CC BY
88МЕЖТОПЛИВНАЯ КОНКУРЕНЦИЯ В ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ: УГОЛЬ ИЛИ ГАЗ
Дмитрий ГОРДЕЕВ
Старший научный сотрудник РАНХиГС при Президенте Российской Федерации. E-mail: gordeev@ranepa.ru
Одним из аспектов реформирования энергетических рынков в России, вызывающим наибольшие дискуссии, является целесообразность достижения определенных ценовых паритетов между различными источниками энергии, условно называемыми уровнями межтопливной конкуренции. В частности, одним из возможных будущих элементов российского рынка газа является достижение уровня межтопливной конкуренции между газом и углем в электрогенерации. Результаты упрощенного анализа текущих затрат на производство электроэнергии говорят о том, что в настоящее время природный газ значительно более конкурентоспособен при производстве электроэнергии, чем уголь. При этом умеренный рост цен на природный газ на внутреннем рынке в среднесрочной перспективе не приведет к замещению газа углем со стороны производителей электроэнергии.
Ключевые слова: электроэнергия, уголь, газ, межтопливная конкуренция.
Энергетические потребности человечества постоянно меняются. Изменение спроса на конкретный первичный источник энергии может быть вызвано различными факторами, такими как цена на энергоресурсы, изменение законодательства, изменение технологий, ограничения на загрязнение окружающей среды.
Как правило, считается, что ценовой паритет, условно называемый уровнем межтопливной конкуренции, наблюдается при условии равенства издержек производства единицы полезной энергии из различных первичных источников энергии. Если данное условие не выполняется, тогда тот первичный источник энергии, при использовании которого издержки производства единицы полезной энергии будут ниже, будет более предпочтительным или, другими словами, конкурентоспособным.
Природный газ и уголь традиционно конкурируют между собой в сфере тепло- и электрогенерации, однако анализ текущих мировых цен на первичные источники энергии показал, что в настоящее время в мире не на-
блюдается паритета межтопливной конкуренции. (См. табл. 1.)1. Согласно статистическим данным в 2015 г. соотношение цен на единицу энергии из природного газа и угля варьировалось в диапазоне от 1,1 до 1,6, а в России в 2015 г. в среднем это соотношение равнялось 1,82. Это означает, что на внутреннем рынке соотношение цен на газ и уголь не соответствует их соотношению на мировых биржах, т.е. на внутреннем рынке уголь даже более конкурентоспособен по сравнению с газом, чем на внешнем (т.е. на внешнем рынке единица энергии из газа стоит в 1,6 раза больше, чем из угля, а на внутреннем рынке - в 1,8 раза).
Сегодня в экспертном сообществе существует практически полное согласие в отношении того, что регулируемый уровень цен на природный газ в России является заниженным, так как не отражает реальных затрат на его производство и транспортировку до регионов потребления3. При этом в качестве аргументов в пользу повышения цены на газ приводились и приводятся доводы, зачастую имеющие
1 Причины, по которым уровни межтопливной конкуренции могут не достигаться, представлены ниже в тексте статьи.
2 Расчеты автора на основании средних цен на приобретенные организациями отдельные виды товаров по Российской Федерации в 2012—2015 гг. // Росстат: http://www.gks.ru
3 См., например: Гордеев Д., Идрисов Г., Карпель Е. Теоретические и практические аспекты ценообразования на природный газ на внутреннем и внешнем рынках // Вопросы экономики. 2015. № 1. С. 80—102; Tarr D.G., Thomson P.D. The merits of dual pricing of Russian natural gas // The World Economy, 2004. Vol. 27. Issue 8. Рр. 1173-1194.
спорные экономические основания, -цены необходимо повышать, чтобы: 1) достичь равно-доходности поставок на внутренний и внешний рынки (ценообразование по принципу net back)4; 2) устранить перекрестное субсидирование5; 3) снизить долю газа в энергобалансе и т.д. Необходимость достижения уровня межтопливной конкуренции является одним из подобных аргументов.
Идея повышения цены на газ для достижения условий существования межтопливной конкуренции между газом и углем была предложена в 2003 г. «Газпромом»6. Кроме производителей газа повышения цен на природный газ требуют и производители угля, приводя в качестве обоснования аргумент, что при теку-
щем соотношении цен на энергоресурсы они неконкурентоспособны.
Ключевой подход, на котором базируется межтопливная конкуренция, состоит в оценке издержек, необходимых для производства единицы полезной энергии из различных видов первичных источников энергии. Крайне упрощенные рассуждения, которые иногда используются при таком расчете, состоят, например, в том, что если при сжигании килограмма каменного угля выделяется 29,3 МДж энергии, а кубометра бытового газа - 39,8 МДж7, то стоимость природного газа должна быть выше стоимости угля на 45%. Однако подобные «очевидные» рассуждения не учитывают некоторых существенных факторов, таких как:
Таблица 1
Сравнение стоимости единицы энергии из различных первичных источников энергии в 2015 г.
Цена газа Цена нефти Цена Coal Цена энергии из Цена энергии Цена энергии
Месяц Henry Hub, Brent, САРР, природного из нефти, из угля,
долл./ЮООм3 долл./барр. долл./т газа, ГДж/долл. ГДж/долл. ГДж/долл.
Январь 106,3 48,4 51,3 2,7 7,9 1,8
Февраль 102,0 57,9 56,3 2,6 9,4 1,9
Март 100,2 55,8 58,6 2,6 9,1 2,0
Апрель 92,4 59,4 54,5 2,4 9,7 1,9
Май 101,7 64,6 51,7 2,6 10,5 1,8
Июнь 99,2 62,4 46,2 2,5 10,1 1,6
Июль 101,3 55,9 46,3 2,6 9,1 1,6
Август 98,8 47,0 47,3 2,5 7,6 1,6
Сентябрь 94,9 47,2 46,9 2,4 7,7 1,6
Октябрь 83,1 48,1 46,3 2,1 7,8 1,6
Ноябрь 74,5 44,4 46,0 1,9 7,2 1,6
Декабрь 68,7 37,7 47,4 1,8 6,1 1,6
Январь 2016 г. 81,3 30,8 47,7 2,1 5,0 1,6 Источник: расчеты автора на основании статистики IEA и Infomine8.
4 Тарр и Томсон (ссылка на статью в предыдущей сноске) показывают, что именно отсутствие равнодоходности в поставках газа на внутренний и внешний рынки выгодно для России с точки зрения общественного благосостояния: цены внутри страны должны быть ниже, чем цены в Европе, за вычетом экспортных пошлин и издержек поставок на экспорт.
5 Гордеев и соавторы (ссылка на статью в предыдущей сноске) показывают, что в результате существования различных схем перекрестного субсидирования цены в некоторых субъектах РФ действительно занижены, но в некоторых — завышены.
6 Круглый стол «Перспективы развития нефтегазового сектора в России и СНГ», выступление начальника департамента экономической экспертизы и ценообразования ОАО «Газпром» Елены Карпель: http://www.gazprom.ru/press/news/2003/september/article54564/
7 По данным инженерного справочника: http://www.dpva.info/ и справочного портала www.calc.ru
8 Е1А: https://www.eia.gov/ Ш1_: Infomine, http://www.infomine.com/
• различия в КПД технологий для разных видов топлива9;
• необходимость осуществления инвестиционных затрат (которые различаются в несколько раз в удельном выражении на 1 КВт мощности) и различия в операционных издержках использования технологий;
• эффекты от принятия политических решений, оказывающих влияние на итоговые издержки производителя электроэнергии (например, ограничения на использование угольной энергетики, налог на выбросы парниковых газов, стимулирование возобновляемых источников энергии, технологические стандарты и т.д.)10.
Помимо сугубо экономических факторов, оказывающих влияние на выбор инвестором типа используемых технологий, существует большое количество прочих технических характеристик, которые отличают угольные и газовые ТЭС между собой. Среди таких характеристик можно выделить три основные:
• допустимая минимальная и оптимальная загрузка мощностей;
• скорость запуска и остановки мощностей;
• скорость изменения загрузки мощностей. Существующие и перспективные газовые
ТЭС отличаются по данным параметрам от аналогичных угольных ТЭС в лучшую сторону. Например, в Австралии для запуска котла на угольной ТЭС требуется от 8 до 48 ч, а для газовой ТЭС - менее одного часа11. В США скорость увеличения нагрузки на угольных ТЭС примерно в 5-8 раз ниже, чем на газовых (около 3 МВт/мин вместо 15-25 МВт/мин)12.
Другими словами, приведенные характеристики действительно оказывают существенное влияние на конкуренцию между газом и углем в электрогенерации.
Проведем упрощенную модельную оценку затрат при функционировании тепло-элек-трогенерирующей мощности в России в пересчете на 1 КВт для угля и газа. Общие затраты, необходимые для производства полезной энергии мощностью в 1 КВт на протяжении года, как правило, моделируются в виде функции общих издержек для существующих и создаваемых мощностей13:
ТС = С + ОС + 1С,
топл '
где ТС - общие издержки; Стопл - топливные издержки - затраты на приобретение топлива, необходимого для обеспечения функционирования мощности; ОС - постоянные и переменные (без учета топлива) операционные издержки, необходимые для функционирования мощности; 1С - издержки, связанные с использованием заемного капитала, необходимого для инсталляции мощности.
При этом для упрощенного расчета мы использовали следующие предпосылки:
• средняя цена приобретения каменного угля в России в 2013 г. промышленными потребителями составляет 1512 руб./т14;
• средняя цена приобретения природного газа в России в 2013 г. промышленными потребителями составляет 4638 руб./1000 куб. м15;
• удельная теплота сгорания угля равняется 22,5 ГДж/т16;
9 Power generation from coal. Measuring and reporting efficiency performance and CO2 emissions, IEA, 2010.
10 Tuthill L. Investment in Electricity Generation Under Emissions Price Uncertainty // The Plant-Type Decision. Oxford institute for energy studies, 2008.
11 Introduction to Australia's energy market // Australian energy market operator, 2010.
12 Gas to coal competition in the U.S. power sector // IEA, 2013.
13 Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2015 // EIA: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm
14 Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров по Российской Федерации в 2012—2015 гг. // Росстат: http://www.gks.ru
15 Там же.
16 U.S. Energy Information and Administration, International Energy Statistics: https://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm?tid=1&pid=1&aid=10
• удельная теплота сгорания природного газа равняется 38,4 ГДж/100 куб. м17;
• время функционирования генерирующей мощности составляет 365 календарных дней, при средней загрузке 80%;
• затраты на использование заемного капитала составляют 5% в год от величины инвестиционных затрат, необходимых для инсталляции мощности;
• прочие технологические характеристики взяты из базы данных технологий МЭА18.
В табл. 2 представлены расчеты затрат для существующих и перспективных технологий тепло- и электрогенерации на угле и природном газе.
С учетом того, что в России вся промышленная электроэнергия от тепловых электростанций производится на основе когенерации тепла, целесообразно сравнивать ТЭЦ на угле и природном газе19, не рассматривая электростанции, производящие только электроэнергию.
Расчет затрат на производство 1 КВт полезной электроэнергии показывает, что экономически выгоднее использовать газовые ТЭЦ,
причем если общие затраты для существующих типов электростанций различаются на 1520% (т.е. в тариф не включены затраты на использование заемного капитала), то для инсталлируемых с нуля ТЭЦ разница общих затрат составит около 40-50%. Удельные затраты только на топливо для газовых электростанций выше, чем для угольных. Поэтому уголь, без учета прочих затрат, более конкурентоспособен. Это объясняется низкой ценой на него, в том числе за счет субсидий на его перевозку железнодорожным транспортом.
Для достижения межтопливного ценового паритета между природным газом и углем (выравнивания общих затрат на производство 1 КВт полезной энергии на новых ТЭЦ) следовало бы увеличить среднюю цену на газ на 3200 руб./1000 куб. м, или на 69% от средней цены в 2013 г. Однако такое повышение цены на газ в среднесрочной перспективе вряд ли приемлемо как для российской промышленности, так и для государства. Согласно мнению экспертов повышение цен на газ на внутреннем рынке будет способствовать росту конкурентоспособности отечественных производителей
Таблица 2
Затраты на генерацию полезной энергии для различных видов тепло- и электростанций, руб./КВт
Тип электростанции* КПД производства электроэнергии Вид ресурса Операционные затраты Затраты на топливо Инвестиционные затраты Общие затраты на 1 КВт без учета инвестиций Общие затраты на 1 КВт с учетом инвестиций
ТЭЦ (FBC) 0,26 Уголь 3341 6492 103415 9833 15 004
ТЭЦ (CCGT) 0,46 Газ 1591 6729 41366 8320 10 389
ТЭЦ (FBC) в 2020 г. 0,28 Уголь 3341 6028 95 460 9369 14 142
Т1Н<ССет> 0,47 Газ 1527 6586 38184 8114 10 023
в ¿и^и г.
* - РВС - технология угольных ТЭЦ, в которых производство тепло- и электроэнергии осуществляется путем сжигания твердых топлив в кипящем слое; ССБТ - технология газовых ТЭЦ, в которых производство тепло- и электроэнергии осуществляется с использованием парогазовой установки. Источник: расчеты автора на основании статистических данных МЭА и Росстата.
17 U.S. Energy Information and Administration, International Energy Statistics: https://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm?tid=1&pid=1&aid=10
18 Energy supply technologies, IEA-ETSAP: http://www.iea-etsap.org/Energy_Technologies/Energy_Supply.asp
19 Energy balances od Non-OECD countries, IEA, 2015.
за счет проведения модернизации. Однако итоговая цена должна формироваться исходя из затрат на добычу и транспортировку газа до регионов потребления20.
Директивное создание условий для существования межтопливной конкуренции между газом и углем за счет ограничений и субсидий будет приводить к потерям общественного благосостояния, так как искаженные ценовые сигналы будут провоцировать неэффективное использование ресурсов. Помимо этого, при сокращении масштабов субсидирования тарифов на перевозку угля с помощью железнодорожного транспорта21, требуемое увеличение цен на газ должно быть еще выше.
Проведенный нами упрощенный анализ затрат на производство электроэнергии показал, что в настоящее время в выработке электроэнергии уголь является неконкурентным первичным источником энергии по отношению к природному газу. В условиях ожидаемого умеренного повышения цен на газ на внутреннем рынке и сохранения практики субсидирования железнодорожных перевозок угля затраты на производство электроэнергии из природного газа останутся более низкими,
чем при ее производстве из угля. Спрос на уголь на внутреннем рынке может быть простимулирован только за счет значительного снижения инвестиционной стоимости угольных тепло- и электростанций и повышения их КПД. На экспортном рынке в средне- и долгосрочной перспективе спрос на уголь, по-видимому, будет возрастать преимущественно в развивающихся странах, так как развитые страны будут принимать меры, направленные на сокращение выбросов парниковых газов22.
Глобальное формирование цен на первичные источники энергии и выбор используемых технологий в мировой практике во многом определяются межтопливной конкуренцией. Однако директивное установление цены на природный газ на внутреннем рынке на уровне межтопливной конкуренции, на наш взгляд, будет приводить и к чрезмерному росту затрат на производство конечной продукции. Повышать цену на природный газ в России в среднесрочной перспективе необходимо, но это повышение должно быть в большей степени связано с действием рыночных механизмов балансировки спроса и предложения только газового рынка, а не с достижением уровня межтопливной конкуренции. ■
20См., например: Гордеев Д., Идрисов Г., Карпель Е. Теоретические и практические аспекты ценообразования на природный газ на внутреннем и внешнем рынках // Вопросы экономики. 2015. № 1. С. 80-102; Долматов И. Анализ влияния уровней цен на энергоносители и тарифов естественных монополий на конкурентоспособность российских компаний на мировом рынке. — М.: Изд-во НИУ ВШЭ, 2011; Фомченков Т. Цены на газ должны расти // Российская газета. 2013; Выгон Г. Какими должны быть цены на газ в России // РБК, 2015.
21 Оптимизация расходов ОАО «РЖД» приводит к повышению цен на услуги естественной монополии. Подробнее см.: Идрисов Г., Пономарева Е. Регулирование естественных монополий не должно опережать развитие рынков // Экономическое развитие России. 2015. № 8. С. 64—68.
22 BP Energy Outlook 2016 edition, BP, 2016; World Energy Outlook 2014 Executive Summary, IEA, 2014.
