Российская угольная промышленность продолжает наращивать объемы добычи и поставок угля на экспорт. Последнему способствует ценовая конъюнктура мировых рынков, где на протяжении уже многих месяцев отмечается рост цен, которые уже достигли уровня 2012-2013 гг. Однако, за этими позитивными новостями остаются почти незамеченными те стратегические риски и угрозы, которые несет в себе перспектива дальнейшего ужесточения регулирования выбросов парниковых газов. О перспективах российского и зарубежного рынков угля - в материале Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) на основе доклада, представленного замгендиректором Института Александром Григорьевым на ХХIII Саммите "Металлы и горная промышленность России и СНГ 2018".
Почему среди всех отраслей ТЭК именно угольная отрасль наиболее уязвима к ограничениям выбросов парниковых газов? Например в нашей стране, при производстве 1 кВт*ч электроэнергии российские угольные ТЭС выделяют в 1,7 раз больше парниковых газов, чем газовые ТЭС. Следовательно, по мере ужесточения климатической политики уголь будет всё больше проигрывать в конкурентной борьбе газу и иным энергоносителям и источникам энергии. Ранее ИПЕМ уже подробно рассматривал те риски, с которыми могут столкнуться отрасли ТЭК и российская экономика в целом при реализации условий Парижского соглашения по климату, которое было подписано Россией.
Ужесточение климатической политики уже сейчас сказалось и сказывается на угольной генерации в странах ЕС, США и Канады. Например, в Европейском союзе действует система торговли квотами на выбросы парниковых газов (ПГ), при этом средняя цена в 2016 году составила 5 €/т CO2. Таким образом, расходы операторов угольных ТЭС на покупку квот удорожают производимую ими электроэнергию примерно на 4 € за МВт·ч. В Германии платежи за квоты приводят к удорожанию электроэнергии от газовых ТЭС на 3—5%, а от угольных ТЭС — на 14—28%. В итоге развитие угольной генерации в Германии и других странах Европы фактически остановилось за исключением Польши, частично Чехии.
В рамках так называемого «winter package», принятого в ЕС пакета мер, планируется ввести ограничения на участие угольной генерации в рынках мощности. В работе рынков мощности не смогут участвовать новые энергоблоки ТЭС с выбросами свыше 550 г CO2 / кВт·ч (то есть, вся угольная генерация, не оснащённая carbon capture & storage). При этом существует дополнительный риск для экспорта российского угля в ЕС — растёт доступность природного газа, в т.ч. российского. Последнему способствует реализация таких крупных совместных российско-европейских проектов, как «Северный поток-2». Развивается сеть регазификационных терминалов, ожидается развитие системы газоснабжения в Юго-Восточной Европе.
Проводимая в США и Канаде в последние годы климатическая политика также негативно сказывается на объемах потребления угля. В некоторых штатах США и провинциях Канады действуют прямые платежи за выбросы (углеродный налог, системы торговли квотами). Установленные нормативы предельных выбросов CO2 в США для новых энергоблоков ТЭС составляют 635 г CO2/кВт·ч, для реконструируемых - 907 г CO2/кВт·ч. Несколько ниже эти показатели в Канаде, где для новых энергоблоков ТЭС и достигших предельного срока эксплуатации они установлены на уровне 420 г CO2/кВт·ч, что, все равно, фактически является запретительным уровнем.
В итоге, за последние 10 лет (2007—2016 гг.) потребление угля в ЕС сократилось на 25% и за период 2014—2035 годов может сократиться еще в 2 раза; в США и Канаде за тот же период потребление угля сократилось на 38%, а за период 2014—2035 годы может сократиться еще на 37%.
В то же время в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) наблюдаются противоположные тенденции: спрос на уголь будет возрастать вслед за трансформацией экономики этих стран, ростом уровня жизни населения, что неизбежно будет связано с ростом потребления электроэнергии. При этом рост спроса на уголь будет неравномерен: сконцентрирован в менее развитых странах региона (Индия и развивающиеся страны), а в более развитых странах региона (Япония, Южная Корея, Австралия и др.) ожидается замедление спроса на уголь. При этом совсем недавно правительство Японии решило отказаться от планов по сокращению доли угольной генерации до 10% к 2030 году, что отчасти связано с аварией на АЭС Фукусима-1 в 2011 году и отказом от атомной генерации. В Южной Корее декларируется политика снижения доли угля и перехода к более экологичному газу и ВИЭ-генерации.
Китай, являющийся основным потребителем угля в АТР, запустил пилотные системы торговли квотами в 5 городах и 2 провинциях. В тестовом режиме создаётся национальная система торговли и реализуется план перевода крупных северных городов страны на газовое отопление, что приведет к сокращение спроса на уголь в объеме около 74 млн т. Тем не менее, угольная генерация в стране продолжит развиваться, но более низкими темпами относительно темпов роста ВИЭ-генерации, газовой и атомной генерации.
На внутреннем рынке России пока отсутствуют реальные предпосылки для роста спроса на энергетический уголь. Темпы выводов угольных генерирующих мощностей продолжают превышать темпы ввода новых мощностей: за 2012—2017 годы объем выведенной мощности на 1 ГВт превысил объем новых вводов, за период 2012—2020 годов эта разница увеличится до 2 ГВт. Также анонсированы дополнительные планы закрытия угольной генерации (Череповецкая, Новочеркасская ГРЭС). Что касается перспектив, то сейчас активно обсуждается запуск новых инвестиционных механизмов в электроэнергетике, так называемый ДПМ-2. При этом сохраняются риски того, что угольная генерация может не получить свой «кусок пирога». Основных рисков два: реализация сценариев ввода радикальных мер углеродного регулирования, а также дальнейшая газификация Восточной Сибири.
Результаты моделирования, проведенного ИПЕМ, показали, что при вводе углеродного налога в размере 600 руб./т CO2 (около 10 $ за т CO2) угольная генерация станет неконкурентоспособной даже в Кемеровской области. При реализации же всех рисков (ввод углеродного налога, газификация Восточной Сибири) мощность крупной угольной генерации может сократится на 68% и составит 13,1 ГВт. Если потребление угля для выработки тепла будет изменяться таким же образом, то потребление российского энергетического угля на внутреннем рынке может упасть на 71 млн т, то есть добыча угля в РФ может снизится на 18%.
Ужесточение климатической политики – это стратегический вызов для угольной отрасли, требующий ответа уже сегодня. Так, совершенно определенно необходимо расширение торговых связей с наращивающими импорт угля странами (Индия, Бангладеш), снятие инфраструктурных ограничений на участках от действующих и перспективных регионов угледобычи до портов Дальнего Востока. В России же, вместо ввода радикальных мер углеродного регулирования (системы торговли квотами и углеродный налог), следует повышать энергоэффективность отечественной экономики.
Наконец, необходимо предусмотреть участие угольной генерации в перспективных механизмах привлечения инвестиций и стимулирование применения современных технологий, которые обеспечат удельный расход условного топлива (УРУТ) не выше 310—350 г у. т./кВт·ч, а также отказ от гидрозолоудаления. При этом должны быть учтены интересы национального машиностроения: отечественное инновационное оборудование должно внедряться в первую очередь.
Дополнительно:
- Презентация «Российская угольная отрасль в контексте современной климатической политики (pdf), 23 мая, 2018
Подписывайтесь и следите за новостями и публикациями ИПЕМ на официальных страницах в Яндекс.Дзен и Facebook!
Также по теме:
- Энергобезопасность России: правильно ли расставлены акценты?, А. Григорьев, Энергетика и промышленность России, 27 марта, 2018
- Актуальность и перспективы модернизации объектов угольной генерации, А. Григорьев, 19 февраля, 2018
- Пути реализации обязательств России по Парижскому климатическому соглашению, Е. Рудаков, А. Фаддеев, А. Шкарупа, ЭнергоРынок, №10 (155) декабрь, 2017
- Повышение энергоэффективности – наиболее целесообразный путь климатического регулирования в России, Ю. Саакян, 23 ноября, 2017
