Оценка рынка угля для производителей электрической мощности

 

Автор

Мошин Андрей, Ведущий эксперт ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС" кандидат экономических наук

 

    Надежность снабжения потребителей РФ электроэнергией, достижение 7 %-го ежегодного роста экономики и удвоение ВВП за десять лет являются основной задачей перспективного развития нашей экономики и зависят от многих факторов. К таким факторам можно отнести, во-первых, нехватку генерирующих мощностей и сетевые проблемы при постоянном росте энергопотребления (рисунок), во-вторых, ориентацию в топливном балансе электростанций на природный газ [1], неконтролируемый рост потребления которого из-за искусственно заниженных цен на него не обеспечивает безопасность энергосистемы (монотопливо, которым является газ из единой системы газоснабжения, содержит в себе повышенные риски на случай форс-мажорных ситуаций), (табл. 1). Данные проблемы приводят к вынужденным ограничениям в энергопотреблении промышленных предприятий.
    Так, по итогам прошлого года величина вводимых ограничений в Москве составила 600 МВт, в Петербурге - примерно 250 МВт, в Тюмени - не превышала 100 МВт. В Москве и Тюмени энергетикам удалось избежать аварий за счет перераспределения мощности и выработки по сетям. В Петербурге, несмотря на ограничения табачной фабрики "Петро" корпорации JTI, пивоваренного завода "Балтика" и Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) и сокращения импорта в Финляндию на 1/3, бесперебойного энергоснабжения населения добиться не удалось.
    В настоящее время составлен список, включающий 16 энергоносителей РФ, где могут быть введены ограничения. Для Москвы, Петербурга и Тюмени объем ограничений увеличится. В Москве он не превысит 800 МВТ. Зимой 2006-2007 гг. в списке возможных отключений 2 632 московских организации (в прошлом сезоне их было 1 945). В Петербурге ограничения могут достигнуть 400 МВТ, а в тюменской энергосистеме они в отдельных энергоузлах могут дойти до отметки 250 МВТ.
    Прогноз уровней электропотребления в России неоднократно корректировался в сторону снижения из-за продолжающегося спада экономики. Электроемкость экономики России за кризисные годы выросла на 30 %, но по мере оживления экономики, сопровождающегося ростом энергоэффективности загружаемых производственных мощностей, она начнет снижаться, сдерживая и отодвигая во времени рост энергопотребления. Поэтому только к 2010 г. при благоприятном развитии экономики электропотребление в России сможет достигнуть уровня докризисного 1990 г., а при неблагоприятных условиях будет ниже его на 10 % [2].
    Такой динамике электропотребления соответствует показанная на рисунке (линии 2 и 3) динамика требуемой установленной мощности электростанций России. Там же линией 1 показано снижение установленной мощности существующих электростанций в связи с истечением установленных сроков службы оборудования, которые по тепловым электростанциям уже несколько раз продлевались. В результате к 2010 г. мощность ныне действующих ТЭС сократится в 2,2 раза, мощность АЭС - в 1,5 раза. Разрыв между требуемой и существующей мощностью определяет увеличивающийся с каждым годом необходимый объем реконструкции действующих или строительства новых электростанций.
    Конкурентоспособность разных вариантов реконструкции действующих или строительства новых электростанций в основных регионах страны можно оценить по удельным приведенным затратам на производство электроэнергии для широкого диапазона возможных значений цен топлива (газа, угля, мазута и ядерного топлива) и технико-экономических показателей электростанций.
    Соответствующие рациональным вариантам развития электроэнергетики объемы спроса на разные виды топлива электростанций России приведены в табл. 1.
    Анализ показывает, что в течение всего периода основным топливом для российских электростанций остается природный газ, но его доля после достижения 64 % в 2010 г. будет затем устойчиво снижаться. Особенно велика доля газа, потребляемая электростанцими европейских регионов (в 2010 г. - 79 %), но и здесь после 2010 г. усилится тенденция к диверсификации топливоснабжения ТЭС. Замещая мазут по мере истощения его ресурсов, что происходит, с одной стороны, из-за углубления переработки нефти, а с другой, ввиду уменьшения естественных запасов нефти (по оценкам некоторых специалистов, они закончатся через 25 - максимум 40 лет), природный газ после 2010 г. станет в свою очередь постепенно вытесняться углем с тепловых электростанций европейских районов. Аналогичный процесс пойдет и в восточных районах страны, но здесь доля газа будет намного меньше, и использовать его предполагается в основном на городских ТЭЦ. При этом конденсационные электростанции восточных районов (за исключением Тюменской области) по-прежнему будут ориентированы преимущественно на местный уголь.
    В то же время аналитики отмечают, что в некоторых регионах возможные ограничения связаны не с сетевыми проблемами или недостатком генерирующих мощностей, а с тем, что энергетикам не хватает газа. Такова ситуация в ряде городов Центральной России, например, в Ульяновске и Саратове. Одной из причин является нехватка газа для Москвы: из регионов газ перекачивается в столицу, а на местах вводится ограничение потребления.
    В период 2005-2006 гг. ОАО "Газпром" не поставило дополнительного объема газа для РАО "ЕЭС России".
    В прошлый осенне-зимний сезон энергохолдинг потребил почти 90 млрд м3 газа, столько же запланировано и на нынешний сезон (табл. 2).
    В целом же потребление топлива энергетиками растет в связи с постепенным вводом новых мощностей (с начала 2006 г. только в Москве дополнительно было введено 88,7 МВт мощностей). Поэтому РАО "ЕЭС России" закрывает топливный баланс за счет увеличения доли в нем мазута (с 5,7 млн т в 2005 г. до 8,3 млн т в 2006 г.) и угля (с 20,8 до 29 млн т). Затраты РАО "ЕЭС России" на дополнительное топливо составили 22,9 млрд руб., в то время как от продажи электроэнергии энергохолдинг получил 9 млрд руб.
    Частные станции, принадлежащие заводам и компаниям, также имеют проблемы с газом. К примеру, у завода "Балтика" есть собственная станция, которая на 70 % может удовлетворить потребность предприятия в электричестве. Однако в основном электричество завод получает от РАО "ЕЭС России", поскольку это дешевле и надежнее.
    Недостаток газа на внутреннем рынке усугубляется также обязательствами ОАО "Газпром" перед иностранными потребителями. В 2005 г. ОАО "Газпром" экспортировало 151 млрд м3 газа, а к 2010 г. планирует увеличить этот объем до 180 млрд м3.
    Переориентировать экспортные потоки на внутренний рынок не представляется возможным, так как "эти объемы уже законтрактованы и продать их во второй раз невозможно" [1].
    Газовые проблемы связаны не только с физической нехваткой газа. Дело в том, что на всех газовых поставщиков не хватает газопроводов. Кроме того, в сильный мороз давление в газопроводах падает, и получать газ в необходимых объемах невозможно.
    Между тем альтернатив газу не так уж много: кроме гидрогенерации, - это уголь, атомная энергия и мазут. Такие перспективные технологии, как получение топлива из твердых бытовых отходов, биогаза из торфа, солнечной энергии, энергии ветра в данной работе, не рассматриваются, так как в основном эти виды топлива предназначены для использования на небольших модульных ТЭС.
    Энергетики утверждают, что применение мазута обходится почти в пять раз дороже газа. Кроме того, с жидким топливом тоже возникают проблемы: его нечем транспортировать и негде хранить. Не видят серьезных возможностей для роста своей доли в топливном балансе и атомщики. Мощности атомной энергетики сейчас "задействованы на пределе возможного" [1]. Если и есть какой-то резерв по выработке, то он очень небольшой - не превышает 5 %. Резервы кроются только в коэффициенте использования установленной мощности: в России он традиционно составляет чуть более 70 %, в то время как среднеевропейский уровень порядка 83-85 %.
    Остается уголь. На сентябрьском совещании в 2006 г. у главы администрации Президента РФ было принято решение о том, что замещение газовой генерации углем должно стать важнейшей стратегической целью развития энергетики. Не исключают такого развития событий и в РАО "ЕЭС России". Однако это значительно увеличит затраты энергетиков. Так, если строительство 1 кВт мощности газовой станции обходится примерно в 800 дол., то угольной - в два раза дороже. Это связано с тем, что сооружение угольных станций требует немалых вложений в развитие инфраструктуры - золоотвалов, хранилищ для топлива, железнодорожных путей. При этом необходимо отметить, что сроки окупаемости проектов строительства угольных станций могут быть ниже вследствие планируемого удорожания газа для энергетики (70 дол. за 1 тыс. м3).
    Учитывая вышеизложенное, возникает необходимость оценить емкость нового товарного сегмента (угольного) на рынке энергетических ресурсов. С этой целью предлагается методика оценивания емкости нового товарного сегмента на основании уже имеющегося товарного сегмента (природный газ). При этом важно, чтобы производитель мощности (в дальнейшем - покупатель), использующий в качестве топлива газ, проявлял интерес к закупкам угля как дополняющего топлива, в случае частичной переориентации на уголь, или в полном необходимом объеме, если речь идет о полной переориентации или строительстве новых электростанций. При этом оба товара локализованы в одной торговой точке.
    На точность оценки емкости сегмента влияют главным образом следующие факторы: валовый доход (например, учитываются три почти равносильные группы доходности с соотношением среднего дохода в группах в пропорции 0,8:1,0:1,2); техническое состояние оборудования (новое, требует частичной замены, требует полной замены); наличие топлива (местное, привозное). Таким образом, в расчет принимаются 18 комбинированных покупательских сегментов.
    Для расчета емкости сегмента введем допущения:

  • экспертно-определенная частота закупок топлива (в год) основана на состоянии материально-технической базы усредненного представителя каждого покупательского сегмента (наличие складов для топлива, транспорта для перевозки, терминалов и т. д.), определенного как для газа, так и для угля;
  • закупочный объем топливных ресурсов пропорционален производимой мощности.
        Группируем закупки по наличию топлива (местное или привозное) и техническому состоянию оборудования (полная замена, частичная замена, новое оборудование). Далее ранжируем их внутри каждой группы по возрастанию цены (с учетом поясного деления цен на газ), делим каждую из последовательностей (6 = 3*2) на три отрезка с соотношением суммарной цены отрезков как 0,8:1,0:1,2, подсчитываем количество топлива в каждом полученном отрезке каждой группы.
        Для каждой группы составляем уравнение для определения числа покупателей по группам доходности 1, 2, 3:
        F*M = N, или
        f11 f12 f13 M1 N1
        (f21 f22 f23 ) * (M2)=(N2)
        f31 f32 f33 M3 N3 ,
        отсюда:
        M1 N1
        (M2)= (fij)-1 * (N2)
        M3 N3 , (1)
        где fij - матрица частотности (годовая) закупок газа в i-й группе доходности j-й ценовой категории (i = 1 - самая низкая доходность, j = 1 - самая низкая ценовая категория топлива);
        М1, М2, М3 - неизвестное число покупателей доходности 1, 2, 3;
        N1, N2, N3 - известное количество проданного газа ценовых категорий 1, 2, 3.
        Заметим, что матрица fij имеет, как правило, максимальные числа на главной диагонали.
        Теперь можно оценить емкость данного сегмента (Q, руб.):
        j11 j12 j13 M1
        Q = (P1P2P3)(j21 j22 j23)*(M2)=
        j31 j32 j33 M3
        = Р1 (j11 М1 + j12 М2 + j13 М3) + ? + + Р3 (j31 М1 + j32 М2 + j33 М3 ), (2)
        здесь Р1, Р2, Р3 - средние цены на уголь (с учетом транспортных расходов) ценовых категорий 1, 2, 3;
        jij - матрица частотности (годовая) закупок угля в i-й группе доходности j-й ценовой категории.
        Если закупки газа трудно сопоставить с техническим состоянием оборудования, то можно воспользоваться статистическими данными распределения всех производителей мощности по срокам ввода в эксплуатацию. Пусть указанным выше трем интервалам соответствуют числа k1, k2, k3 (относительная численность), так что k1+k2+k3 = 1.
        Пусть Fi - матрица частотности закупок для группы технического состояния оборудования в интервале i (аналогично уравнению (1)); N (N1, N2, N3) - ранее известное количество проданного топлива ценовой категорий 1, 2, 3; М (М1, М2, М3) - неизвестное число покупателей всех вариантов технического состояния оборудования в группах доходности 1, 2, 3.
        Получаем уравнения для определения М1, М2, М3 через известные величины Ni:
        F1k1M + F2k2M + F3k3M = N.
        Обозначая F1 = F1k1, F2 = F2k2,
        F3 = F3k3, F = F1 + F2 + F3 (усредненная взвешенная матрица частотности закупок), получим:
        FM = N,
        откуда следует, что:
        M = F -1N,
        причем Мikj - число покупателей j-й группы технического состояния оборудования в i-й группе доходности.
        Используя вектор Р (Р1, Р2, Р3) средних цен по трем ценовым группам угля, получим уравнение, аналогичное (2).
        Пусть Фj - матрицы частотности закупок j-й возрастной группы. Тогда для объема сегмента угля получим:
        Q =(P1 P2 P3)*(Ф1 k1 М + Ф2 k2 М + +Ф3 k3 М)=(P1 P2 P3)*(Ф1 k1 + Ф2 k2 +Ф3 k3)*M=(P1 P2 P3).
        Таким образом, предложенная методика позволяет оценить предполагаемый объем продажи угля производителям электрической мощности в качестве топлива, альтернативного газу. В данной методике не учитывается психологический фактор (такой как: приверженность газу, нежелание переоборудовать станцию, экологический фактор производства и т. д.), который может существенно повлиять на конечный результат. Поэтому в дальнейшем предполагается внести в методику соответствующие дополнения.

        Cписок литературы:
        1. Мошин А.Ю. Анализ развития внутреннего рынка природного газа. Монография. - М. : УДН, 2006. - С. 168.
        2. Макаров А.А. Мировая энергетика и Евразийское энергетическое пространство. - М. : Энергоатомиздат, 1998. - С. 240.


  •