Публикации - ТЭК

Перспективы российской угольной генерации: возможно ли выжить в «газовой» стране?

Основными факторами, определяющим структуру энергетики в странах с рыночной экономикой, является конечная стоимость электроэнергии и обеспечение энергетической безопасности. В России перспектива дальнейшего смещения энергобаланса в пользу газовой генерации ограничивает потенциал развития угольных ТЭС, особенно в европейской части страны. В свою очередь, это ставит под угрозу функционирование ряда угледобывающих предприятий в Республике Коми и Ростовской области, что несет риски локальных социальных кризисов в «угольных» моногородах. Подобный вызов требует поиска тонкого баланса между разными подходами: поддержка угольной генерации и угледобычи либо закрытие предприятий с обеспечением интересов высвобождаемых работников.

По данным НП «Совет рынка», в 2017 году доля угольной генерации в энергобалансе США составляла 24%, в ЕС в целом – более 20%, в Индии и Китае – по 58%. В России ситуация иная: на 1 января 2018 года из 67,9% приходящихся на ТЭС мощностей (по оценкам АКРА) 50,4% приходится на газ и только 17,5% – на уголь. При этом темпы вывода российских угольных генерирующих мощностей продолжают превышать темпы ввода новых: по оценке ИПЕМ, за 2012–2017 годы объем выведенной мощности на 1,6 ГВт превысил объем новых вводов, за период 2018–2020 годов эта разница увеличится до 2,7 ГВт.

В последние годы потребление угля в энергетике России не растет, что связано с конкуренцией со стороны дешевого природного газа. Подобная ситуация берет начало с периода «газовой паузы», начавшейся еще в 1970-е годы. Напомним, что во время комплексной модернизации отечественной энергетики, которую планировалось завершить за 20–25 лет, резко выросла доля газа в топливно-энергетическом балансе советской экономики. В связи с распадом СССР и повышением стоимости строительства атомных электростанций у газа не оказалось конкурентов, и «временная деформация» существует по сей день.

Проведенный нами анализ показал, что угольная генерация может активно развиваться лишь при относительной ценовой разнице с газовой генерацией не менее 30% (под относительной ценовой разницей подразумевается относительное превышение стоимости газа, необходимого для производства 1 кВт-ч электроэнергии, над аналогичной стоимостью для угля).

Расчет на основании данной оценки показал, что угольная генерация не имеет потенциала для дальнейшего развития (в сравнении с газовой генерацией) во многих регионах РФ, особенно в европейской части России (ЕЧР) и на Урале. В будущем при увеличении среднего коэффициента полезного использования топлива на газовых ТЭС с 40 до 50% (что соответствует удельному расходу условного топлива в размере 250 г у. т./кВт-ч) угольная генерация перестанет быть конкурентоспособной в Ростовской области, Алтайском крае и Томской области.

В перспективе из-за роста спроса на электроэнергию мощность угольной генерации будет возрастать в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, но для ЕЧР, Урала и Западной Сибири она продолжит снижаться из-за ее низкой конкурентоспособности. В целом по России мощность угольной генерации также будет сокращаться в случае дальнейшего отсутствия специальных мер поддержки: так, мощность крупной угольной генерации (то есть ТЭС мощностью от 100 МВт) сократится на 27%, с 41,2 ГВт до 30,2 ГВт. Если предположить, что внутренний спрос на энергетический уголь снизится на те же 27%, то поставки угля упадут на 36 млн т, что составляет 9,2% от уровня добычи за 2016 год.

При этом в случае ужесточения климатической политики России уголь будет все больше проигрывать в конкуренции с газом и иными источниками энергии. Это объясняется тем, что при производстве 1 кВт-ч электроэнергии российские угольные ТЭС выделяют в 1,5 раза больше парниковых газов, чем газовые ТЭС. Ужесточение климатической политики уже сказалось на угольной генерации в США и Канаде и странах Евросоюза. В этих странах действуют прямые платежи за выбросы (углеродный налог или системы торговли квотами). В итоге за последние 16 лет (2000–2016) потребление угля в ЕС сократилось на 26%, а за период 2016–2030 годов может сократиться еще на 36%; в США за тот же период потребление угля снизилось на 37%, а за период 2016–2030 годов может упасть еще на 6%.

(увеличить)

Моделирование показывает, что при вводе углеродного налога в размере 600 руб. за тонну CO2 (около 10 долл. за тонну CO2) угольная генерация станет неконкурентоспособной практически во всех регионах России и даже в Кемеровской области. При реализации всех рисков (ввод углеродного налога, газификация Восточной Сибири) мощность крупной угольной генерации может сократиться на 68% и достигнуть 13,1 ГВт. При таком сценарии потребление российского энергетического угля на внутреннем рынке может упасть на 71 млн т, то есть добыча угля в РФ снизится на 18% от уровня 2017 года.

(увеличить)

Среди наиболее вероятных последствий сокращения угольных генерирующих мощностей – ухудшение социальной обстановки в ряде моногородов угольной промышленности с суммарной численностью населения более 110 тыс. человек. При этом для большей части угольной промышленности (в том числе для Кузбасса) социальный риск низок, так как имеются альтернативные рынки сбыта: сохраняющаяся угольная генерация, котельные, мировой рынок, металлургия, производство электродов и др. Наиболее высок риск для Инты (Республика Коми) и востока Донецкого бассейна – городов Гуково и Зверево в Ростовской области. В этих регионах высока себестоимость угля из-за шахтной добычи, а рынком сбыта является угольная генерация европейской части России (неконкурентоспособна или находится на грани конкурентоспособности).

Для Донбасса можно сохранить рынок сбыта путем реконструкции старых блоков Новочеркасской ГРЭС с повышением коэффициента полезного использования топлива на ГРЭС до 40% в сочетании со снижением стоимости добычи угля. В Инте ситуация сложнее, так как в случае строительства отвода от газопровода «Бованенково–Ухта» угольная генерация окажется безнадежно неконкурентоспособной. При этом спрос на электроэнергию в регионе (северо-восток Республики Коми) ограничен. Следовательно, необходим анализ различных вариантов выхода из ситуации: либо субсидирование перевозок угля на Череповецкую ГРЭС, либо строительство новой ТЭС в Инте, либо закрытие шахты и проведение соответствующей социальной политики в городе. В целом, по оценкам ИПЕМ, на проведение специальных мероприятий для решения социально-экономических проблем: диверсификации промышленности, привлечения инвестиций, создания новых рабочих мест и т.д. – в Инте потребуется около 20 млрд руб., в городах Ростовской области – до 45 млрд руб.

Таким образом, угольные ТЭС в разных регионах России будут развиваться в противоположных направлениях. Если в восточных регионах страны у них есть потенциал для дальнейшего роста, то в ЕЧР они неизбежно будут проигрывать конкуренцию газу. Данный вызов требует поиска тонкого баланса между двумя подходами: либо осуществлять точечные меры поддержки объектов генерации и угледобычи, либо допустить закрытие этих объектов с последующим проведением мероприятий по устранению негативных социально-экономических последствий такого шага, включая субсидирование переселения и переподготовки кадров, модернизации городской инфраструктуры и реализации других подобных мероприятий.

Александр Григорьев, заместитель гендиректора ИПЕМ

Роман Голинат, специалист Департамента внешних связей ИПЕМ

Независимая газета,

10 сентября, 2018

 

Подписывайтесь и следите за новостями и публикациями ИПЕМ на официальных страницах в Яндекс.Дзен и Facebook!

 

Также по теме: