Чтение онлайн

По расчетам игроков рынка, ежегодно на тепловое хозяйство в стране тратится, с учетом вливаний из бюджетов, от 1,5 до 2 трлн рублей (около 3% ВВП). Это больше расходов на генерацию электроэнергии. Российский рынок тепла крупнейший в мире! Централизованного тепла у нас производится в 11 раз больше, чем в США, хотя рынок электроэнергии в России в четыре раза меньше, чем в Америке. И все это огромное российское хозяйство работает в убыток и каждый год требует все больше средств на поддержание. Отсюда следуют два главных вывода:

— рынок российского тепла — это крупнейшая в мире дыра, съедающая энергоресурсы, при стабильном и большом платежеспособном спросе;

— а если так, то рынок российского тепла — это одна из крупнейших в мире возможностей для заработка.

Изношенность сетей и тариф: откуда берется дыра

Огромные потери тепла в распределительных сетях и сквозняки в помещениях приводят к потерям до 50% тепла. Это требует увеличения мощности магистральных трубопроводов, где теряется еще около 10%. Итого российская система теплоснабжения теряет 60% энергии на транспортировке и неоптимальной эксплуатации.

К настоящему времени система теплоснабжения заметно деградировала. Уровень износа в теплоэнергетическом комплексе в среднем по стране достигает 70%. По официальным данным Министерства энергетики, 68% труб не менялось более 25 лет. Эти трубы оплетают все без исключения российские города. Если ничего не менять, то уже через три-четыре года уровень износа достигнет 85%. После этого в системе каждый день (!) будут случаться серьезные аварии. Так что остаточной прочности нет.

Нормативный срок жизни тепловой сети — 25 лет. Это значит, что ежегодно должно обновляться 4% сетевого хозяйства, тогда система останется в том состоянии, в котором она находится сейчас. Но даже этого мы сегодня сделать не можем. В абсолютных цифрах по всей стране должно ежегодно меняться 13,2 тыс. км труб, а меняется (по данным Росстата) не более 10 тыс. км. Производители труб говорят, что цифры Росстата сильно завышены. И чем дальше идет процесс, тем сложнее его остановить, так как плохие сети — это большие потери, не покрываемые (да и не могут такие потери покрываться) тарифами.

Тарифы теплового хозяйства жестко нормированы, они устанавливаются местными властями исходя из теоретических моделей бизнеса. «Идеальная» котельная присоединена к «идеальным» сетям — так появляется норма. В норме заложены стоимость топлива, амортизация и небольшие — около 10% — потери. Но обветшалость труб приводит к росту потерь тепла сверх нормы. По данным Росстата, потери в сетях за последние десять лет выросли с 9 до 15%. По данным Министерства энергетики — до 20–30%. (Отраслевики называют еще более суровые цифры: местами теряется и до 40% произведенного тепла.) Возьмем среднюю величину: 20% потерь на квартальные сети и 10% — на магистральные.

Но и это еще не все потери. Российские многоэтажные дома строятся по старым технологиям. Да и сейчас мало кто из жильцов или управляющих компаний задумывается об экономии тепла. Кто-то ставит энергосберегающие окна и двери, а кто-то нет. Но поскольку система отопления централизована и нацелена на то, чтобы обогреть самую холодную квартиру в доме, даже забота о теплосберегающих технологиях приводит не к экономии, а к еще большим потерям тепла: утеплившиеся не могут отключить батарею и открывают окно. Так теряется еще 10–15% тепла. Тепло теряется из-за незакрытых окон и дверей в подъездах, неутепленных крыш и подвалов. Так уходит еще до 10–15% тепла. Осенью и весной традиционный «перетоп» — еще 10%. В итоге Россия тратит до 60% (!) произведенного в стране тепла на отопление улицы.

Не надо забывать, что тепло еще нужно произвести. КПД тепловой станции 60%, в сетях потеряется еще 60%. В итоге до конечного потребителя доходит в лучшем случае треть сожженной энергии. И на все это ненормированное отопление улицы нужно закупать ежегодно дорожающее топливо — газ, уголь, электроэнергию, мазут, дизель (см. график 1). В итоге зачастую на энергоресурсы тратятся почти все деньги, которые может добыть тепловое хозяйство. Поддерживать же его в работоспособном состоянии приходится вливаниями из бюджета. Но бюджеты регионов тоже ограниченны, вливания их направлены лишь на поддержание текущей работоспособности системы. Ни о какой принципиальной модернизации в такой ситуации речи быть не может.

Вместо черной дыры — эффективное хозяйство

Централизованное производство тепла в России выглядит так: функция его выработки возложена на крупную ТЭЦ, которая одновременно с теплом генерирует электроэнергию (когенерация). Тепло от такой станции — это побочный продукт, который и используется в отоплении населенных пунктов. От ТЭЦ по магистральным трубопроводам тепло подается на центральный тепловой пункт (ЦТП), который регулирует режим теплоснабжения и водоснабжения для конкретных микрорайонов. Но не стоит забывать о потерях тепла в квартальных сетях. К тому же ЦТП ориентируется в своей работе на среднюю температуру в районах. В итоге в тех домах, что ближе к главной генерирующей станции, — «перетоп», в тех, что дальше, — «недотоп». В современном мире эта проблема решена переходом от ЦТП к ИТП, то есть к индивидуальным тепловым пунктам, которые обслуживают теплом дом или его часть, а сам ИТП подключен непосредственно к магистральному трубопроводу. ИТП позволяет обеспечить качество и количество тепловой энергии в точном соответствии с погодными условиями, без «недотопов» и «перетопов».

Схема «когенерация — ИТП» сейчас считается одной из самых эффективных в мире, и нереализованных возможностей когенерации в России много. Например, финская Fortum построила вблизи города Нягань в Ханты-Мансийском автономном округе Няганскую ГРЭС — одну из самых эффективных тепловых станций в мире. При этом ее КПД где-то порядка 56%. Это означает, что 44% тепла теряется в атмосфере. А это тепло можно использовать и отапливать им квартиры. Тогда КПД станции может достигать 85%. Такое тепло, выработанное в режиме когенерации, стоит гораздо меньше, чем от обычных котельных. Няганская ГРЭС могла бы полностью обеспечивать теплом Нягань с 55 тыс. жителей по цене 800–900 руб./Гкал, а 16 городских котельных, тариф которых 1400 руб./Гкал, можно было бы закрыть (либо использовать только во время пиковой нагрузки). При этом тепла от ГРЭС можно забирать ровно столько, сколько нужно, а не сколько она производит. И КПД повысится ровно настолько, сколько тепла заберет потребитель. Решение эффективное, но пока не реализованное из-за отсутствия договоренностей с местными властями.

Тепло от режима оптовой когенерации в теории вещь очень эффективная, но, во-первых, этот режим можно применять лишь в условиях густонаселенных районов, во-вторых, он требует наличия эффективной генерирующей станции. Если же в режиме когенерации работает «динозавр», построенный сорок лет назад, то КПД его очень низок вне зависимости от режима эксплуатации. В-третьих, выработка тепла на крупных станциях требует наличия крупных магистральных трубопроводов, на строительство и реконструкцию которых необходимы дополнительные средства.

С другой стороны, вне зависимости от того, вырабатывается тепло в режиме когенерации или в небольших котельных, использующих местные виды топлива с очень высоким КПД, необходимы серьезные вливания средств в переустройство системы с советского типа на тип европейский, когда потребление можно регулировать, за расходами тепла ведется автоматизированный учет, а общие потери не превышают 5–6%.

Для российского рынка такой переход неизбежен. Например, по данным Минэнерго, тепловая система Саратовской области тратит 82,5% выручки на закупку энергоресурсов. Если затраты на потери сократить до европейского уровня 5–6%, то одно из самых убыточных предприятий станет очень рентабельным, так как затраты на топливо сократятся до 40% выручки. Потенциальная рентабельность в таких условиях — 40%! Так из черной дыры саратовское тепловое хозяйство может превратиться в эффективное, а потребление тепла снизится с 0,3 Гкал/м2, как в Березняках до 0,11 Гкал/м2, как в Финляндии. То есть если обустроить сектор правильно, можно получить трехкратную экономию на топливе.