«Последние из могикан» угольной генерации первой ценовой зоны - Энергетика и промышленность России - № 13-14 (345-346) июль 2018 года - WWW.EPRUSSIA.RU

В конце июля 2018 года на площадке двух секций Комитета по энергетике Государственной Думы РФ состоялось обсуждение темы «Место угольной генерации в топливно-энергетическом балансе России. Пути преодоления ограниченной конкурентоспособности угля в качестве топлива электростанций».

Сама по себе постановка вопроса говорит о признании серьезности проблемы и необходимости создания условий для сохранения угольной генерации в европейской части России. В энергетическом сообществе уже больше года обсуждают эту тему, но пока не нашли однозначного решения.

Если посмотреть на энергосистему через призму топливного баланса государств–лидеров по запасам и добыче угля, то можно выделить несколько интересных тенденций.

Рисунок 1

США и Россия, занимающие первое и второе места в мире соответственно по разведанным запасам угля (Рис. 1), незначительно уступают свои позиции по емкости рынков его потребления и добычи. При этом по объему выработки электроэнергии из этого вида топлива Россия переходит сразу на восьмое место из 13 рассмотренных нами стран. В рейтинге долей выработки электроэнергии угольными станциями Россия выходит из большой десятки и занимает нижнюю строку (15%).

В то же время Польша, обладая седьмым и девятым местом по уровню разведанных запасов и добыче угля, является одним из лидеров по доле выработки электроэнергии угольной генерацией (79%). При этом Польша входит в Евросоюз, где, как мы понимаем, в последние годы сильны позиции лоббистов «зеленой генерации» и присутствует определенная фобия по отношению к «грязной энергетике», как в последние годы порой называют угольные электростанции. Что, впрочем, ничуть не мешает Польше сохранять свою топливную идентичность и извлекать преимущества своего ресурсного положения.

Рассуждая на эту тему, я не хочу сказать, что мы упускаем свои возможности и недостаточно развиваем компетенции по угольной генерации. Очевидно, что у России гораздо больше географических и сырьевых преимуществ, чем у Польши, что и отражено в нашем энергобалансе:

- запасы газа позволяют сформировать эффективный уклад энергетики, использующей газ в качестве основного вида топлива и сохраняющий ее высокую экологическую направленность с низким уровнем выбросов СО₂ в пересчете на 1 ГВт*ч;

- мощные гидроресурсы Сибири предопределяют значительную долю ГЭС;

- высокий уровень развития атомной энергетики позволяет наращивать неуглеродное направление генерации.

В то же время угольные ресурсы России расположены не только в Сибирском регионе, а, в значительной степени, еще и в Донецком угольном бассейне Ростовской области, который снабжает углем электростанции первой ценовой зоны. При этом условия, в которых существует угольная генерация этих двух бассейнов, мягко говоря, неравнозначны. И по этой причине угольная генерация европейской части находится в дискриминационном положении.

Начиная с 2012 года, в первой ценовой зоне были выведены из эксплуатации угольные энергоблоки суммарной мощностью 4,2 ГВт. С учетом заявленных планов, к 2021 году эта величина составит уже 6,2 ГВт. Вывод указанных объектов приводит к значительному сокращению межтопливного маневра, т.к. на всех указанных электростанциях, как правило, имеется возможность оперативного перехода с одного на второй (газ-уголь) или третий (газ-уголь-мазут) виды топлива. Это, в свою очередь, позволяет резервировать дополнительно топливо и использовать его в период аномальных холодов в случае перебоев с поставками основного топлива или в аварийных ситуациях. При сохранении тенденций к выводу ТЭС, имеющих место быть в последние годы, возможности гибкого перехода на разные виды топлива сокращаются, и это вызывает опасения.

Тенденции в энергетике прямо пропорциональны процессам в угольной отрасли. Мы видим, что использование угля в электроэнергетике первой ценовой зоны значительно сократилось. При этом, по разным данным, от 40 до 48 угледобывающих предприятий европейской части России и на Урале прекратили свое существование.

Почему это происходит?

Единые требования рынка и наличие теперь уже незначительного избытка мощности приводят к выводу наименее экономически эффективных активов. К сожалению, под эту характеристику попадают именно угольные станции первой ценовой зоны.

Во-первых, операционные издержки угольных ТЭС на 50% выше аналогичных расходов на газовых станциях. Это подтверждают регулируемые цены на мощность, которые в свое время утверждал ФСТ, а сейчас ФАС, и эталонный OPEX, определяемый «Советом рынка» и отличающийся на 50-60% для угольных и газовых станций. Связано это с различиями в циклах подготовки, хранения, приготовления, подачи топлива, удаления золошлаков и т.д. В условиях технологического дисбаланса угольная генерация европейской части России, получая плату за мощность в КОМ (компенсацию постоянных издержек) на 60% ниже станций Сибири, однозначно проигрывает в конкурентной борьбе.

Во-вторых, цена на рынке электроэнергии на 75 процентных пунктов отстает от цены газа по темпам прироста за период 2008-2017 годов (Рис. 2) в том числе за счет ввода высоко эффективных объектов ДПМ ТЭС, а также повышения загрузки АЭС с одновременным ростом заявок в режиме ценопринимания.

В-третьих, на рынке мощности сложилась абсурдная ситуация - цена КОМ на период 2014-2019 гг резко упала. И без учета инфляции стоимость КОМ в 2019 году будет соизмерима с уровнем 2012 года. Отставание же цены КОМ от накопленного уровня инфляции составляет порядка 58% (Рис. 3). Как следствие, с каждым годом количество станций, которым хватает уровня платежей для покрытия условно-постоянных затрат, снижается. В итоге, в неблагоприятном финансовом положении в первую очередь оказались угольные ТЭС первой ценовой зоны ОРЭМ, чьи условно-постоянные затраты превышают затраты газовых ТЭС в 1,5 раза.

Почему произошел спад цены КОМ?

Помните известное выражение Виктора Степановича Черномырдина «хотели, как лучше, а получилось как всегда»? Дело было в желании улучшить модель оптового рынка электроэнергии с целью сделать ее проще и понятнее для игроков. После долгих обсуждений, в 2014-15 году была принята новая модель рынка, предусматривающая переход ценообразования от 21 зоны свободного перетока (ЗСП) к двум ценовым зонам. На практике это означало, что цена за мощность для Новочеркасской ГРЭС (на юге России) раньше была выше, чем в центре, а стала средней по всей зоне (снизилась). При сохранении специфики ценообразования на мощность по прежней модели, цена могла составить до 162 тыс. руб./МВт в месяц. Вместо этого цена для всей первой ценовой зоны в новых условиях сформирована на уровне 112 тыс. руб./МВт в месяц. Иными словами, потенциальная плата за КОМ на юге оказалась урезанной на четверть.

Таким образом решили ещё больше упростить модель и создать тотальную конкуренцию. В новых условиях при проведении КОМ мы смотрим не так как раньше специфику зоны свободного перетока «Кубань», учитывая специфику местных станций, включающую уровень постоянных издержек, дефицит и объем перетоков в смежных зонах, а формируем единую усредненную картину в пространстве от Тамани до Урала.

При этом все должны понимать:

- чем больше переменных в расчете среднего значения, тем более груб расчет средней величины;
- энергетическая система первой ценовой зоны - это не медный лист без сетевых ограничений и не плоская шкала затрат с оптимальным учетом ее особенностей;
- распределение гидроэнергетических и углеводородных ресурсов накладывает свой отпечаток на региональные топливные балансы и формирует уникальный и разнообразный узор нашей энергетической карты.

Попытка упростить, сделать оптовый рынок энергии более плоским не изменит и не отменит специфику регионов и отдельных типов генерации, а приведет лишь к очередным модельным перекосам и потере региональных преимуществ, вокруг которых десятилетиями строилась энергосистема.

Можно неоднократно менять модель рынка, неизбежно допуская по ходу все новые ошибки - известно, что не ошибается только тот, кто ничего не делает. А можно доработать уже имеющуюся. Для создания равных конкурентных условий для угольной генерации в первой и второй ценовых зонах при наличии факта убыточности, наличия оснований для присвоения статуса вынужденного режима (подтверждение СО невозможности вывода станции) и значимости взаимосвязи межотраслевой кооперации надо менять подход к установлению цены для «вынужденной генерации» за счет отмены ограничений по предельной цене.

В конечном итоге электроэнергетика, пожалуй, единственная отрасль, где оплата услуги производится по единым, не зависящим от вида генерации, ставкам. Если мы возьмем в качестве примера транспорт, то ведь ни у кого не возникает идея усреднить ставки на перевозку грузов речным, железнодорожным и автомобильным транспортом.

На сегодняшний день Новочеркасская ГРЭС (образно говоря) является последней из могикан угольной генерации первой ценовой зоны оптового рынка (его европейской части), потребляющей более 3 млн тонн местного угля ежегодно.

Решение о приведении тарифа Новочеркасской ГРЭС к экономически обоснованному тарифу вынужденного генератора позволит на долгосрочной основе сохранить взаимосвязь и жизнеобеспечение тесно переплетенных в Ростовской области энергетиков, шахтеров, транспортной и перерабатывающей отраслей. Это важно, поскольку Новочеркасская ГРЭС потребляет более 60% добываемого угля марки АШ.

Для нас такое решение – это возможность исправить перекосы, допущенные в результате чрезмерного упрощения «карты мира» при изменении принципов КОМ, и найти вариант сохранения баланса топливно-энергетического кластера на юге России, рационально сформированного предыдущими поколениями. К сожалению, многие смотрят на это предложение с другой точки зрения, расценивая его как создание нерыночных преимуществ и нарушение баланса интересов. Но давайте ещё раз задумаемся - мы действительно убеждены в том, что создали универсальный инструмент в виде действующей модели КОМ, позволяющий найти единую справедливую и рыночную цену для всех без исключения значимых электростанций в пространстве от Тамани до Урала?

Логин:
Пароль:
Запомнить меня
Регистрация
Забыли свой пароль?
Войти как пользователь: