Энергетика бледнеет

23.11.2017

Угольные электростанции европейской части РФ и Урала переживают сложное время. Из-за низкой цены газа и высокой транспортной составляющей в цене угля они не могут конкурировать с газовыми мощностями первой ценовой зоны. Для получения минимально необходимых средств энергетики просят уравнять плату за мощность для угольных станций в первой ценовой зоне со второй. Но ведомства пока отвергают этот вариант, предлагая снизить издержки на транспортировку угля, которые увеличиваются из-за роста мировых цен на уголь и резкого скачка ставок предоставления железнодорожных вагонов для его перевозки.

Газ потеснил уголь Ценовое соотношение газ/уголь для Европы, Урала и Дальнего Востока в 2014-2016 годах упало ниже двух, сообщило в апреле в предварительном докладе ФГБУ «Российское энергетическое агентство» (РЭА) о функционировании электроэнергетики в 2016 году, что показывает: угольные станции потеряли конкурентоспособность в рамках межтопливной конкуренции. В Сибири ситуация обстоит иначе: несмотря на рост цен на уголь, транспортная составляющая в его цене ниже, а цены, сложившиеся на конкурентном отборе мощности (КОМ), выше, чем в европейской части России, благодаря чему сибирская генерация сохраняет конкурентоспособность.

Для того чтобы уголь выигрывал топливную конкуренцию у газа, отмечают в РЭА, цена на газ должна превосходить угольные цены в два три раза. Это отражает более высокие затраты на топливоиспользование на угольных ТЭС, включающие расходы на эксплуатацию и ремонт систем приемки, складирования, подачи, подготовки угля, его сжигания, шлакоудаления, золоулавливания, хранения золошлаковых отходов, а также затраты, связанные с экологическими платежами.

В последние годы вывод из эксплуатации старых угольных станций в европейской части РФ ускорился, вводятся же преимущественно газовые мощности. С 2012 по 2016 год в первой ценовой зоне было выведено 3 ГВт угольной генерации. С 1 января 2017 года выведено 865 МВт угольной мощности на Черепетской ГРЭС, план на 2017-2020 годы — еще 2,13 ГВт. При этом в 2010-2016 годах к западу от Урала было введено в эксплуатацию только три угольных блока суммарной мощностью 780 МВт.

Отсутствие угля в топливном балансе энергетики европейской части России и Урала может иметь негативные последствия. Первое из них — снижение энергетической безопасности региона, которую ставит под угрозу зависимость от монотоплива. Выработка электроэнергии на угле, пусть она и невелика в первой ценовой зоне, позволяет заместить газ в условиях ограничений в холодные зимы, а «Газпрому», чей дочерний «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) владеет большинством угольных электростанций в первой ценовой зоне, — выполнить обязательства по экспортным поставкам газа. В июне на круглом столе «О программе экологизации угольной генерации РФ» глава комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный предупреждал, что для системной надежности энергосистемы с учетом того, что экстремальные холода в нашей стране нередки, «иметь тотально доминирующую газовую генерацию рискованно».

Второе — рост социальной напряженности. «Почему-то никто не понимает, что если мы закроем в центральной части России угольные станции, то у нас умрут расположенные здесь же угольные разрезы, — говорил в мае в интервью корпоративному журналу «Газпром» гендиректор ГЭХа Денис Федоров. — А за их счет живут целые города!» Действительно, градообразующее предприятие моногорода Инты «Интауголь» может закрыться, если уйдет его основной клиент Череповецкая ГРЭС, вывод 630 МВт на которой был анонсирован в июле, а государство или регион не компенсирует это субсидиями. То же касается и угольщиков Ростовской области. Плюс к тому, по данным Общероссийского отраслевого объединения работодателей поставщиков энергии, непосредственно на угольных электростанциях в первой ценовой зоне, выведенных или планируемых к выводу до 2020 года, занято больше 6 тыс. человек.

Уголь и транспорт

Причина, по которой вместо ввода нового оборудования на угле в европейской части РФ и на Урале строятся газовые блоки, — недостаточный денежный поток для компенсации высоких затрат на поддержание угольной генерации. Условно-постоянные затраты угольных станций в европейской части России в 1,7 раза выше, чем у аналогичных газовых, следует из расчетов ГЭХа на основе данных по Новочеркасской ГРЭС (уголь) и Ставропольской ГРЭС (газ). Первая составляющая этих затрат — цена угля, которая, в отличие от тарифицируемого газа, формируется рынком, и на нее существенное воздействие оказывают экспортные цены. Только за 2016 год цены на энергоуголь выросли вдвое. Также, если уголь импортируется, на цены может влиять валютный фактор — так, скачок курса тенге в январе — сентябре 2015 года, в результате которого повысились цены на уголь для Рефтинской ГРЭС, привел к росту цен на экибастузский уголь и стал основной причиной падения EBITDA компании. Газовые станции застрахованы от этих факторов фиксированным тарифом и отсутствием привязки к мировым ценам.

Второе — затраты на железнодорожную перевозку угля. Для ОГК-2, отмечается в презентации ГЭХа о проблемах угольной генерации в первой ценовой зоне, они составляют 65% в стоимости топлива. Плечо доставки — от 1,7 тыс. до 4 тыс. км. На Рязанской ГРЭС доля железнодорожной перевозки в конечной стоимости угля составляет 79%, на Череповецкой — 68%.

В ОАО РЖД говорят, что цена на перевозку энергоугля сейчас на 40% ниже уровня базового тарифа грузов первого (самого дешевого) и на 60% ниже уровня второго тарифного класса, который является уровнем безубыточности для монополии. При этом в течение прошлого года, когда начался резкий взлет цен на уголь, перевозки на экспорт по ценовым условиям не очень отличались от внутренних: до конца октября для энергоугля действовала пониженная тарифная надбавка 1,3%, в то время как другая экспортная продукция отгружалась с надбавкой 13,4%. В октябре ОАО РЖД отменило льготу по надбавке, после того как цена за тонну энергоугля вышла за рамки референтных $50 и поднялась до $70. С начала года экспортные надбавки были вовсе отменены и замещены уменьшением льготы на перевозки на дальние расстояния. Так, ранее уголь возился на расстояния свыше 3,3тыс. и 3,5 тыс. км за 32% и 33,3% от цены, а стал транспортироваться за 40%. Таким образом, условия перевозки на экспорт и внутри страны сблизились по условиям. При этом ОАО РЖД вправе вводить скидки в рамках тарифного коридора, но скидка на низкодоходные грузы первого тарифного класса, в которые входит уголь, ограничена 14% и расстоянием перевозки до 3 тыс. км., в отличие от более дорогих грузов, где она может составлять до 50% без ограничения дальности перевозки. То есть на плечах 4 тыс. км, которые указывает ОГК-2, они неприменимы.

Но, какие бы скидки ни дало ОАО РЖД, остается вагонная составляющая, на которую и возлагают вину энергетики. Вагоны сейчас стоят очень дорого — как из-за общего дефицита парка, так и из-за сезонного фактора. Осень для железнодорожников время традиционно тяжелое, когда наступает пик перевозок ряда видов грузов, конкурирующих за один и тот же вид подвижного состава — полувагоны, в которых перевозится и уголь. В 2015-2016 годах прошла массовая утилизация старых полувагонов (около 140 тыс. единиц), что стало причиной их дефицита на сети, не компенсированного замещающими поставками производителей.

В сентябре он достиг пика и составил 17 тыс. единиц, но далее по прогнозам будет уменьшаться. Дефицит обостряется из-за послекризисного роста угольного рынка и переключения значительной доли парка на обслуживание высокодоходного экспорта. Сейчас ставка предоставления полувагона находится на пике. С 2014- 2015 годов она выросла практически втрое — до 1,5 тыс. руб. за вагон в сутки.

Операторы подвижного состава объясняют рост цен заметным увеличением лизинговых платежей, ростом затрат на содержание вагона, в том числе на ремонт, и высокой стоимостью новых вагонов.

Для сокращения транспортных издержек ГЭХ предлагает ввести регулирование вагонной составляющей при перевозках угля в адрес энергокомпаний и вернуться к практике применения коэффициента исключительного тарифа для угольщиков, поставляющих топливо на электростанции. Как пояснили » Ъ» в ОАО РЖД, ни энергетики первой ценовой зоны, ни угольщики в интересах этих грузополучателей в монополию не обращались.

В конце октября — начале ноября после жалоб ряда объектов ЖКХ на недопоставку угля из-за нехватки подвижного состава правительство решило принять меры для урегулирования этой ситуации. Сейчас обсуждается создание резервного парка, который будет обеспечивать перевозку грузов в периоды пикового спроса. В качестве альтернативы рассматривается возможность придания избранным социально значимым грузополучателям статуса, аналогичного «неотключаемым потребителям» в энергетике, заявки которых на грузоперевозку будут удовлетворяться в приоритетном порядке. В их число могут попасть и угольные ТЭС и котельные, которые будут внесены в соответствующие списки федеральными органами власти.

Скудные поступления

Условно-постоянные затраты угольной генерации в первой ценовой зоне не покрываются ни платой за мощность, ни ценой электроэнергии, следует из презентации ГЭХа. Первые сигналы о неконкурентоспособности угля в европейской части РФ прозвучали еще в 2014 году, когда в КОМ на 2015 год не прошли шесть угольных станций общей мощностью 2,3 ГВт, что на тот момент, до того, как станции получили статус «вынужденных генераторов», а с ним — покрытие затрат, означало потерю поставщиками угля рынка объемом до 7 млрд руб. в год.

«В 2014 году практически все угольные ТЭС европейской части РФ стали переходить в зону гарантированного убытка, — говорит в интервью » Ъ» первый замгендиректора ГЭХа Павел Шацкий. — Тогда же прошел ряд совещаний, но, к сожалению, проблему решить не удалось. С тех пор ситуация только ухудшилась. После проведения конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2020-2021 годы мы увидели, что угольная генерация с 2014 года будет находиться в зоне стабильного убытка шесть-семь лет».

По оценкам ОГК-2, точка безубыточности для угольной генерации европейской части России и Урала — цена КОМ во второй ценовой зоне. Поэтому ГЭХ предлагает уравнять тариф для угольных станций в первой и второй ценовых зонах, тем самым фактически увеличив на 60% стоимость их мощности (плюс 68 тыс. руб. за 1 МВт в месяц).

Министерства скептически отнеслись к этой идее, в основном приводя довод о недопустимости создания особых условий для угольной генерации и нарушения тем самым конкуренции. Минэнерго видит перспективы скорее в сокращении транспортных издержек угольных станций в европейской части России и на Урале. Потребители же отмечают, что вывод низкоэффективного пылеугольного оборудования в первой ценовой зоне не приведет ни к нарушению энергоснабжения потребителей, ни к снижению системной надежности, а снижение железнодорожных тарифов для энергетиков лишь увеличит нагрузку на других потребителей.

Источник: РЭЭ