СОЛНЕЧНАЯ ЭКОНОМИКА. Путевые заметки на полях командировочного удостоверения

Проверено на себе: один раз увидеть лучше, чем бесконечно слушать об этом. Особенно это хорошо тогда, когда речь идет о чем-то таком, что тебе кажется абстрактным или «сияющей высотой», а на деле оказывается абсолютно конкретным, обыденным, логичным бизнесом. Наглядный пример тому – мировой опыт устойчивого развития одной из крупнейших мировых компаний, использующих возобновляемые источники энергии, чей бизнес – генерация тепловой и электроэнергии.

Журнал «Энергополис» побывал на станциях компании Fortum в Эстонии, Латвии и Литве, где увидел во плоти результаты внедрения целевой модели теплоснабжения – одной из важнейших дискуссий текущего, 2014 года в области энергетики России, вопрос, который в стране обсуждался и президентом Владимиром Путиным, и на множестве совещаний в Правительстве РФ.

Ожидаемые результаты реформы теплоснабжения в России для отраслевого бизнес-сообщества и для множества регуляторов – это обновление основных фондов в сегменте теплоснабжения и ЖКХ и сдерживание роста платежей за тепловую энергию со стороны как домохозяйств, так и бизнеса.


Ответ на вопрос, как модернизировать систему теплоснабжения при снижении роста платежки, – привлечь частный капитал, создав стимулы для инвестирования в повышение качества и сокращение издержек

Есть даже ответ на вопрос, как модернизировать систему теплоснабжения при снижении темпа роста платежки. Бесспорный ответ – привлечь частный капитал и создать ему стимулы для инвестирования в повышение качества и сокращение издержек в теплоснабжении. Государственных денег на модернизацию систем теплоснабжения, а речь идет, по разным оценкам, о суммах в 6–9 трлн рублей, нет и не будет. Для частного капитала это вполне посильная цифра. К слову, названные цифры сопоставимы с суммой частного капитала, который уже ушел из России только с начала текущего года. Или чуть меньше. Что и как в Европе и мире делается для того, что принято называть «устойчивым развитием производства энергии»?

Деятельность частной компании Fortum в Европе и мире – это пример реализованных в рамках инвестиционной программы высокоэффективных концепций развития производства тепла и электроэнергии.

Почему сравнение бизнеса Fortum в Европе и в России можно назвать корректным? Потому, что компания вырабатывает примерно столько же тепловой энергии, сколько и в России. Эти системы сравнимы с оговоркой на то, что в Европе и в мире компания строит свою стратегию и инвестирует в модернизацию, направленную на использование альтернативных источников топлива, отказываясь от невосстанавливаемых ископаемых ресурсов. Энергия солнца, ветра, океана, гидроэнергетика и биотопливо вместо мазута, угля и газа.

Сегодня Fortum представлен даже в Индии. Там с июня 2013 года в провинции Раджастан работает первая электростанция 5 МВт на солнечных батареях. Это первый шаг компании к освоению до сих пор новой для нее области – выработки электроэнергии на энергии солнца. Но Балтия не Индия. Здесь другой расклад.

Не за тридевять земель

Страны Балтии – сегодня это Северная Европа, а вчера – это бывшие республики СССР, это страны, где совсем недавно все было, как у нас в Пензе или в Рязани, и куда нужна шенгенская виза. А еще Северная Европа – это страны присутствия компании Fortum, одного из игроков рынка теплоснабжения в РФ, занимающей пятую позицию в мире по производству тепла.

Развитие технологий, связанных с использованием биотоплива, развитием технологий когенерации ТЭЦ, совместной выработкой тепловой и электроэнергии, – прерогатива и стратегия Fortum, воплощенная в модернизированных станциях и отремонтированных тепловых сетях.
– Если говорить о Прибалтике, то здесь четыре проекта были реализованы в течение последних пяти лет. В Латвии – это станция на биотопливе в Елгаве, в Литве – станция на бытовом мусоре в городе Клайпеда. Можно еще назвать станции в Тарту и Пярну в Эстонии, – говорит Игорь Тюрлик, директор по производству и распределению Fortum Эстония.

Самый первый проект, первая ласточка – это станция в Тарту, одна из лучших по рентабельности и эффективности вообще в семействе станций Fortum. ТЭЦ, работающая на биотопливе и торфе. Электрическая мощность 25 МВт, тепловая мощность 50 МВт. В эксплуатации с 2009 года. Сумма инвестиций – 75 млн евро.

Следующей была станция в Пярну практически с такими же параметрами: ТЭЦ, работающая на биотопливе и торфе. Электрическая мощность 23 МВт, тепловая мощность 45 МВт. В эксплуатации с 2010 года. Сумма инвестиций – 80 млн евро. И это не только и не просто очень высокоэффективная и новая станция, но еще и очень красиво расположенная станция. Виды, которые открываются с ее верхних отметок, действительно поражают воображение. Пярну – это море, а море всегда очень красиво.

В мае прошлого года нами пущена станция на бытовых отходах в Литве, в Клайпеде, где сумма инвестиций составила 130 млн евро. Электрическая выработка 20 МВт, тепловая – 50 МВт. Тоже новая красивая станция, первая в Прибалтике, куда ходит много гостей, чтобы посмотреть, как можно организовать утилизацию бытовых отходов на таком высоком уровне.

И последняя станция, которая была пущена в сентябре 2013 года, – это станция в Елгаве, что в 50 км от Риги. На 100% работает за счет биотоплива. 23 МВт электрической и 50 МВт тепловой энергии. Сумма инвестиций – 70 млн евро.

По параметрам эти станции в принципе очень похожи. У нас много проектов, в которых мы пытаемся добиться синергии, чтобы оптимизировать весь проект, вплоть до склада общих запасных частей.


Чтобы получить максимальный эффект, все компоненты цепи должны быть неразрывны. Производство, передача и потребление. Только тогда система достигает наивысшей эффективности

Почему мы говорим о ТЭЦ? Технология ТЭЦ позволяет добиться до 30% экономии топлива по сравнению с раздельным производством тепла и электроэнергии. Станции, которые мы строим, они эффективны. Наши последние завершенные проекты имеют эффективность 86%, что является практически эталонным показателем для ТЭЦ с биотопливом. Они экономичные, они надежные. Наши станции в Тарту, Пярну и Елгаве имеют показатель эффективности на уровне 95%. И они дружелюбны к природе. Там отсутствует эмиссия парниковых газов, и выбросы серы также находятся на низком уровне. Даже по сравнению с действующими нормами Европейского союза наши показатели находятся на таком уровне, что, в принципе, мы уже готовы к следующей директиве ЕС, которая вступит в силу в 2016 году, без вложения инвестиций, потому что, когда мы проектировали эти станции, мы уже думали о будущем.

Инвестпрограмма Fortum – это модернизация и установка оборудования, работающего на биотопливе, с целью снижения потребления более дорогого газа, инвестиции в инфраструктуру. Для чего все это делается, для чего эти проекты с биотопливом? Все это делается во имя того, чтобы уменьшить эмиссию парниковых газов, что в Европе и в мире совсем не пустяк, а вопрос, стоящий на повестке дня встреч лидеров стран ЕС и гражданского общества. И стратегия Fortum по реализации инвестиционных проектов приводит к тому, что сегодня компания имеет одни из самых низких показателей эмиссии в Европе. Можно сказать, что она лидер в этой области в Европе. Даже с российским дивизионом европейская выработка Fortum все равно гораздо ниже средних эмиссий по Европе.

Что, как и почем? Или от общего к частному капиталу

Европейский союз действительно успешно осуществляет свою программу перехода на возобновляемые источники. Это сама за себя говорящая тенденция. Практически и на деле за девять лет общее производство энергии из возобновляемых источников в странах ЕС возросло на 67%. О чем это говорит? О том, что та политика Евросоюза, которую он проводит в настоящий момент, действительно дает плоды. Это производство реально растет. И самый большой сегмент – это производство энергии из биомассы и мусора.

В 2009 году была принята директива о возобновляемой энергии в Евросоюзе, которая получила название «20-20-20». Она состоит из трех основных пунктов. Первый – на 20% сократить эмиссию парниковых газов. Второй – увеличить долю энергии из возобновляемых источников на 20%. И третий – до 2020 года уменьшить потребление энергии на 20%.

Уже в феврале 2014 года Европарламент принял следующую директиву и поставил еще более далеко идущие, но реальные и достижимые цели. Цель на 2030 год – взгляд в недалекое будущее, где решаются еще более амбициозные задачи: снизить на 40% эмиссию парниковых газов, вырабатывать 30% энергии из возобновляемых источников и на 30% увеличить энергоэффективность, то есть просто сократить потребление энергии.

А связано это все, вы не поверите, с тем, что уже сейчас в Евросоюзе требуется обеспечить определенную уверенность в завтрашнем дне инвесторам, которые вкладываются в эту область. Ну как у нас «Стратегия 2030», только немного по-другому, да? Это как наша «программа энергоэффективности», только она работает. Это – те самые «долгосрочные правила», о которых так много говорят и которых постоянно ждут участники рынка в России от власти и регуляторов. Это те самые «инвестиции в отрасль», которых нет потому, что нет понятного рынка, вследствие чего теплоэнергетику в России не считают бизнесом в чистом виде, называя «социалкой».

В России приняты в целом правильные решения – взять в качестве целевой модель, основанную на регулировании конечной цены посредством определения справедливой цены для потребителей («альтернативной котельной») и наделения единой теплоснабжающей организации функциями «одного окна» для потребителей по поставке всех товаров и услуг в сфере теплоснабжения. ЕТО подразумевает в том числе и сети, хотя это не является обязательным условием для получения такого статуса: все же сети – это отдельный бизнес, особенно в случае с распределенными и квартальными теплосетями, но это – звено цепи.

Мы с моими собеседниками в Балтии много говорили о производстве и о том, какие есть способы повышения его эффективности, говорили о передаче тепла, о тарифах и о том, что происходит с потребителем. И, по мнению большинства из них, это все единая система. Чтобы получить максимальный эффект, все компоненты цепи должны быть неразрывны. Производство, передача и потребление. Только тогда система достигает наивысшей эффективности.


Для того чтобы обогреть одинаковые по объему площади и получить более качественное отопление, в Хельсинки тратится 31 млн кубометров газа, в Челябинске 106 млн. Это, простите, в три раза больше

Так, по мнению Оксаны Григорьевой, менеджера по инвестициям Fortum Эстония, имеющего опыт работы в России, нужно начинать с самого простого.

– Когда решены простые вопросы, тогда можно уже переходить, не знаю, к технологиям, например. Сети – это простой вопрос. А потом мы уже можем изгаляться как угодно. Такое производство или такое. Понятно, что комбинированная выработка – прежде всего, но это не главное. Главное – комплексное решение и оптимизация всей цепи, – говорит она.

«Ну не скажите. Сети в России – «простой вопрос», – про себя говорю я, чтобы не перебивать своими ремарками собеседницу. И еще раз, возвращаясь к вопросу корректности сравнений, стоит напомнить, что первой и самой крупной страной по центральному теплоснабжению был как раз Советский Союз, а теперь Россия. И ничего на сегодняшний момент не придумано эффективнее, чем центральное теплоснабжение.

– Теплосети в Тарту и Пярну принадлежат Fortum, – продолжает Оксана, – но особенно теплосеть распределения тепла у компании развита в Польше, где во Вроцлаве ее протяженность составляет 500 км, что уже есть серьезное теплораспределение.

Когда я работала экспертом по инвестиционным программам в Уральской теплосетевой компании, я делала много сравнительных анализов сопоставимых систем. Скажем, Стокгольм – Челябинск – София. Это города примерно с одинаковой плотностью населения и идентичными системами. Анализировался, например, такой показатель: сколько уходит первичного топлива, чтобы обогреть те же самые площади. На базе этого делала разные выводы.

Например, потребление тепла для отопления 2 млн кв. м, скажем, в Челябинске и в Хельсинки. Для того чтобы обогреть эту площадь, в Челябинске, к примеру, нужно 1 млн МВт·ч, или, в эквиваленте газа, 106 млн куб. м газа. Для того чтобы обогреть тот же объем и получить даже более качественное отопление, в столице Финляндии тратится в три раза меньше – 31 млн кубометров газа. То есть, эффективность в данном случае составляет 300%. В три раза меньше Хельсинки потребляют в газовом эквиваленте, чем Челябинск. Представляете, 22 млн Гкал в продаже! Какой огромный потенциал для сбережения! А это ведь огромная часть тарифа.

Подчеркиваю, что в какой бы отдельной части что бы вы ни делали, какие бы эффективные там технологии ни внедряли, если все три компонента цепи одновременно не будут использованы, общего положительного эффекта не будет. Я в этом убедилась, пока работала в России, где мы делали большие инвестиции за свой счет, например, в сети или в производство, и у нас был такой провал, что это никак не отражалось в положительную сторону на эффективности.

Вот взять передачу тепла. Как правило, у нас распределительные сети муниципальные, а магистрали чаще всего принадлежат производителям. Мы точно так же в Fortum вкладывались в магистральные сети, но никак не могли разойтись по тарифам с муниципалитетом. Ну никак. Это просто везде проблема, как их делить. И даже в Тюмени, где нам удалось поставить счетчики на границах магистральных и распределительных сетей, все равно никто не хотел признавать те потери, которые происходили. А больше всего потерь всегда в разводящих сетях, потому что они мельче, разветвленные и не всегда обнаружишь утечки по трассам или сливы. Сколько сливов! Мы в свое время даже находили такие места, где в гаражах люди машины моют подготовленной дорогущей водой. А еще есть подвалы и плохая изоляция. А все вместе – это огромные цифры потерь. Один пример сразу, по ходу. Например, каждая сеть имеет свой объем теплоносителя. И, конечно, везде есть утечки. В Финляндии смена сетевой воды происходит один раз в год, а не два раза. В городах России самый высокий показатель из тех, что я видела, составил 60 раз. Вы можете себе представить? Это при закрытой системе! Я не говорю про открытую систему, которая существует в Санкт-Петербурге или, например, Тобольске. При закрытой системе 60 раз. Это какой объем, сколько раз нужно нагреть? Вот куда газ уходит. А кто будет покрывать эти потери?

Я уж было подумал, что Оксана переходит к риторическим вопросам, как она продолжила:
– Я просто хочу сказать, что в Финляндии или Швеции (без учета промышленности) совокупных мощностей гораздо меньше, чем их настроено в том же Челябинске или Тюмени, где к тому же их постоянно наращивают и наращивают, потому что у них большие потери, которые нужно компенсировать. Там все время нужно производить и производить, а это все инвестиции, которые опять же субсидируются из кармана частных игроков. Это все наш тариф. И кто-то должен его покрывать. Из чьего кармана? Кто? Никто не может ответить на этот вопрос.

Я мысленно не согласился с Оксаной, но промолчал. «Есть такие люди, которые могут ответить и на этот вопрос…»

Я слушал своих собеседников, что-то записывал, а потом ехал дальше и думал, глядя в окно, за которым мелькали то привычная типовая архитектура времен нашего совка, то те же березы и осины, то поля и шагающие по ним за горизонт опоры ЛЭП. Как у нас в общем-то, как дома.

Я думал при этом, что частный капитал что в России, что здесь, в Балтии, не терпит постоянных изменений в регуляторной среде. Большое, но, по сути, простое все же видится на расстоянии. Что лучше всего показывает наша электроэнергетика, где деньги вкладываются в ДПМ, в контракты, где условия сторонами определены и зафиксированы не на год, а на десять лет? А еще распределенная генерация, куда вкладывает наш инвестор, потому что тоже понятно, что завышенные тарифы на услуги по передаче электроэнергии – обычное и привычное явление, на которое можно твердо рассчитывать, оценивая окупаемость. Остальные сектора практически не имеют притока частных инвестиций, поскольку целиком зависят от спорадических решений регуляторов и поэтому непредсказуемы. А здесь теплоэнергетика – бизнес и отрасль, куда вкладываются большие частные деньги, и все это работает как часы. Обыденно и просто. Последние двадцать с небольшим лет.

Потому что частному капиталу необходимо гарантировать исполнение зафиксированных договоренностей.

Как у нас в России, где региональные и федеральные власти нередко предлагают генераторам подписать контракт или инвестиционное соглашение, по которому компания вкладывает деньги в модернизацию котельной или ТЭЦ или теплосети, а власть гарантирует ей определенный уровень тарифа для возврата прибыли. У нас это не работает по той простой причине, что привлечь региональную или федеральную власть за неисполнение этих договоренностей через суд к реальной ответственности в разумные сроки в полном объеме абсолютно невозможно. А предлагаемые договоренности, соглашения, контракты, безусловно, будут нарушены регуляторами, как только выйдет очередное распоряжение из Москвы об ограничении темпа роста тарифа или платежа. Более того, при выходе такого распоряжения у местной власти появляется прямой стимул нарушить соглашение с частным инвестором и перераспределить тарифный пирог в сторону аффилированной (а где их нет?) компании. И деньги заработать, и указание из Москвы выполнить, и ответственности никакой. Именно это является одной из ключевых причин того, что модель государственно-частного партнерства в России не приобрела широкого распространения в секторе теплоснабжения.

Все просто. Всего два условия необходимы, чтобы частный капитал пришел в сектор. Они непростые, но очевидно выполнимые, настолько же, насколько они выполнимы в Европе и в мире. Практически во всех отраслях экономики именно частный капитал обеспечивает столь волнующий правительство рост промышленного производства, занятости и, в конце концов, ВВП.