Казалось бы, в результате реформы ЕТО окажется на хозрасчете. Она будет покупать самое дешевое тепло, которое есть на рынке, и, как результат, будет меньше загружать неэффективные котельные. Высвободятся деньги, которые можно направить на ремонт оборудования и теплотрасс, снизится аварийность, уменьшатся потери. Но приглядимся к этой прекрасной картине внимательнее.
Схема с ЕТО реально может заработать только в том населенном пункте, где есть система закольцованных трубопроводов, в которую подают тепло сразу несколько независимых производителей. Тогда ЕТО, владея трубопроводом, действительно будет выбирать самый дешевый источник тепла. В России такое возможно лишь в 36 городах с населением больше 500 тыс. человек. Потенциально ее можно масштабировать еще на 200 городов, где есть крупные ТЭЦ. И все.
Говоря простым языком, новая модель рынка позволяет частному капиталу в лице теплогенерирующих компаний, ТГК и принадлежащих им ТЭЦ стать ведущими игроками в крупных городах. При этом в последние годы объем загрузки ТЭЦ — теплоэлектростанций ТГК — по теплу по ряду причин падает. «Доля полезно используемого сбросного тепла когенерации с 1992 по 2012 год упала с 59 до 48 процентов. Одновременно огромными темпами растет число котельных, сжигающих газ (в 2010−2011 годах годовой рост — 57,6 процента). Сейчас доля котельных в производстве тепла составляет 67 процентов», — приводит данные Игорь Миронов. Переход потребителей на котельные — важнейший тренд, который явно не радует ТЭЦ и ТГК, самые крупные из которых принадлежат «Газпрому» и КЭС-холдингу. Новые правила рынка, предлагаемые Минэнерго, позволят ТЭЦ начать наращивать свою долю. Дело в том, что производимое ими тепло стоит намного дешевле, чем у котельных. Но в случае изменения модели рынка ТЭЦ смогут стать основными поставщиками для ЕТО, даже подняв свои отпускные цены. Таким образом, у них появится шанс переломить тенденцию ухода теплоснабжения от крупной генерации.
Возможно, это было бы неплохо: многие ТЭЦ могли бы вернуться в зону рентабельности, на рынке исчезло бы перекрестное субсидирование. Но загвоздка в том, что экономически обоснованный тариф при текущих КПД станций и потерях в сетях колоссален, гораздо больше любого «альтернативного» тарифа. В итоге при реализации инициатив Минэнерго главными пострадавшими в секторе могут оказаться те самые ЕТО, при этом инвестиции в сектор так и не хлынут, а тарифы вновь придется повышать.
Тариф плюс
Из внутренних документов Минэнерго, оказавшихся в распоряжении «Эксперта», следует, что с вводом тарифа «альтернативной котельной» в 200 городах страны цены на тепло могут подняться с текущих 1241 до 1569 рублей (+26%) за гигакалорию. Цифра 1569 рублей состоит из затрат на покупку энергоресурса (газа), возврата капитала, потерь в сетях, содержания сетей и ставки за мощность.
По мнению сторонников законопроекта, такой тариф позволит к 2030 году снизить износ теплосетей с текущих 60 до 30%, а износ оборудования ТЭЦ — с 68 до 50%.
Официально Минэнерго о повышении тарифов не говорит: в ведомстве нам сообщили, что уровень цены «альтернативной котельной» окончательно не определен, поэтому сейчас невозможно точно оценить, насколько изменятся цены в результате введения новой модели. В настоящее время на площадке НП «Совет рынка» выбирают технического консультанта, с участием которого будет предложен указанный уровень цены.
Отраслевые эксперты также призывают не ориентироваться на показатель 26%, так как эта цифра расчетная. «Проблема всей отрасли, в том числе будущих ЕТО, в том, что затраты этих компаний до сих пор считают по нормам, а не исходя из реальных показателей. Потери в сетях заложены в новом тарифе в размере 12 процентов, тогда как реальные потери — 20–25 процентов. Считается, что население платит 100 процентов, тогда как реальная собираемость 95 процентов. Эта разница — реальные убытки, не учитываемые при утверждении тарифов. Все они лягут на ЕТО. Кто-то их должен будет покрывать», — говорит генеральный директор ресурсоснабжающей организации «Коммунальный энергетик»
