потому основное оборудование на них постоянно обновлялось, да и за тепловыми сетями в своих контурах СГК так или иначе следила. В Схеме теплоснабжения города на 2020 год приведена карта с обозначением зон ненормативной надежности теплоснабжения: на фоне красной сетки выделяются пара небольших синих островков вокруг ТЭЦ.

На локальных источниках тепла (муниципальных котельных) оборудование работало по 20-25 лет, и там сформировался заметный дефицит располагаемой мощности. Износ оборудования 477 центральных тепловых пунктов (ЦТП) доходил до 98%, разрушались и строительные конструкции бойлерных. 73% от суммарной протяженности трубопроводов, или более 1,26 тыс. км в однотрубном исчислении из 1,5 тыс. км (из них 329 км – магистральных), имели срок службы 30 лет и более, то есть сильно выше нормативного. Фактические потери в трубопроводах более чем на 25% превышали нормативы, что являлось ярким показателем низкой эффективности работы всей системы централизованного теплоснабжения. При необходимости замены 3% тепловых сетей в год (это 45 км) действующая модель тарифного регулирования позволяла производить перекладку менее 1% (не более 13 км, причем из них всего километра по три в год – магистральных). 

Неудивительно, что в городе росло число повреждений и порывов на трубопроводах, с отключением значительного числа потребителей. По данным СГК, за отопительный сезон 2018-2019 годов ограничения теплоснабжения так или иначе затронуло более 480 тыс. жителей Барнаула – то есть почти три четверти населения города. Рост количества дефектов, выявляемых как во время отопительного сезона, так и по результатам гидравлических испытаний, составлял десятки процентов от года к году (только за 2018 год он вырос на 18,1%). По официальным данным, в пересчете на 100 км в Барнауле тогда фиксировалось 91 повреждение – в Рубцовске, конечно, с этим было еще хуже, но разве такое могло успокаивать? 

Социальных бунтов в краевом центре удавалось избежать только потому, что специалисты СГК успевали быстро устранять дефекты. Но все могло измениться к худшему: в 2019-м в компании провели расчеты, и выяснили, что если все оставить как есть, то в ближайшее 10 лет повреждаемость в пересчете на 100 км вырастет до 136 инцидентов, средний возраст труб – с 34 до 44 лет, а доля исчерпавших нормативный ресурс трубопроводов – до 85%. Кроме снижения качества и надежности снабжения тепловой энергией потребителей, такое положение ставило крест на планах городского развития. 

«Основная причина перехода Барнаула на новую модель рынка тепла по принципу «альтернативной котельной» заключалась в острой необходимости инвестиций для комплексной модернизации системы теплоснабжения города», - отмечали в Институте экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ. Отталкиваясь от опыта Рубцовска, краевые власти в паре со знакомой ЕТО оказались полны готовности сработать на опережение. «В Алтайском крае у нас, энергетиков, и властей было меньше вопросов друг к другу, потому что перед глазами стоял Рубцовск, и все видели, к чему привело там промедление и откладывание вопроса на потом. В памяти все было еще свежо. А из открытой статистики всем было понятно, что и в Барнауле тоже надо что-то делать, чтобы не довести тут ситуацию до «рубцовской». Была и критика, и вопросы, но в итоге мы решили двигаться в Барнауле по той же модели», - рассказывал «Кислород.ЛАЙФ» директор Алтайского филиала СГК Игорь Лузанов.

Планы и перспективы 

Проект «альткотельной» в Барнауле, также как и в Рубцовске, включает реализацию концессий – в данном случае даже не одной, а трех. Концессионные соглашения были подписаны в 2017 и 2019 годах. Важнейшими направлениями инвестиций для СГК стали, понятное дело, тепловые сети и котельные, но в Барнауле еще и ЦТП. 

Так, еще в 2018 году СГК инвестировала во все это 406,7 млн рублей, из них 326,7 млн ушли на модернизацию двух котельных на улице Нагорной и Павловском тракте (уже с расчетом на то, что муниципалитет будет отнесен в ценовой зоне теплоснабжения). Для модернизации двух источников энергетики реконструировали тогда 2,1 км тепловых сетей, еще 3,7 км построили заново, обновили оборудование и на двух ЦТП. Остальные инвестиции ушли на замену насосного оборудования пяти ЦТП, а на 14-ти бойлерных реконструировали здания. 

С 2019 года вложения осуществлялись уже в рамках «альткотельной» (то есть работа шла на опережение – ведь Барнаул был отнесен к ценовой зоне только в августе 2019 года) – и общая сумма сразу взлетела до 1,2 млрд рублей! Средства ушли на реконструкцию 15,3 км «старых» и строительство 8,3 км новых теплосетей, замену оборудования на 15-ти ЦТП и реконструкцию строительной части девяти ЦТП. В прошлом году СГК инвестировала 813,9 млн рублей в реконструкцию 17,7 км теплосетей и на строительство 0,5 км, автоматизацию котлов шести котельных, замену оборудования на 70-ти ЦТП и реконструкцию зданий еще шести ЦТП. 

В этом году вложения в обновление теплосетевого комплекса Барнаула составят 1,3 млрд рублей. В счет этих средств будет переложено 29 км теплосетей на 59 участках. Кроме того, заменят насосные агрегаты на 22 ЦТП и еще на 25 реконструируют строительную часть. 

Планы на 2022 год – 775,5 млн рублей на реконструкцию 19,2 км тепловых сетей и строительство 0,2 км, запуск трех новых котельных, реконструкцию оборудования трех «старых» и автоматизацию котлов еще одного малого теплоисточника. На 41 ЦТП будет заменено оборудование, а на пяти ЦТП – реконструированы здания. Хотя до 2030 года инвестиции будут с каждым годом постепенно сокращаться – с 869,7 млн рублей в 2023 году до 256,9 млн рублей в 2030 году, но в целом за все годы с 2018-го и до окончания срока действия соглашения об исполнении Схемы теплоснабжения в ценовой зоне в 2031 году, компания инвестирует в Барнаул порядка 7,5 млрд рублей.

Всего за это время запланировано строительство и реконструкция 132 км теплосетей, восстановление 16 км линий циркуляции ГВС, ремонт насосного и теплообменного оборудования на 226 ЦТП, замещение шести, а также автоматизация и повышение эффективности трех десятков локальных котельных. 

За счет этого планируется достичь снижения количества аварийных ситуаций на источниках с 85 (2018 год) до 51 ед. в 2033 году, аналогично – на тепловых сетях – с 1213 до 651 ед.; снижение потерь тепловой энергии за тот же период с 37,9% до 35,3%; снижение продолжительности планового перерыва в горячем водоснабжении в связи с производством ежегодных ремонтных и профилактических работ с 24 до семи дней; снижение доли бесхозяйных тепловых сетей с 1,6 до 0% уже к 2024 году.

Первые итоги подводить рано 

Нужно быть реалистами и понимать, что эффект от перехода Барнаула к «альткотельной» станет ощутим лишь в перспективе ближайших трех-пяти лет. Если говорить в моменте, то рядового потребителя более всего интересует информация о повреждаемости теплосетей, так как именно этот параметр обозначает для него комфорт и безопасность. На второй год работы системы теплоснабжения Барнауле в ценовой зоне можно говорить о следующих уже достигнутых результатах.

Во-первых, с 2019 года в семь с половиной раз увеличился объем реконструируемых тепловых сетей (с 2,1 км в 2018 году, до 15,9 км и 17,7 км в 2019 и 2020 годах соответственно) с увеличением направляемых на реконструкцию инвестиций почти в 16 раз: 36,7 млн рублей в 2018 году, 583,4 млн рублей и 551,3 млн рублей в 2019 и 2020 года соответственно.

В итоге рост повреждаемости в магистральных тепловых сетях, которые, как ни крути, продолжают стареть, стабилизировался на уровне 2-3%. Это может свидетельствовать о том, что ситуация взята под контроль – в отопительный сезон 2020-2021 на магистральных сетях было выявлено 10 дефектов (против 11 в сезон 2019-2020 годов, 20 в 2018-2019 и 43 – в 2017-2018). Очевидно, что количество выявленных в отопительный период дефектов будет снижаться и далее.

Во-вторых, в распределительных сетях в прошлом году (по сравнению с 2017-м) произошел резкий, более чем полтора раза, рост повреждаемости, что можно объяснить, в том числе, приемом СГК в 2019-м на обслуживание 211 км муниципальных и бесхозных сетей (дополнительно нужно учитывать, что до заключения в 2017 году концессионного соглашения 912 км сетей находились у СГК в аренде, а договор аренды не дает права эксплуатирующей организации вкладываться в реконструкцию и капремонт имущества). Неудивительно, что если в 2019–2020 годах упор в ремонтных кампаниях СГК в Барнауле был на магистрали, авария на которых влечет за собой отключение отопления зимой у большого количества потребителей, то в программе ремонтов текущего года 42 из 60 участков – это уже работы на внутриквартальных трубопроводах. И эта диспропорция будет только нарастать. 

Второе важное направление повышения эффективности всей системы – сокращение источников тепла. Централизованное теплоснабжение Барнаула обеспечивают ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 СГК суммарной установленной тепловой мощностью 2 678 Гкал/час, локальные котельные (695,7 Гкал/час, их более 50) и многочисленные индивидуальные источники (в т.ч. крышные котельные на новых МКД). Имеющийся резерв тепловой мощности на объектах когенерации (двух ТЭЦ) способен покрыть нагрузки значительной части потребителей, запитанных от локальных источников тепла: присоединенная нагрузка к станциям составляла 1 740,5 Гкал/час при располагаемой тепловой мощности станций 2 587,4 Гкал/час. Неудивительно, что еще в Схеме теплоснабжения на 2019 годотмечалось, что за счет мероприятий по переключению тепловой нагрузки на ТЭЦ СГК почти все котельные с дефицитом тепловой мощности в 2017-2020 годы можно вообще спокойно вывести из эксплуатации. 

Этим, собственно, СГК и занимается. К концу 2026 года, по планам компании, в городе должно остаться всего 20 малых теплоисточников (вместо 35, переданных под ее крыло; речь про муниципальные котельные – замещение производственных, работающих только на собственные нужды, ведется в рамках бизнес-диалогов). Нагрузки части котельных, где это технически возможно, планируется переключить на ТЭЦ, некоторые объекты – реконструировать и перевести на газ, другие автоматизировать, на третьих – соединить контуры. Решения каждый раз принимаются индивидуальные. Планируется и строительство блочно-модульных котельных (БМК) взамен старых угольных кочегарок. Всего по этому направлению и в рамках концессий, и в рамках «алькотельной» СГК планирует затраты на уровне 1 млрд рублей. 

Эта работа, как и в Рубцовске, да и в других городах присутствия компании, имеет ярко выраженную экологическую направленность: например, в этот отопительный сезон будет закрыта старая котельная на улице Никитина – 720 метров трубопроводов соединят ее потребителей с контуром ТЭЦ-3. На этом источнике работали два котла, по факту, печки: уголь мелкой фракции загружался вручную, никакой очистки дымовых газов не было. Раньше котельную, которая отапливает пятиэтажный дом и два административных здания, окружали дома частного сектора, но за последние годы территория обросла многоэтажками, жителям которых черный дым в окна совсем не нравится. «Большая часть таких котельных расположены либо в центре Барнаула, либо в густонаселенных районах. Реконструкция позволит улучшить экологическую обстановку в городе, а потребители получат стабильную и качественную услугу по теплоснабжению», – заявлял Александр Гросс, директор теплосетевого подразделения СГК в Барнауле. 

Не слишком заметное для горожан, но важное направление инвестиций – ЦТП, расположенные как в отдельных зданиях, так и в подвалах домов. В зависимости от нагрузки одна бойлерная может обслуживать от нескольких домов до целых кварталов. Новых тепловых пунктов в Барнауле немного, остальные же стареют не только в части оборудования, сами помещения и строения нуждаются в реконструкции. Ветхая кровля – их главная проблема: для ЦТП, где насосы работают от электричества, это небезопасно. В приоритете у СГК сейчас бойлерные, в которых насосы выработали ресурс, или здания которых представляют опасность для персонала. Новое насосное оборудование фирмы Wilo способно обеспечить бесперебойное качественное теплоснабжение жителей и снизить годовые затраты на электроэнергию. Общие вложения СГК в обновления ЦТП только в этом году – 118,9 млн рублей, а всего же по этому направлению планируется до 2027 года затратить 356,6 млн рублей.

«Комплекс запланированных инвестиционных мероприятий по модернизации системы теплоснабжения Барнаула на период до 2033 года требует капитальных затрат в объеме более 10 млрд рублей, при этом порядка 94% финансирования приходится на тепловые сети. О результативности внедрения в городе новой модели рынка тепла с уверенностью можно будет судить по итогам исполнения заявленной инвестиционной программы, однако амбициозность и масштабность инвестиционных планов по развитию системы теплоснабжения Барнаула, очевидно, обеспечивается применением нового механизма ценообразования по принципу «альткотельной» как не имеющего действенных аналогов», - заявили «Кислород.ЛАЙФ» в Институте экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ.

Отложенные эффекты

Дискомфорт от деятельности теплоснабжающих организаций жители испытывают как минимум дважды в год: в отопительный сезон – при ограничениях подачи тепловой энергии, вызванных необходимостью ликвидации порывов; и в межотопительный период – от разрытий при ремонте теплотрасс. Для города масштаба Барнаула кратно выросшие инвестиции в теплосети обернулись, как ни странно, «головной болью» – в Рубцовске, к примеру, эта проблема проявилась гораздо слабее. Дело в том, что все теплотрассы физически невозможно переложить за год: город просто «встанет» от разрытий; да и найти достаточное количество подрядных организаций, особенно способных работать не только быстро (ремонтный сезон в Сибири короткий), но и качественно, для выполнения возросших объемов работ, оказалось не простой задачей. 

На практике вскрылась и еще одна проблема: так, для замены коммуникаций этим летом пришлось вскрыть на ул. Ядринцева дорогу, которую несколько лет назад отремонтировали в рамках федерального проекта «Безопасные и качественные дороги». И это не единичный случай. Объемы разрытий при ремонтах теплотрасс начнут снижаться лет через пять, поэтому синхронизация работ в рамках «альткотельной» и при реализации других госпрограмм благоустройства становится очевидным приоритетом. 

Еще одна волнующая потребителей проблема – это тарифы на тепловую энергию. До начала «альткотельной» стоимость тепла в контуре СГК в Барнауле составлял 1586 рублей/Гкал (на конец 2019 года). В рамках ценовой зоны с 1 января 2020 года это значение цены сохранилось, а 1 июля 2020 года цена выросла на ИПЦ+2%, до 1660 рублей/Гкал. Далее до 2029 года тариф будет расти теми же темпами ежегодно. 

Интересно, что в случае, если бы расчет предельной цены происходил по утвержденной правительством РФ методике, то рост – с учетом доведения от существующего тарифа до предельного уровня цен за 10-летний период – должен был бы составить ИПЦ+3,98% (или 8,98% год к году). Но в Барнауле решено было применить дополнительный понижающий коэффициент, разрешенный методикой – сделано это было для большего сглаживания ценовых последствий для потребителей. В итоге планируемый рост цен для потребителей в течение 10 лет и составит ИПЦ+2%.

Интересно, что в первом полугодии 2020 года установленный тариф был ниже предельной цены на 51%. И вот по этим достигнутым с городом договоренностям через десять лет цена на тепло все равно окажется ниже предельной – но уже на 20%. То есть при переходе к «альткотельной» в Барнауле был достигнут компромисс между предельной ценой и ценой, применяемой для расчетов с потребителями, который, тем не менее, позволит СГК вернуть произведенные инвестиции, и не приведет к чрезмерному давлению на потребителей. 

Кстати, выполненный при переходе к «альткотельной» анализ предельных цен и установленных тарифов на тепловую энергию для семи ТСО Барнаула показал, что действующие в их контурах тарифы оказались выше предельных цен (среди них ООО «Затан», ООО «Нерудная партия», ООО «Научный городок» СЦТ №61, АО «Авиапредприятие «Алтай» и др.). Для данных организаций в условиях ценовой зоны теплоснабжения была произведена «заморозка» тарифа (до достижения значения цены «альткотельной»). Доля прочих ЕТО в суммарном отпуске тепловой энергии в Барнауле не превышает 1,5%, но само по себе такое явление стало ярким показателем неэффективной работы данных котельных. «Заморозка» предельной цены на уровне тарифа, действующего на момент перехода к «альткотельной», поставила собственников этих объектов перед дилеммой: либо повышать эффективность производства тепловой энергии, то есть снижать ее себестоимость, либо уходить с рынка. При жизни в рамках обычного метода тарифного регулирования владельцы таких источников имели бы полное право и дальше каждый год требовать индексации установленного для них тарифа на уровень инфляции.

Для ответа на вопрос: почему в Барнауле нельзя было ограничиться концессионными соглашениями и потребовалось переводить город в ценовую зону, обратимся к Соглашению о реализации Схемы теплоснабжения – документу, который подписывают муниципальное образование и ЕТО при каждой «альткотельной», и в котором, в числе прочего, фиксируются и обязательства инвестора. Общие вложения в систему теплоснабжения города определены в Соглашении в объеме уже указанных выше 7,45 млрд рублей. Но важнее, как эта сумма распределяется. Инвестиции по двум концессионным соглашениям составляют «всего» 2,6 млрд рублей – только эта сумма «укладывается» в тариф, и то при условии, что «правила игры» при традиционном регулировании оставались бы неизменными, то есть рост тарифа определялся бы экономическими факторами, а не политическими решениями (в реальности, естественно, такое счастье оказалось бы невозможным). 

А вот вложения, связанные конкретно с переходом в ценовую зону, составляют уже более 4,8 млрд рублей, то есть почти в два раза больше «концессионных» денег. Учитывая «особенности» тарифного регулирования, риски невозврата именно этих инвестиций в старой модели для СГК увеличивались бы кратно. В ценовой же зоне этих рисков даже не возникает – именно благодаря гарантиям, которые обеспечивает сама модель «альткотельной». 

Кстати, в приложении к Соглашению прописано и то, что в рамках «альткотельной» инвестиции только в реконструкцию магистральных сетей составят 2,9 млрд рублей, и более трети, примерно 1,1 млрд, будут вложены до 2023 года! Как было указано выше, так оно и происходит. И уже в отопительный сезон 2019-2020 годов в сравнении с предыдущим ОЗП количество жителей, попадавших под отключение отопления, сократилось в 1,4 раза. В отсутствии упомянутых опережающих вложений в магистральные сети мы наверняка стали бы свидетелем менее радостных ситуаций. Так что с точки зрения потребителей эффект от реализации только концессионных соглашений не просто отсутствовал бы, а был бы ничтожен.

Читать весь спецдоклад