Отраслевая конференция 
«Теплоснабжение-2019»
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации

Выдержки из отчета «О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации», подготовленного Фондом энергетического развития, г. Москва

Причины конфликтных ситуаций в сфере теплоснабжения

Специфическая особенность теплоснабжения состоит в том, что предприятия этой одной из самых обширных отраслей страны имеют различную форму собственности и различных собственников, относящихся к малому, среднему и крупному бизнесу; предприятия рассредоточены по всей территории страны и находятся при этом в сфере ответственности органов местного самоуправления. Таким образом, экономика объектов теплоснабжения в значительной степени зависит от исполнительных и законодательных органов власти на местах - в конкретных городах и районах, а также от политической ситуации.

Однако попытки преобразований из центра вызывают противодействие на местах, у региональных властей зачастую недостаточно стимулов для того, чтоб заниматься этим сложным и социально резонансным вопросом.

Как показал проведенный анализ, в Российской Федерации взаимодействие компаний-операторов на рынке тепла с органами власти и прокуратуры, а также тарифными регуляторами, порождает в каждом субъекте Федерации четыре группы конфликтов:

1. Регулирование тарифов теплоснабжающих организаций;

2. Меры по социальной поддержке незащищенных групп населения в субъекте Федерации;

3. Определение прав и обязанностей собственников энергоактивов;

4. Скоординированность механизмов территориального и инвестиционного планирования для обеспечения сбалансированного развития систем теплоснабжения с учетом перспективных потребностей.

Группа конфликтов «Регулирование тарифов для теплоснабжающих организаций»

Регулирование тарифов на тепловую энергию производится региональными органами исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (далее - РЭК), являющимися структурными подразделениями администраций субъектов РФ. Тариф на тепловую энергию регулируется в соответствии с Основами ценообразования (Федеральный закон от 30 декабря 2004 г. № 210 «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса» и постановление Правительства РФ от 22 октября 2012 г. № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения»).

Позиции губернаторов и глав РЭКов совпадают, т.к. и губернатор, и РЭКи, в первую очередь, соблюдают интересы региональных администраций.

При регулировании тарифов РЭКи имеют право использовать метод экономически обоснованных затрат, но ограничены устанавливаемыми ежегодно Федеральной антимонопольной службой России (ранее - Федеральной службой по тарифам России) темпами роста тарифов для регионов. В связи с этим, в тарифы невозможно включить все те экономически обоснованные расходы, которые несут теплоснабжающие организации в процессе своей деятельности.

С судебной защитой субъектов тарифного регулирования также ситуация складывается не в пользу теплоснабжающих организаций: в последние годы четко просматривается тенденция принятия судами стороны государства в тарифных спорах. Это проявляется как принятие судебных решений, снижающих или не приводящих к возникновению финансовых обязательств бюджетов субъектов Федерации и бюджетов муниципальных образований.

Ситуация во многом обусловлена социальной политикой России: государство сдерживает уровень расходов на услуги ЖКХ в общем и тепловую энергию в частности для семейных бюджетов, но других источников восполнения выпадающих доходов субъектов рынка не предоставляет.

В ситуации дефицита финансовых ресурсов законодатель и исполнительная власть пользуются правами перекладывать часть финансовой нагрузки, связанной с исполнением социальных функций, на бизнес-структуры.

Политика искусственного сдерживания роста тарифов на коммунальные услуги путем административного давления на процесс тарифного регулирования является бесперспективной. Этот подход не только не способствует снижению нерациональных затрат, но и существенно тормозит институциональные преобразования. В конечном счете, отложенный рост тарифов все равно придется компенсировать, но уже с учетом неизбежных дополнительных потерь с точки зрения эффективности функционирования системы теплоснабжения. Экономический выигрыш может дать только реальная заинтересованность рыночных субъектов в повышении эффективности собственной деятельности.

Группа конфликтов «Меры по социальной поддержке незащищенных групп населения в субъекте Федерации»

Правительство РФ уделяет особое внимание защите уязвимых потребителей, которым могут быть недоступны коммунальные услуги по экономически обоснованным ценам (тарифам). Отсутствие системных мер по поддержке населения повышает влияние социально-политического фактора в системе теплоснабжения, а также создает угрозу для притока новых инвестиций, без которых может произойти снижение надежности и качества предоставляемых услуг в среднесрочной и долгосрочной перспективе.

В то же время местные власти зачастую в большей степени замотивированы к популистским решениям по сдерживанию темпов роста тарифов «здесь и сейчас», что в долгосрочном плане оказывает отрицательное влияние на отрасль.

При этом методы, не предполагающие адресности предоставления поддержки, являются для экономики и бюджетов самыми затратными. К тому же поддержку в данном случае получает не только тот потребитель, кому она действительно необходима, но и платежеспособный потребитель.

Отсутствие адресности в поддержке эффективных производителей привело к тому, что доля электроэнергии, выработанной ТЭС общего пользования в теплофикационном режиме, снизилась с 34% в конце 1980-х гг. до 28% в 2011 г.

Пережог топлива на ТЭС в сравнении с 1992 г. составляет ~37 млн т у.т. в год. Количество мелких коммунальных котельных с 2000 по 2011 гг выросло на ~20%. Более чем в 1,5 раза выросло число котельных, сжигающих природный газ.

Таким образом, вместо того, чтобы поддержать человека, поддерживаются на плаву компании-владельцы коммунальных котельных с высокими издержками.

Группа конфликтов «Права и обязанности собственников энергоактивов»

Провалы с реализацией инвестиционных программ в части регулирования технических параметров теплоснабжения в значительной степени обусловлены пробелами в действующем законодательстве. Четко определены права муниципалитетов не принимать не устраивающие их инвестиционные программы, но не дано никаких прав операторам теплового рынка отстаивать получение необходимых средств для финансирования своих планов.

Частично выявленный пробел заполняется механизмами, описанными в ФЗ № 119 «О теплоснабжении», который относит к полномочиям субъектов РФ лишь установление тарифов и контроль за соблюдением исполнения законодательства органами местного самоуправления.

Все полномочия по обеспечению надежного теплоснабжения потребителей возлагаются на муниципалитеты, в числе которых разработка и актуализация схемы теплоснабжения, подготовка к отопительному периоду, рассмотрение обращений потребителей и организация экспертизы и аудита по их требованию. В то же время ст. 5.2 Закона предусматривает возможность передачи полномочий муниципальных образований на уровень субъекта Федерации по соглашению с ним. Однако у теплового источника, инвестировавшего деньги в развитие тепловой схемы, отсутствуют законодательно закрепленные способы гарантировать возврат своих инвестиций.

Группа конфликтов «Скоординированность механизмов территориального и инвестиционного планирования для обеспечения сбалансированного развития систем теплоснабжения с учетом перспективных потребностей»

По требованию федерального законодательства в каждом городе долгосрочная схема теплоснабжения (на 15 лет) должна была быть готова еще в 2011 г., но они до сих пор (по состоянию на февраль 2016 г.) не утверждены в 8 из 39 городов с населением свыше 500 тыс. чел. и в 10% меньших поселений. Сейчас ответственности за отсутствие схемы нет.

Схема нужна, чтобы определить оптимальную работу системы с точки зрения технологии и экономики и рассчитать необходимые инвестиции в теплоснабжение.

Застройщики ожидают источники подключения новостроек от энергокомпаний, которые, в свою очередь, не могут эти источники предоставить, если схема теплоснабжения с инвестиционными программами энергетиков не утверждена.

Вместе с принятием схемы назначается единая теплоснабжающая организация (ЕТО) - крупнейший поставщик тепла в муниципальном образовании, владеющий источниками или магистральными теплосетями. ЕТО получает право заключать контракты с остальными поставщиками и теплосетями в пределах своего тарифа, а потребителям гарантирует надежность теплоснабжения. Как правило, конфликты возникают из-за нежелания давать статус ЕТО крупной генерирующей компании - это грозит закрытием котельных, неэффективных на фоне крупных ТЭЦ, и ликвидацией теплосетей, принадлежащих муниципалитетам или аффилированным с ними компаниям.

Основной спор касается выбора теплоисточника для новых районов - ТЭЦ или котельной - и сроков перевода тепловой нагрузки с котельных на ТЭЦ. Многие муниципалитеты, вопреки требованиям Минэнерго, лишь увеличивают нагрузку на неэффективные котельные вместо их закрытия.

В проблемных городах платежи за тепло распределяются, как правило, через владельцев и арендаторов распределительных теплосетей.

Таким образом, проведенный анализ показывает, что все конфликты в теплоснабжении сосредоточены вокруг единственного вопроса (с нашей точки зрения): кто должен нести бремя финансовых расходов по обеспечению нормального функционирования технологической цепочки «генератор-транспортировщик-сбыт».

Экспертная оценка состояния теплогенерирующих компаний РФ

В структуре выручки теплогенерирующих компаний (ТГК) доля продаж тепловой энергии достаточно значительна: по отдельным компаниям она варьируется от 22 до 48%, а в среднем по компаниям составляет 38%. Таким образом, тарифная политика на рынке тепла является очень серьезным фактором, влияющим на экономические показатели генерирующих компаний, параметры финансовой устойчивости, кредитоспособности, инвестиционной привлекательности. Результаты работы на рынке тепла оказывают серьезное влияние не только на текущие показатели финансовой успешности, но и на выбор вариантов долгосрочной бизнес-стратегии ТГК, включая расширение или снижение участия на рынке, реструктуризацию и оптимизацию активов (в т.ч. через инвестиции, слияния или разделения).

Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения тарифного регулирования

Анализ годовой бухгалтерской отчетности ТГК показывает, что их рентабельность операционной деятельности в последние годы не превышала 9-10%, что заметно ниже средней по генерации (табл.). При этом основной причиной столь низкой доходности ТГК является необоснованное тарифное регулирование по теплу. Существующий уровень тарифов на отпуск тепла явно недостаточен для поддержания нормальной рентабельности производства тепла на ТЭЦ, что негативно влияет на всю экономику ТГК. Анализ рентабельности производства тепла показывает, что практически все ТГК по этому виду бизнеса работают в убыток - отрицательная рентабельность в последние годы в среднем составляла от -6 до -8% (табл.).

Низкая рентабельность ТГК негативно сказывается на их инвестиционных возможностях. В условиях роста общей инвестиционной активности в электроэнергетике в последние 5-7 лет капиталовложения ТГК остаются стабильными в текущем выражении, но в реальном исчислении (с поправкой на инфляцию) их годовой объем снизился примерно на треть.

С одной стороны, низкая рентабельность не позволяет компаниям аккумулировать значительные инвестиционные ресурсы из прибыли - доля прибыли в суммарных инвестициях ТГК в среднем за период 2010-2014 гг. была немногим более 10%. С другой стороны, низкая рентабельность ограничивает возможности для привлечения инвестиционных ресурсов за счет дополнительного акционерного капитала.

Другой внутренний источник инвестиций - амортизационные отчисления, также достаточно ограничен по величине. Это связано во многом с заниженной базой для их начисления, поскольку при формировании ТГК первоначальная стоимость, как правило, принималась по остаточной стоимости уже весьма изношенных активов. В целом, амортизационные отчисления обеспечивали ТГК от трети до половины суммарных инвестиций. Однако вклад этого источника по отдельным ТГК в разные годы оказывался существенно ниже из-за неравномерности инвестиций при реализации крупных инвестиционных проектов в рамках договоров поставки мощности (ДПМ).

Анализ показывает, что реализация масштабных инвестиционных программ, простимулированная государством через механизм ДПМ, оказалась неадекватной финансовым возможностям ТГК в действующих условиях ценообразования. В условиях дефицита собственных средств практически все компании были вынуждены наращивать свои кредитные обязательства, по сути, достигнув предела кредитоспособности.

Даже после прохождения пика инвестиций, ярко выраженная динамика снижения долговой нагрузки отсутствует, поскольку внутренние финансовые резервы большинства компаний недостаточны для быстрого погашения долга. Хотя сценарии банкротства ТГК представляются в настоящее время нереалистичными, потеря финансовой устойчивости заставляет менеджмент либо рефинансировать долг за счет новых заимствований, либо принимать решения о реструктуризации своих активов:

1. Наиболее естественным решением было бы закрытие наиболее убыточных ТЭЦ. Однако быстрая реализация таких решений создает серьезные риски надежного теплоснабжения в зоне обслуживания каждой электростанции (в большинстве случаев ТЭЦ является единственным крупным источником тепловой энергии, т.к. системы теплоснабжения, объединяющие несколько электростанций и крупных котельных, существуют лишь в крупнейших городах или их районах). В результате на оптовом рынке в последнее время сформировался достаточно большой объем мощности ТЭЦ, избыточных для баланса, но вывод которых пока невозможен из-за требований надежного теплоснабжения потребителей.

Суммарная мощность таких электростанций по результатам отбора на 2014 г. составила 3,4 ГВт, а в отборе на 2015 г. выросла до 7,2 ГВт. На 2016 г. объем «вынужденной по теплу» генерации был утвержден до результатов отбора и составил 6,7 ГВт. Оплата мощности «вынужденной» генерации осуществляется по тарифам, утверждаемым ФАС России (ранее ФСТ России); при этом действует трехлетний период, в течение которого местные власти должны реализовать альтернативное решение по теплоснабжению, как правило - строительство новой котельной или перевод в режим котельной самой ТЭЦ.

2. В условиях ограничений на вывод убыточных активов из эксплуатации ряд компаний (ТГК-12, ТГК-13) решили улучшить финансовые показатели за счет выделения из своего состава наиболее проблемных станций и их передачи в управление других (промышленных или муниципальных) собственников. Это же относится и к выделению Тверской генерации из состава ТГК-2. Пытаясь улучшить свои финансовые показатели за счет выделения части проблемных активов, ТГК одновременно и теряют часть рынка, связанного с теплоснабжением конкретных ТЭЦ, выводимых за рамки компаний. При этом сами выделяемые ТЭЦ оказываются в гораздо худших экономических условиях, способствующих их дальнейшей деградации (за исключением, возможно, ряда электростанций, которые встраиваются в производственные цепочки крупных потребителей).

3. Для других компаний с «закритическими» долговыми обязательствами было проведено укрупнение активов в единую компанию (объединение ТГК 5,6,7 и 9 в компанию Т-плюс). Однако пока уровень кредитной нагрузки объединенной компании продолжает оставаться высоким и расти. Можно говорить о том, что при сохранении существующих механизмов формирования выручки в ТГК, прежде всего - на рынке тепла, теплогенерирующие компании оказываются неспособными к продолжению активного инвестирования:

■ возможности аккумулирования собственных ресурсов по-прежнему ограничены низкой рентабельностью и низкой стоимостью фондов, на основе которой рассчитываются амортизационные отчисления;

■ дополнительно к этому, низкая рентабельность и невысокий объем амортизационных отчислений не позволяют наращивать показатель EBITDA и тем самым сокращают «плечо» для привлечения заемных средств без критического ухудшения показателей кредитоспособности;

■ сами же возможности привлечения кредитных ресурсов ограничены высоким существующим уровнем нагрузки и дополнительно осложняются удорожанием и усложнением доступа к внешнему капиталу в кризисный период;

■ возможности привлечения средств через эмиссию акций также минимальны из-за негарантированности дивидендного дохода и низкой биржевой стоимости бумаг ТГК и высокой волатильности этой стоимости, особенно в условиях макроэкономической неопределенности.

В то же время инвестиционные вызовы, стоящие перед ТГК, отнюдь не снижаются, что связано с продолжающимся физическим и моральным старением основной массы генерирующего оборудования ТЭЦ. Инвестиционная активность последних лет была ориентирована на увеличение установленной мощности электростанций, во многом - за счет расширения существующих объектов. В целом за период 2010-2014 гг. вводы мощности в 2 раза превысили вывод мощностей ТЭЦ. При этом из 9,8 ГВт введенной мощности лишь четверть можно рассматривать как вводы на замену существующего оборудования.

В ближайшие 5 лет около 38-42% находящихся в эксплуатации мощностей ТЭЦ в ЕЭС России (26-28 ГВт) выработают парковый ресурс и потребуют инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования. Если соотнести этот объем со средним ежегодным вводом за последнее пятилетие (около 2 ГВт), то при существующей интенсивности инвестиционной программы для его обновления потребуется не 5, а целых 13 лет (при том, что к 2025 г. еще 10 ГВт мощностей действующих ТЭЦ выработают парковый ресурс). Даже если не рассматривать замену 100% достигающих ресурса мощностей, а хотя бы по 50% из них рассматривать проекты модернизации с частичной заменой отдельных компонент блоков (в 2-3 раза менее затратной, чем новые вводы), то и в этом случае инвестиционная нагрузка на ТГК оказывается стабильно высокой на протяжении ближайших 10-15 лет.

Наиболее критическими с точки зрения инвестиций являются угольные ТЭЦ, оборудование которых более старое и в последние годы обновлялось с минимальными темпами. К 202 0 г. 41% ТЭЦ (или около 11 ГВт), запроектированных на уголь, выработают парковый ресурс.

Географически наиболее критичными являются регионы Уральского ФО, где к 2020 г. 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) выработают парковый ресурс, а также Южного и Приволжского ФО, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43% действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в каждом ФО есть регионы с критическим показателем выработки ресурса к 2020 г. (в % от мощности ТЭЦ в 2014 г.):

■ в Центральном ФО: Брянская (50%), Смоленская (60%), Рязанская (75%) области;

■ в Северо-западном ФО: Архангельская область (53%), Республика Коми (78%);

■ в Южном ФО: Астраханская (52%) и Волгоградская (56%) области;

■ в Приволжском ФО: Оренбургская область (57%), Удмуртия (63%), Башкирия (67%), Саратовская область (74%), Республика Марий Эл

(87%);

■ в Уральском ФО: Свердловская (52%) и Тюменская (64%) области;

■ в Сибирском ФО: Алтай (50%) и Читинская область (63%);

■ в Дальневосточном ФО - Приморский край (70%).

В условиях стагнации спроса на тепло модернизация или замена оборудования на существующих ТЭЦ является главным инвестиционным приоритетом. Развитие же новых ТЭЦ будет иметь ограниченный и точечный характер - прежде всего в районах новой массовой застройки.

Однако, обновление действующих электростанций не должно быть тотальным и учитывать экономические и балансовые реалии:

1. Для ТЭЦ с наиболее высокими эксплуатационными затратами, неконкурентоспособных в рынке мощности и отнесенных к категории «вынужденных», необходимы решения по их замене новыми электростанциями или котельными, обеспечивающими потребителей в прежней зоне теплоснабжения.

2. Для ряда ТЭЦ объемы поставок тепла в зоне обслуживания существенно сократились из-за потери крупных потребителей (закрытие, модернизация с переходом на другой энергоноситель, строительство собственных источников тепла). Это делает обоснованным лишь частичную модернизацию энергомощностей, исходя из нового уровня спроса. В целом, можно сказать, что сокращение инвестиционных планов по модернизации ТЭЦ однозначно приведет к быстрому росту эксплуатационных затрат на расширенные ремонты (в т.ч. восстановительно-аварийные) оборудования, эксплуатируемого за пределами ресурса. Но главное - это столь же быстрое нарастание рисков крупных аварий с отключением потребителей в зонах обслуживания отдельных ТЭЦ.

Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения физической надежности оборудования

Результаты инвестиционной активности последних лет не привели к существенному изменению возрастного уровня генерации ТГК. Средний возраст 1 кВт мощности ТЭЦ территориальных генерирующих компаний по-прежнему остается высоким (31-32 года). За счет достаточно активного ввода мощностей в последние годы удалось стабилизировать средний возраст оборудования ТЭЦ, однако с прекращением программы поддержки инвестиций в рамках ДПМ неизбежно вернется тенденция увеличения среднего возраста.

Наиболее возрастными остаются мощности ТГК-4, Иркутскэнерго, ТГК-14 и ТГК-11. При этом устойчивый рост среднего возраста характерен для оборудования ТЭЦ в Иркутскэнерго и ТГК-14.

Нарастающий дисбаланс между инвестиционными требованиями и инвестиционными ресурсами становится все более серьезной проблемой для сектора теплоснабжения. Если первая волна инвестиционной активности была поддержана средствами от приватизации активов и заемным капиталом, то следующая волна, обеспечивающая своевременно и масштабное обновление существующих мощностей ТЭЦ, вряд ли состоится без пересмотра тарифной политики в сфере теплоснабжения.

При сохранении же существующих тенденций просматривается два сценария развития ситуации.

В первом сценарии «выживания в рынке» ТГК будут сталкиваться с прогрессирующим старением оборудования, нарастанием рисков его надежной работы. Снижение этих рисков потребует все больших объемов ремонтных затрат на электростанциях и находящихся на балансе тепловых сетях, однако возможности такой «растянутой во времени» модернизации будут все равно ограничены объемом выручки, формируемой на рынке электроэнергии, мощности и тепла. Дополнительные риски связаны здесь и с антимонопольным контролем за обоснованностью ценовых заявок на рынке мощности и ограничениями по отнесению затрат на мощность, заявляемую на оптовом рынке в конкурентный отбор.

По сути, данный сценарий, уже реализуемый на практике, как показывает статистика, ведет к серьезному повышению аварийности теплоснабжения, особенно - в части тепловых сетей. По данным Минэнерго России, в 2015 г. количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях, эксплуатируемых субъектами электроэнергетики (ТГК и АО-энерго), в течение отопительного периода 2014-2015 гг. увеличилось на 16% по сравнению с отопительным периодом 2013-2014 гг. и достигло 1122, из них 53 ситуации сопровождались перерывами в теплоснабжении свыше 24 ч. Почти 70% аварий произошло на магистральных тепловых сетях с превышенным нормативным сроком эксплуатации (более 25 лет), а само количество таких сетей выросло на 3,6%. Приведенная статистика отражает только наиболее крупные аварии в магистральных сетях; с учетом кратно большей протяженности распределительных тепловых сетей и их изношенности объемы технологических нарушений, приводящие к локальным перерывам в теплоснабжении, потенциально могут быть на порядок большими. Но реальными цифрами может располагать, пожалуй, только МЧС России.

Во втором сценарии «ухода с рынка» ТГК будут принимать решения о прекращении работы в когенерационном режиме с переводом ТЭЦ в режим котельной или досрочным закрытием станции и перенесением тепловой нагрузки на другие местные источники тепла (котельные). Однако при этом на другую часть сектора теплоснабжения переносится и инвестиционная нагрузка по модернизации и расширению мощности котельных, переконфигурации и обновлению магистральных и распределительных тепловых сетей. По данным статистики, экспертным оценкам, около 50% всех затрат в системах теплоснабжения и более половины инвестиций на их модернизацию приходится на магистральные и распределительные тепловые сети.

В отличие от электростанций, производящих тепло совместно с электроэнергией, сегменты тепловых сетей и котельных являются наиболее критическими с точки зрения надежности теплоснабжения потребителей. В отличие от электростанций, которые могут зарабатывать на оптовом рынке электроэнергии и мощности, тепловые сети и котельные целиком находятся в сфере тарифного регулирования местными органами власти, как правило - годового и часто не соответствующего реальным затратам на поддержание эксплуатации, капитальный ремонт и своевременную замену полностью изношенных и ветхих сетей. Результатом этого является целая цепочка эффектов:

■ прогрессирующий рост среднего возраста основных фондов в теплоснабжении; по оценкам Минэнерго России, 68% теплосетей имеют 100% физический износ;

■ рост аварийности, прежде всего - на изношенных участках сетей; по данным Минэнерго России, количество аварий только на магистральных сетях выросло с 266 случаев/тыс. км в сезон 2007-2008 гг. до 387 случаев/тыс. км в 2013 г., т.е. на 45%;

■ сохранение высокого уровня потерь тепла - в среднем по стране (включая утечки) около 30%;

■ как следствие - новые затраты на дополнительное, компенсирующее потери, производство тепла. Такая «отрицательная» обратная связь способствует росту затрат в теплоснабжении и усиливающемуся расхождению с тарифными ограничениями.

Износ теплосетей опережает темпы модернизации и реконструкции предприятий энергетики. Общая протяженность тепловых сетей в России на конец 2013 г составляла 168 тыс. км в двухтрубном исчислении, при этом 48 тыс. км (28%) нуждались в ремонте и реконструкции. Протяженность тепловых сетей, имеющих 100% физический износ, составляла более 32 тыс. км (19%).

Исходя из существующего возраста российских сетей, для того, чтобы выйти из зоны риска за 15-20 лет, необходимы темпы годового обновления сетей на 3-4%. Однако существующие темпы перекладки сетей в России по факту не превышают 1-1,5% в год от общей протяженности (что является весьма оптимистичной экспертной оценкой), а плановый ремонт практически уступил место аварийно-восстановительному. Это приводит к старению основных фондов и негативно влияет на уровень безопасности при эксплуатации энергохозяйств в зимних условиях.

Отчасти статистика аварийности сглаживается температурным фактором. Поэтому данные «теплых по зиме» 2014 и 2015 гг. не отражают реальный уровень аварийности систем теплоснабжения. В случае более холодных зимних периодов, когда температурные отметки будут долгое время оставаться в районе -25 ОС, ситуация может стать критической в большом количестве регионов.

Несмотря на то, что в Санкт-Петербурге изношенность тепловых сетей оценивалась на уровне около 30%, только за первый месяц 2016 г. произошло несколько аварий на теплосетях. В результате одной из них в зону ограниченного теплоснабжения на Васильевском острове попали 673 здания, из которых 500 жилых домов и девять лечебных учреждений, в том числе родильный дом и детская больница.

В Смоленске уровень изношенности сетей превышает 70%, и с начала года произошло не менее 5 крупных аварий на теплосетях, в результате каждой из которых было нарушено теплоснабжение по меньшей мере 50 жилых домов.

В Удмуртии износ теплосетей, составлявший 60% в 2012 г., за три года вырос до 70%. В январе 2016 г. в Ижевске из-за многочисленных аварий на теплосетях был введен режим чрезвычайной ситуации.

Износ теплосетей в Твери приблизился к отметке 80%, и в январе текущего года произошли две крупные аварии на теплосетях: 2 января без теплоснабжения остались 60 домов, в зону отключения попали 10 тыс. жителей, 13 января из- за аварии без тепла и горячей воды остались 19 тыс. чел.

Уровень износа трубопроводов в Чите и Улан-Удэ достиг «критической отметки» - 70%, согласно данным ТГК-14. При необходимом ежегодном объеме ремонта сетей в 20 км в Улан-Удэ на сегодня ремонтируется только от 6 до 10 км. В городе только за январь 2016 г. произошло 26 порывов на теплотрассах, а аварийность выросла на 13%.

В Челябинской области управление Ростехнадзора контролирует состояние более 5,5 тыс. км тепловых сетей. Средний показатель их износа составляет более 80%, а средняя повреждаемость объекта - 4,5% в год. Основными причинами повреждения тепловых сетей является низкое качество трубопроводов, внутренняя и наружная коррозия. Количество дефектных тепловых сетей составляет 653 км, или около 12% от общего количества всех тепловых сетей в Челябинской области.

От редакции: к сожалению, авторами отчета не предлагаются конкретные шаги по выходу из описанного кризиса. Напоминаем, что в настоящее время в профессиональном сообществе и в федеральных органах власти обсуждается «Стратегия развития теплоснабжения и когене- рации на период до 2020 года», которая предполагает формирование дорожной карты по решению накопившихся проблем, в т.ч. и проблем существования ТЭЦ, проблем с расчетами по горячей воде и многих других. С текстом Стратегии можно ознакомиться и оставить свои предложения на сайте РосТепло.ру (www.rosteplo.ru). Все предложения будут преданы в Рабочую группу.

О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации

Источник: Журнал «Новости теплоснабжения» №5 (189) 2016 г. , www.rosteplo.ru/nt/189

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи:

Программы Auditor

Отраслевая конференция «Теплоснабжение-2019»

Москва, 22-24 октября 2019 г.
Примите участие!

Подробнее