Сможет ли угольная промышленность восстановиться?

Спрос на уголь достиг своего максимума в 2007 году, когда его выработка составила 1,045 млрд. тонн. По оценкам Управления энергетической информации США (EIA), в 2020 году его потребление будет около 377 млн. тонн, что на 64% меньше, чем 13 лет назад.
EIA прогнозирует скромное восстановление угля в 2021 году (до 462 миллионов тонн). Но низкие цены на природный газ, увеличение количества закрывающихся угольных заводов и рецессия производства после COVID – факторы, выступающие против этого. Moody's Investors Services, считает, что спрос на энергетический уголь будет «минимальным», а в 2020-х годах его потребление «значительно сократится».
Каковы шансы, что угольная отрасль стабилизируется, а тем более восстановится? Чтобы ответить на этот вопрос, важно понять, почему «уголь падает до сих пор». Среди самых распространенных причин называют экологические нормы, климатические проблемы и субсидии на возобновляемые источники энергии, то есть «предполагаемую войну с углем».
Несмотря на то, что эти проблемы повлияли на угольную отрасль, основными факторами являются цены на топливо, тепловая эффективность электростанций и эксплуатационные расходы. А конкурентом угля всегда был природный газ.

Цены на топливо.

Уголь - непростое топливо. Он занимает много места, он грязный и его труднее сжигать, чем жидкое или газообразное топливо. В стандартном отраслевом справочнике « Steam: его генерация и использование», опубликованном Babcock & Wilcox Co., говорится, что «из основных видов ископаемого топлива уголь наиболее сложный для сжигания».
Главное преимущество угля заключалось в том, что его было много, и стоил он недорого. В настоящее время ценовое преимущество угля перед природным газом резко ухудшилось после применения технологии гидроразрыва пластов. Фрекинг в сочетании с направленным бурением и трехмерной сейсмологией, сделал добычу газа из сланцевых и труднодоступных пластов предсказуемым и недорогим процессом.
Поставки газа из плотных пластов увеличились с минимальных объемов в 2007 году до 60% от общего объема поставок в 2018 году. В результате чего цены на газ резко снизились. В качестве примера на рис. 1 показана динамика цен на природный газ, поставляемый на коммунальные электростанции Центрально-Восточного Севера (ЦВЕ) - региона, на который с 2012 г. приходится более четверти всех выбывающих из эксплуатации угледобывающих предприятий. С 2007 по 2019 год средняя цена поставленного природного газа в этом регионе снизилась на 65%.

1. Тенденции цен на уголь и природный газ для Центрально-Восточного Севера (ЦВЕ), 2007-2019 гг. Источник: ОВОС

По мере падения цен на газ, стоимость угля выросла почти на 20%. Это объясняется тем, что тенденции в области эффективности добычи угля отражают изменения в сфере природного газа. После десятилетий роста доля угля, добываемого наиболее эффективными способами - карьерным и шахтным – стала в последнее время нерентабельна. Производительность добычи угля снизилась, отчасти потому, что усовершенствование технологий не компенсировало снижение угольных запасов (рис. 2).

2. Тенденции производительности угольных шахт, 1985–2018 гг. Источник: ОВОС

Но в то время как цены на газ падали, а цены на уголь росли, уголь все еще имел преимущество в стоимости по сравнению с поставляемым газом. На рисунке 3 показана динамика надбавки за поставленный газ, которую пришлось платить коммунальным предприятиям по сравнению с углем в отделах переписи населения ENC, South Atlantic (SA) и East South Central (ESC) - регионах, на которые приходится около двух третей от всех закрытых угольных предприятий с 2012 года. Диаграмма показывает, как преимущество в цене на природный газ сокращалось, но не исчезло. Уголь мог бы сохранить свое первенство, если бы не еще один фактор - эффективность, с которой системы сжигания превращают топливо в электроэнергию.

3. Надбавка за поставленный природный газ к цене на уголь, поступления от энергоснабжающих предприятий, 2007-2019 гг. Источник: ОВОС

Тепловая эффективность.

Ценовое преимущество угля уступило высокой эффективности электростанций, работающих на природном газе (NGCC). В таблице 1 сравниваются темпы теплоотдачи комбинированных циклов класса F и более совершенных парогазовых энергоустановок с тремя категориями угольных электростанций:

• Тепловая мощность для 20 наиболее эффективных агрегатов (по данным отраслевого анализа 2017 года), в первую очередь для сверхкритических установок, - 9515 БТЕ / кВтч;
• Средний показатель теплопарка США в 2018 году, который преимущественно отражает докритическую технологию - 10 015 БТЕ / кВтч;
• Репрезентативная тепловая мощность для старых и неэффективных установок - 12 000 БТЕ / кВтч.

Таблица 1. Сравнение тарифов на тепло для угля и технологии NGCC. Источники: EIA, The Brattle Group и Sargent & Lundy.

Как показано в таблице, комбинированные циклы F-класса (тепловая мощность 6800 БТЕ / кВтч) и HA-типа (6300 БТЕ / кВтч) эффективнее примерно на 30%, чем даже самые эффективные угольные установки.
Единственный тип угольного блока, который начинает приближаться к скорости нагрева в комбинированных циклах, - это сверхсверхкритическая технология (USC). По оценкам EIA, тепловая мощность новой электростанции USC составляет 8 638 БТЕ / кВтч, но это все еще на 21-27% ниже, чем у установок NGCC. Более того, в США есть только одна установка USC (станция Тюрк в Арканзасе), и нет планов по строительству новых угольных генераторов любого типа.

Дело в том, что угольные установки в США используют в основном неэффективные докритические котлы. Это связано с развитием рынка на протяжении 50 лет. В 1970-х годах избыточные мощности угля были построены «в ожидании роста спроса, который так и не появился». В 1990-е годы, когда рынок новых мощностей оживился, большинство электростанций было построено независимыми операторами, привлеченными низкими капитальными затратами и короткими сроками строительства газовых технологий. Следствием этого стало то, что после 1986 года было установлено мало угольных мощностей.
Несмотря на то, что наименее рентабельные предприятия были выведены из эксплуатации, оставшийся парк угля устарел технологически. Как показано в таблице 2, только 9% угольных мощностей имеют возраст менее 20 лет, а более 60% - 40 и более лет.

Таблица 2. Возрастное распределение действующих угольных установок на апрель 2020 года. Источник: ОВОС

Только 35% мощностей угледобывающей промышленности США используют котлы сверхкритического класса, но даже эти установки считаются устаревшими. 83 ГВт сверхкритических мощностей текущего парка 80% (65 ГВт) более 40 лет.
Переменные производственные затраты и использование установок.
На рис. 4 показано, что за период 2007–2019 гг. совокупное влияние цен на топливо, переменных эксплуатационных расходов (подробнее об этом ниже) и тепловой эффективности изменило конкурентное равновесие между затратами на добычу угля и природного газа. В качестве примера снова рассматривается регион ENC. Столбцы на диаграмме представляют переменные производственные затраты (в долларах за МВтч) комбинированных циклов F-класса и НА-класса. Линии представляют переменные производственные затраты для трех категорий угольных установок, описанных выше.

4. Ориентировочное сравнение переменной производственной себестоимости, раздел переписи ENC. Источники: Lazard и EIA

На рисунке показано, что в начале периода все три категории угольных установок имели более низкие производственные затраты, чем комбинированный цикл класса F. Однако к середине 2010-х годов, когда цены на газ упали, комбинированный цикл класса F стал дешевле, чем неэффективные угольные энергоблоки, и конкурировал даже с самыми эффективными угольными энергоблоками. Более совершенные комбинированные циклы типа НА, которые стали широко доступны к 2015 году, имеют более низкие переменные производственные затраты, чем все типы угольных установок.
Затраты, показанные на рисунке 4, представляют собой сумму оценочных переменных затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание (O & M) и спотовых цен на топливо. Это тип предельных издержек, используемых при принятии экономических решений. По мере ухудшения переменной себестоимости угля, уголь «отставал от станций NGCC в отгрузочном порядке», и использование угольных электростанций сокращалось. В 2005 году средний коэффициент использования угля составил 72% по сравнению с 31% для комбинированных циклов. К 2019 году отношения изменились - соотношение угля составляло 48%, а загрузка электростанций NGCC - 57%.
Положение угля продолжает ухудшаться. В апреле 2020 года средний коэффициент использования угля составил 25,5%, в то время как коэффициент полезного действия NGCC - 47,3%.

Переменные и фиксированные эксплуатационные расходы.

Предельные производственные затраты объясняют сокращение количества угольных электростанций. Но более полное объяснение должно включать влияние нетопливных эксплуатационных расходов. Они делятся на две основные категории:

• Переменные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание (VOM), которые тесно зависят от выпускаемой продукции, например расходных материалов, используемых в оборудовании для контроля загрязнения окружающей среды;
• Фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание (FOM), которые не зависят напрямую от результатов, такие как заработная плата персонала и плановое обслуживание. Для существенного снижения стоимости FOM завод должен быть переведен на длительный холодный режим работы или выведен из эксплуатации.

Оценки затрат аналогичны для угольных электростанций и блоков NGCC и не являются основным фактором конкурентного баланса. Согласно последней оценке, стоимость VOM для NGCC составляет от 3,00 до 3,75 долл. США за МВт-ч, а для угольных электростанций - от $2,75 до $5,00 за МВт-ч. Расходы на топливо намного выше; например, в примере, показанном на рисунке 5, около 17-22 долл. США за МВт-ч.

5. Влияние использования станции на общие производственные затраты. Источник: Lazard

Фиксированные расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание - это другое дело. Стоимость FOM для NGCC в 11,00 долларов США до 13,50 долларов США за кВт-год. Стоимость FOM для угля намного выше: от 40,75 до 81,75 долл. США за кВт-год. ОВОС имеет аналогичные оценки: 12,15 долл. США за кВт-год для нового NGCC класса HA и 40,41 долл. США за кВт-год для нового угольного завода USC.
Однако значение FOM, выраженное в долларах на кВт-год, может не отражать значимость затрат FOM. Середина диапазона для угольных установок, 61,25 долл. США за кВт-год, означает ежегодные денежные затраты в размере 30,6 млн. долл. США для установки мощностью 500 МВт. Высокие FOM-затраты на уголь отражают обширную и механически сложную природу угольной технологии, включая большие котлы, пылеуловители, оборудование для контроля загрязнения, установки по переработке сыпучих материалов и удаления золы. Технология NGCC по своей природе является более компактной и не зависит от оборудования, требующего интенсивного технического обслуживания, а на угольных станциях необходимо ежегодно перерабатывать миллионы тонн твердого топлива.

Окупаемость затрат: Ключевым моментом является использование установок.

Электростанция должна покрывать свои постоянные затраты, чтобы быть экономически жизнеспособной. Если электростанция высокоэффективна, она будет производить много МВт-часов, по которым можно распределять затраты FOM. Это снижает стоимость FOM на МВт-ч и позволяет станции восстанавливать затраты при относительно низкой цене на электроэнергию.
Однако, если электростанция загружена плохо, то фиксированные затраты должны быть распределены на меньшее количество МВт-ч. В этом случае стоимость FOM за МВт-ч возрастает, и станции требуется более высокая цена на электроэнергию для покрытия расходов.
Если постоянные высокие затраты на эксплуатацию угольной электростанции пересекаются с относительно высокими переменными (отправочными) затратами, эффект может быть «смертельным». Это проиллюстрировано на рисунке 5, на примере региона ENC.
Как показано в левой части рисунка, угольная электростанция, работающая с коэффициентом мощности 70% (базовая нагрузка), имеет общие производственные затраты, включая выделенную FOM, в размере 35,40 долл. США за МВт-ч. Но поскольку эта электростанция имеет переменные эксплуатационные расходы примерно на 25% выше, чем у NGCC (25,41 долл. США против 20,45 долл. США за МВт-ч), есть вероятность того, что угольная электростанция не будет отгружаться в качестве базовой нагрузки. Если коэффициент мощности уменьшается вдвое до 35%, фиксированная стоимость, которая должна быть возмещена, удваивается с 9,99 долл. США до 19,98 долл. США за МВт-ч, а полностью распределенная стоимость увеличивается до 45 долл. США за МВт-ч.
Затраты на NGCC, показанные в правой части рисунка, иллюстрируют тяжелую экономическую ситуацию, с которой сталкивается угольная электростанция. Мало того, что NGCC имеет более низкие переменные затраты, но распределенная стоимость FOM составляет всего от 2,00 до 4,00 долл. США за МВт-ч, что составляет долю от 9,99 долл. США до 19,98 долл. США за МВт-ч, которую угольная электростанция должна окупить. В результате электростанции NGCC необходима цена на электроэнергию от 22 до 24 долларов за МВт-ч, чтобы покрыть все свои затраты - примерно на 13-23 доллара за МВт-ч меньше, чем для угольной электростанции. Низкие затраты NGCC будут иметь тенденцию к снижению рыночных цен, затрудняя возмещение постоянных затрат.

Конец угля?

Проблема угольной энергетики заключается не «в войне с углем, а в стоимости выработки электроэнергии на основе угля». Производство угля слишком дорого по сравнению с современными установками комбинированного цикла, работающими на природном газе. Может ли эта ситуация измениться?
Кризис COVID привел к «широко разрекламированному» краху многих производителей газа, включая Chesapeake Energy, пионера фрекинга. Но нет никаких оснований полагать, что это будет долгосрочной тенденцией для добычи природного газа и его ценообразования. Технология фрекинга и запасы газа в земле не исчезнут. Недавние общественные инициативы по сокращению использования газа заставят производителей сосредоточиться на самых низких затратах и ​​наиболее продуктивных запасах, а также на дальнейшем совершенствовании технологий. Цены на природный газ были нестабильными в течение десятилетий, но нет никаких веских причин ожидать роста цен или дефицита поставок.
Современные установки с комбинированным циклом намного эффективнее, чем устаревшие установки, которые составляют большую часть парка угольной генерации США. Даже самые современные установки USC не могут сравниться по эффективности с парогазовыми установками, и в любом случае, ни у энергетических компаний, ни у регулирующих органов нет никакого желания инвестировать в новый парк угольных электростанций. Более того, ветер и солнце в сочетании с аккумуляторами являются более дешевыми конкурентами угля (и газа).
Справедливо предположить, что угольные электростанции, которые являются гораздо более крупным источником выбросов CO 2 , закроются раньше, чем станции, работающие на природном газе. Таким образом, без поддержки государства, эра угольной генерации в США, вероятно, подходит к концу. Экономика выступает против угля.