Влияние конкурентных свойств газа и угля на перспективы угольной генерации России

 

Автор

Алешинский Роман, Консультант ЗАО «АПБЭ», д. э. н.

 

    Структура установленной мощности электроэнергетики России (по основным видам электростанций) и тепловой энергетики (по основным видам используемого топлива) по состоянию на 2009 г. представлена на рисунках 1 и 2.
    Сравнительный анализ приведенных данных и структуры топливного баланса ТЭС (рис. 3) свидетельствует о том, что доля угольной генерации в структуре установленной мощности тепловых электростанций (41%) значительно превышает долю угля в их топливном балансе (28,5%). В настоящее время угольные генерирующие объекты в европейской части страны и на Урале имеют более низкую загрузку, чем газовые, вследствие конкурентных преимуществ природного газа.
    При этом газ и уголь — как основные виды котельно-печного топлива — обладают взаимоконкурирующим потенциалом только в европейской части страны, включая Урал (рис. 4).
    Наиболее корректным показателем, характеризующим конкурентные свойства этих ресурсов, является их ценовое соотношение, которое служит ориентиром для расчета эффективности использования того или иного вида топлива в производстве энергии на ТЭС, определения приоритетов в загрузке газовых или угольных мощностей, а также сигналом для инвесторов относительно ввода новых генерирующих объектов.
    Средние значения ценового соотношения газ/уголь для ТЭС в ряде стран мира с развитой угольной энергетикой, рассчитанные на основании данных International Energy Agency, представлены на рисунке 5.
    Сравнение цен газа и угля производилось на условиях поставки СРТ, то есть суммировались цены производителей топлива (FCA) и стоимость затрат на его транспортировку на ТЭС.
    Поскольку топливные затраты на угольных станциях значительно выше, чем на газовых, на величину расходов, связанных с обслуживанием систем приемки, складирования, подготовки, подачи угля, утилизации продуктов его сгорания и охраны окружающей среды, то для получения угольной генерацией конкурентного преимущества газовое топливо должно быть дороже угольного в два-три раза.
    Для каждой ТЭС оптимальное ценовое соотношение газ/уголь определяется отдельно. В результате проведенного исследования были рассчитаны пороговые значения этого соотношения для ряда станций, когда использование угольного и газового топлива становится равноэффективным:
    Шатурская ГРЭС — 2,05;
    Смоленская ГРЭС — 2,48;
    Яйвинская ГРЭС — 2,94.
    Методика расчета порогового значения ценового соотношения газ/уголь в укрупненном виде представлена на примере фактических данных по топливообеспечению и топливоиспользованию на Смоленской ГРЭС (структура топливного баланса станции приведена в таблице 1, результаты расчетов — в таблице 2).
    В силу технологических и экологических ограничений доля угля на Смоленской ГРЭС может быть расширена в пределах 40% (или на 254 тыс. т у. т./год). Это приведет к повышению затрат на 219 млн руб./год, компенсируемых только в условиях роста цены газа и, соответственно, увеличения ценового соотношения газ/уголь. Для сопоставимости расчетов по фактическому и альтернативному вариантам топливообеспечения методически принят принцип неизменности суммарных топливных затрат, для реализации которого условно уменьшается цена угля вместо увеличения цены газа.
    Однако в настоящее время ценовое соотношение газ/уголь в зоне ценовой конкуренции этих видов топлива не превышает значения 1,2, что в соответствии со сделанными выше выводами безусловно свидетельствует о неконкурентоспособности угольной генерации.
    Согласно прогнозу цен на первичные энергоресурсы, содержащемся в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, уголь приобретет конкурентное преимущество по сравнению с газом к концу прогнозного периода (то есть к 2020 г.), но при условии сохранения политики равной доходности поставок газа на внутренний и внешние рынки и стратегии ценообразования в угольной отрасли, ориентированной на реализацию долгосрочных интересов угледобывающих компаний (рис. 6).
    Актуальность повышения доли угля в топливном балансе ТЭС и соответствующего снижения доли газа обусловлена относительно ограниченными запасами газа и большей экономической эффективностью его использования в других отраслях промышленности.
    Динамика газовых цен является одним из основных ценообразующих факторов в Первой ценовой зоне ОРЭМ. Принятые Правительством РФ в ноябре 2006 г. решения предусматривали фиксированные темпы роста цен в регулируемом сегменте на период до 2011 г.:
    в 2007 г. — на 15%;
    в 2008 г. — на 25%;
    в 2009 и 2010 гг. — по 27,7% (на 13% каждое полугодие);
    в 2011 г. — на 40%.
    В марте 2009 г. Минэкономразвития России утвердило уточненный прогноз социально-экономического развития страны на 2009 г., в том числе относительно увеличения регулируемых цен на газ в 2009 г. на 16,3%.
    В сентябре 2009 г. был опубликован «Прогноз социально-экономического развития РФ на 2010 г. и плановый период 2011—2012 гг.», в соответствии с которым регулируемые цен на газ повысятся:
    - в 2010 г. — на 26,5%;
    - в 2011 г. — на 15%;
    - в 2012 г. — на 15%.
    Таким образом, прогноз по газу периодически пересматривается в сторону снижения темпов ценового роста, между тем угольные цены увеличиваются, что отдаляет перспективу получения угольной генерацией конкурентного преимущества по сравнению с газовой.
    Анализ фактических данных о соотношении цен на газ и уголь для ТЭС в европейской части России, включая Урал (рис. 7), подтверждает заключение о негативном влиянии этого фактора на конкурентоспособность угля.
    Объемы поставки угля на ТЭС в 2009 г., в том числе в результате указанного влияния, снизились на 23,6 млн т (или на 17%) по сравнению с 2008 г. (рис. 8). Основное воздействие на этот процесс оказало сокращение потребления электроэнергии в период финансово-экономического кризиса.
    В свою очередь объемы потребления теплоэлектростанциями страны данного вида топлива в 2009 г. уменьшились на 15,6 млн т относительно показателей 2008 г. (в европейской части России, включая Урал — на 4,8 млн т).
    В процентном соотношении проигрыш угля в ценовой конкуренции с газом выглядит следующим образом: объемы потребления газа в европейской части страны снизились на 8,0%, угля — на 12,2%.
    Принимая во внимание отмеченные выше тенденции, в кратко- и среднесрочной перспективе газовая генерация останется более эффективной по сравнению с угольной, что подтверждается также сокращением энергокомпаниями своих первоначальных программ ввода новых угольных генерирующих мощностей за счет их переориентации на использование газового топлива.
    В связи с тем, что срок строительства (ввода в эксплуатацию) угольных блоков на действующих ТЭС составляет 3—4 года, а новых угольных ТЭС — 5—8 лет, ожидать масштабного развития угольной генерации в России, особенно с учетом перехода на высокоэффективные экологически чистые угольные технологии (с КПД, равным 44—50%), следует, вероятно, только после 2020 г.
    До этого момента необходимо решить предусмотренные Генеральной схемой важные задачи разработки и освоения на стадии демонстрационных проектов новых угольных технологий: пылевидного сжигания угля в энергоблоках мощностью 330—660 МВт с суперсверхкритическими параметрами пара 30 МПа (600—620 С°), газификации твердого топлива и использования синтез-газа в парогазовом цикле (ПГУ ВЦГ), создания энергоблоков с ЦКС мощностью до 400 МВт и др. Вследствие территориальной близости уральского региона к угольным базам Западной Сибири целесообразно уделить особое внимание развитию угольной генерации Урала (с учетом постепенного замещения экибастузских углей российскими ресурсами).