02.11.2020 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», №4 (63)
Как экологизация энергетики и коронавирусное снижение спроса отражаются на самом «традиционном» секторе генерации.
2020 год может оказаться переломным для мировой угольной энергетики, наиболее «древнего» метода традиционной генерации. В условиях существенного сокращения потребления электроэнергии из-за пандемии COVID-19 произошло снижение выработки. В результате доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в мировой генерации выросла; крупнейшие потребители угля – Индия и Китай – анонсировали планы снижения импорта энергоуглей и доли твёрдотопливной генерации. На этом фоне Минэнерго кардинально пересмотрело прогнозы экспорта угля из России, а сами угольщики стали отказываться от новых логистических проектов перевалки
твёрдого топлива.
Ситуация не так однозначна, как кажется на первый взгляд. Пока полный отказ от угля в мировой энергетике невозможен: иногда у этого вида генерации просто нет экономически рентабельной альтернативы, а современные технологии позволяют обеспечивать экологическую — конкурентоспособность угольных ТЭС.
ТЕКТОНИЧЕСКИЕ СДВИГИ В МИРОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ
Случившаяся в этом году пандемия коронавируса кардинально повлияла на мировой рынок электроэнергетики. Остановка производств и снижение деловой активности из-за антивирусных ограничений привели к существенному снижению потребления. Волна, начавшаяся в январе в Китае, постепенно охватила большинство стран мира. Весной, во время первой волны пандемии, спрос снижался на величину до 10%. Часть генмощностей оказывалась избыточной, страновые регуляторы логично предпочитали выводить наименее рентабельную и экологичную генерацию – угольные ТЭС приняли на себя основной удар кризиса. Изменение конъюнктуры рынка под влиянием внешних
обстоятельств изменило расклады в генсекторе. Так, по итогам первого полугодия доля ВИЭ в выработке Германии впервые превысила 50% на фоне снижения спроса на 5,7%.
По данным британского аналитического центра Ember, с 2015 года доля угля на мировом рынке электроэнергии сократилась с 37,9 до 33% – это самое значительное снижение за последние 30 лет. Объём
генерации с помощью солнца и ветра за тот же период удвоился и составляет 9,8%, столько же приходится на долю АЭС. В первом полугодии 2020 года выработка на угольных ТЭС в мире снизилась по сравнению с прошлым годом на рекордные 8,3%, доля ВЭС и СЭС выросла на 14%. В целом в Евросоюзе доля ВИЭ впервые превысила объём генерации на ископаемом топливе (уголь и газ): 40% против 34%, остальные 26% обеспечили АЭС. Но если в Европе уголь замещается ВИЭ, то в США его вытесняет газ: в январе – июне доля угольной генерации в США снизилась на 31%.
На фоне спада потребления развитые страны заявили, что пандемия создаёт благоприятные условия для ускоренного наращивания доли ВИЭ в энергобалансе: по мере восстановления спроса традиционную генерацию могут заменить возобновляемые источники.
Мировой тренд на декарбонизацию сейчас задаёт, прежде всего, Евросоюз, который начал обсуждать возможность введения трансграничного углеродного регулирования (ТУР, углеродные налоги
могут появится в ЕС в 2023–2025 годах). Подобные фискальные сборы осложнят экспорт товаров в ЕС и могут снизить их конкурентоспособность.
Крупнейшие мировые энергокомпании откликнулись и поддержали эту инициативу. BP обнародовала планы сокращения добычи нефти и газа к 2030 году на 40%, строительства и покупки 50 ГВт ВИЭ (рост в 10 раз за 10 лет) и выхода на «нулевые» выбросы парниковых газов
к 2050 году. General Electric (GE) в конце сентября объявила, что отказывается от строительства угольных ТЭС и выпуска оборудования для них. О пересмотре энергополитики в последние два месяца
объявили ключевые потребители угольного сектора – Китай и Индия. В видеообращении к Генассамблее ООН глава КНР Си ЦЗИНЬПИН пообещал, что Поднебесная выйдет на «нейтральные уровни
выбросов» CO2 к 2060 году. Соседняя Индия намерена вдвое сократить экспорт энергетических углей в ближайшие годы.
Но при ближайшем рассмотрении в большинстве громких заявлений «есть нюансы». Так, GE продолжит заниматься сервисом действующих угольных ТЭС, несмотря на прекращение выпуска
нового оборудования для них.
Индия является вторым после Китая крупнейшим мировым потребителем, производителем и импортёром этого вида топлива. Сокращение импорта (в прошлом году страна купила 197 млн тонн угля на мировом рынке) не приведёт к снижению его потребления в Индии: ограничения необходимы для сокращения валютных
расходов и создания новых рабочих мест на местных действующих и проектируемых шахтах.
Китай, прежде чем сокращать выбросы, продолжит их наращивать: пик эмиссии углерода будет достигнут до 2030 года, заявил г-н ЦЗИНЬПИН. Пекин может отложить принятие краткосрочных мер в надежде на то, что будущие технологические прорывы обеспечат более быстрое сокращение выбросов позднее, полагают западные
эксперты. Не до конца понятно, и что имеют в виду китайские власти, говоря о «нейтральном» уровне выбросов СО2, добавляют они.
Сейчас Китай является крупнейшим потребителем угля в мире: на него приходится 54% всей угольной генерации. Кроме того, КНР инвестирует в угольную энергетику по всему миру. По данным IEEFA, в 2019 году КНР вложила $36 млрд в строительство угольных
электростанций в 23 странах. Но тенденция к декорбанизации в Китае очевидна: уже сейчас ВИЭ здесь вырабатывают больше
энергии, чем вся ЕЭС России.
УГОЛЬ ОСТАЁТСЯ В РОССИИ
В России коронавирусное снижение потребления в январе – августе составило чуть менее 4%. В августе Минэнерго прогнозировало, что спад по итогам года составит 2,5–2,6%. Участники рынка чуть менее
оптимистичны: так, «Интер РАО» прогнозирует снижение выработки в ЕЭС в 2020 году на 4–5%. Многое будет зависеть от дальнейшего развития ситуации с коронавирусом – «вторая волна» может ухудшить эти ожидания. Пока регуляторы и энергетики сохраняют
надежду на то, что уровень потребления в России вернётся к показателю 2019 года в 2021 году. В России под остановку в первую очередь попадали комбинированные мощности ГРЭС и ПГУ-блоков, не несущие тепловой нагрузки. Но на отечественной структуре
выработки спад практически не отразился, так как доля ВИЭ в ЕЭС крошечна (менее 1%). Кроме того, в ряде регионов России уголь является безальтернативным видом топлива и отказаться либо невозможно, либо очень дорого. Впрочем, без проблем российские
угольщики не остались в первую очередь из-за ситуации на мировом рынке.
Ещё в феврале, представляя стратегию развития угольной промышленности до 2035 года, Минэнерго прогнозировало существенный рост добычи угля, в том числе энергетического. Консервативный вариант предусматривал рост добычи с 440 млн тонн в 2019 году до 485 млн тонн, с увеличением экспорта с 220 млн до 292 млн тонн. Оптимистичный сценарий предполагал рост добычи на 55%, до 685 млн тонн, экспорта – до 392 млн тонн. Но за полгода на фоне пандемии COVID-19 в реалистичность этих планов перестали верить даже закоренелые оптимисты.
Во втором квартале добыча угля просела на 9,6%, поставки на внутренний рынок упали на 11,6%, на экспорт – на 5,6%. Цены на энергетические марки снизились на 10% (до $57 за тонну).
Экспортные поставки по итогам года сократятся на 10–22%, предполагал в августе глава Минэнерго Александр НОВАК. В основном снижение произойдёт за счёт западного направления, отмечал он.
Под влиянием обстановки на внешних рынках отечественные угольщики стали отказываться от крупных логистических проектов, ориентированных на перевалку топлива. Так, кабмин исключил из комплексного плана модернизации инфраструктуры новый сухогрузный район морского порта Тамань, который стал неинтересен инвесторам. «Кузбассразрезуголь», «Металлоинвест», СУЭК (по 22,5% в проекте) и РЖД (10%) собирались строить транспортный узел, основу которого составляли два угольных терминала. Цены на уголь упали вместе со спросом, и шахтёры отказались от своих планов. Это не скажется на проекте ТЭС «Ударная», который реализует «Ростех» и от которого должны
были запитать угольные терминалы – их доля в прогнозном потреблении невелика, говорят в Минэнерго.
Под вопросом оказался и второй этап расширения Восточного полигона РЖД. Увеличение пропускной способности БАМа и Транссиба в 1,5 раза, до 180 млн тонн к 2024 году, задуманное федеральными властями, потребует строительства дополнительной генерации (по оценкам кабмина – от 1,6 до 2,4 ГВт) и нескольких тысяч километров электросетей. Проект есть, но рынок и власти не уверены в достижимости заявленных объёмов перевозок. Теперь достоверность подобных прогнозов вызывает ещё большие сомнения – экспортёры угля должны были обеспечить значительную часть
прироста грузопотока.
На внутреннем энергорынке ситуация с углём менее однозначна. Ряд
промэкспортёров, в частности РУСАЛ, предпринимает шаги по озеленению своей продукции в ожидании введения углеродных налогов в Европе. «Иркутскэнерго», аффилированное с металлургами через En+, хочет продать весь имеющийся объём угольной генерации
(3,8 ГВт) вместе с топливной базой (местные разрезы углей), оставив у себя лишь 9 ГВт ГЭС Ангарского каскада. В перспективе такой шаг позволит вертикально интегрированной структуре в будущем позиционировать свою продукцию как «зелёную». К
предложению «Иркутскэнерго» присматривается «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ), на угольных ТЭС в Иркутской области побывали техспециалисты компании. По неофициальной информации, «энергодочка» газовой монополии рассматривает возможность перевода десяти региональных ТЭС с угля на топливо
материнской компании. Но вопрос упирается в экономическую целесообразность – несмотря на гигантские разведанные запасы газа (крупнейшее – Ковыктинское ГКМ) в регионе практически полностью отсутствует газотранспортная инфраструктура. Её создание оценивается в десятки и сотни миллиардов рублей. Более того, перевод на газ самих генблоков будет сопоставим со стоимостью нового строительства. В этих условиях отказ от угольной генерации, полностью обеспечивающей регион теплом, представляется крайне маловероятным.
Невозможно отказаться от угля и в некоторых других регионах. В этом
году «Интер РАО» завершает ввод новой угольной Приморской ТЭС в Калининградской области. Станция строится в рамках специальной госпрограммы для обеспечения энергонезависимости российского анклава в Европе. На фоне размыкания энергокольца БРЭЛЛ в Калининградской области построены три газовых ТЭС и одна угольная. Последняя должна гарантировать стабильность работы энергосистемы в автономном режиме на случай перебоев с поставками газа в Калининград.
При этом угольная генерация в первой ценовой зоне (1 ЦЗ, Центр и Урал) ОРЭМ экономически проигрывает газовой генерации, обеспеченной достаточной топливной инфраструктурой. Сейчас тот же «Интер РАО» обсуждает возможность строительства газовых энергоблоков на Черепетской ГРЭС. Без этого станция окажется нерентабельна на ОРЭМ. В аналогичной ситуации находится «Фортум», который хотел бы перевести Челябинскую ТЭЦ-2 с угля на газ в рамках программы модернизации и уже заказал проект ликвидации угольной инфраструктуры.
За Уралом ситуация менее напряжённая, но и здесь происходит ротация угольных активов. В этом году СГК выкупила у ГЭХа его единственный объект в 2 ЦЗ – угольную Красноярскую ГРЭС-2. СГК была заинтересована в покупке, так как это увеличивает потребительскую базу головной структуры энергоугольного
холдинга – СУЭК. По слухам, структуры Андрея МЕЛЬНИЧЕНКО не проявили интереса к сделке с «Иркутскэнерго» именно потому, что угольные ТЭС в Иркутской области не представляют интереса
с точки зрения расширения сбыта угля – эти электростанции работают на специфических марках угля местных разрезов,
продающихся единым лотом. Справедливости ради отметим, что в июне СУЭК получил Приморскую ТЭС «РусГидро» вместе с топливной базой – Лучегорским угольным разрезом. Но здесь превалирующей была мотивация решения сложной корпоративной ситуации в «Дальневосточной энергетической компании», акционерами которой до недавнего времени были «РусГидро» и структуры г-на МЕЛЬНИЧЕНКО. Кроме того, сделка позволила СУЭКу выйти на энергорынок Дальнего Востока, где до настоящего момента монополистом являлось «РусГидро».
Таким образом, в России отсутствует общий тренд в отношении угольной генерации. В ряде случаев (прежде всего, в 1 ЦЗ) энергетики ставят вопрос об отказе от неё по экономическим соображениям. Но в ряде регионов (Калининград, часть территорий в Сибири, Дальний Восток) отказ от этого вида генерации выглядит как минимум преждевременным, в отдельных случаях он может быть поставлен
только после масштабной газификации территорий.
При этом экологические аспекты проблемы не всегда однозначны. Технологии продолжают активно развиваться и позволяют всё более существенно сокращать объём эмиссии вредных веществ угольными ТЭС.
Много зависит и от структуры остальной генерации. По данным
проекта Electricitymap.org удельный расход условного топлива (УРУТ) в 1 ЦЗ, где на низкоуглеродную генерацию приходится 35%, а на долю ВИЭ – 8%, составляет 347 г на 1 кВт•ч. В 2 ЦЗ показатель составляет 477 г, хотя на долю низкоуглеродной генерации здесь приходится 41%, на ВИЭ (в основном, ГЭС) – 40%. В целом по стране, по данным
Минэнерго, топливные расходы составляют около 300 г на 1 кВт•ч, у отдельных компаний он уже ниже («Интер РАО» – 295 г) и продолжает сокращаться. Для сравнения тот же показатель в Польше составляет 651 г (низкоуглеродная генерация – 18%, ВИЭ – 8%), в Болгарии – 441 г (44%/17%), в Нидерландах – 389 г (36%/33%).