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. Поэтому даже при наличии доминирующего энергоносителя сохранение топливного разнообразия является для энергосистемы приоритетной задачей. 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, то 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 3,3 тыс. 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.
