Высокие цены на газ наряду с планами ЕС заместить российское топливо привели к очередной волне интереса к угольной генерации. Так, Министерство экономики Германии подготовило чрезвычайный указ, предполагающий возобновление работы законсервированных угольных электростанций в случае прекращения поставок газа из России. При этом в самой Германии выработка из угля по итогам первых четырех месяцев 2022 г. выросла в годовом выражении на 17%, до 60 тераватт-часов (ТВт*ч), а в целом в ЕС — на 11% (до 148 ТВт*ч), согласно данным исследовательского центра Ember.
Способна ли в этой связи угольная генерация хотя бы частично заместить газовую в ЕС? И притормозят европейские страны вывод угольных электростанций?
Чтобы ответить на эти вопросы, стоит обратиться к динамике генерирующих мощностей. По оценке Ember, установленная мощность угольных электростанций в нынешних 27 странах ЕС в период с 2010 по 2021 гг. снизилась в ЕС на 50 гигаватт (ГВт), со 161 ГВт до 111 ГВт. Для сравнения: мощность газовых электростанций за тот же период выросла на 25 ГВт (до 160 ГВт), ветровых генераторов — на 109 ГВт (до 187 ГВт), а солнечных панелей — на 129 ГВт (до 160 ГВт). Замещение угольных мощностей было еще более выраженным в Великобритании, где мощность угольных станций снизилась на 25 ГВт (до 6 ГВт), тогда как газовых — выросла на 6 ГВт (до 33 ГВт), а ветровых и солнечных генераторов — на 22 ГВт (до 27 ГВт) и 14 ГВт (до 14 ГВт) соответственно.
Как следствие, доля угольной генерации снизилась в ЕС с 24% в 2010 г. до 15% в 2021 г., а в Великобритании — с 28% до 2%. И наоборот, суммарная доля ветровой и солнечной генерации в ЕС выросла за этот период с 6% до 19%, а в Великобритании — с 3% до 25%. Физический вывод угольных мощностей де-факто предопределяет «потолок» угольной генерации, что было хорошо заметно по постковидному 2021 г., когда объем выработки из угля в ЕС увеличился на 21% (до 424 ТВт*ч), тогда как ее доля — лишь с 13% до 15%.
Ограничением выступит и удаленность крупнейших экспортеров угля от европейского рынка. По данным Центра по международной торговле ЮНКТАД/ВТО, ЕС и Великобритания в 2021 г. импортировали 82 млн т энергетического угля: из них 70% (57,3 млн т) пришлись на Россию, тогда как остальные 30% были почти полностью распределены между Колумбией (13%; 10,5 млн т), США (10%; 7,8 млн т) и ЮАР (3%; 2,8 млн т). Доля Австралии и Индонезии, двух крупнейших в мире экспортеров энергетического угля, составила лишь 2% (1,6 млн т), в то время как в импорте Японии она достигла внушительных 79% (113,2 млн т из 143,3 млн т).
Импорт угля из более отдаленных регионов мира неизбежно будет сопряжен с более высокими логистическими издержками. При этом предстоящий уход России с европейского угольного рынка уже успел привести к взрывному росту цен: фьючерс на энергетический уголь, торгующийся на межконтинентальной бирже ICE с привязкой к хабу в Роттердаме, превысил в начале июня порог в $330 за тонну, хотя ровно год назад он составлял чуть более $80 за тонну. Фьючерс же на австралийский энергетический уголь с привязкой к хабу в Ньюкасле и вовсе достиг $400 за тонну.
Наряду с удорожанием квот на выбросы в европейской системе торговли углеродными единицами (до €84 за тонну CO2 в конце мая 2022 г. против €52 годом ранее, согласно данным EU ETS), это будет сдерживать импорт энергетического угля в ЕС. Поэтому угольная генерация, несмотря на физический прирост выработки, не сможет составить полноценную альтернативу газу. Более того, пока что многое указывает на то, что европейские потребители газа подойдут к отопительному сезону более подготовленными, чем это было год назад: если 7 июня 2021 г. подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 40,4%, то ровно год спустя — на 50,2%, согласно данным ассоциации Gas Infrastructure Europe.
Европейским потребителям придется в большей мере, нежели обычно, опираться на поставки сжиженного природного газа (СПГ), как это уже было в IV квартале 2021 г., когда импорт СПГ в Европе в годовом выражении вырос на 36% (до 33 млрд куб. м в регазифицированном виде), при том что за первые девять месяцев он снизился на 17% (до 78 млрд куб. м, согласно данным Refinitiv). Как и в случае с рынком угля, это может привести к росту цен: это было видно по уже упомянутому IV кварталу 2021 г., когда импорт СПГ в четырех крупнейших странах-потребителях Азии (Китае, Японии, Южной Корее и Индии) снизился на 5% (до 76 млрд куб. м), а средние цены на ключевом для Европе хабе TTF выросли более чем в шесть раз (до $32,2 за млн британских тепловых единиц в IV квартале 2021 г. против $5,2 в IV квартале 2020 г.).
Средняя цена на газ на хабе TTF за первые пять месяцев 2022 г. в четыре с лишним раза превысила значение аналогичного периода 2021 г. ($32 за млн британских тепловых единиц против $7,1). Такие издержки будут стимулировать ЕС и Великобританию к развитию атомной генерации, а также поиску решений, которые помогут хеджировать ключевую проблему возобновляемых источников — сильную зависимость от погодных условий. Важную нишу могут заполнить малые модульные реакторы (ММР), разработкой которых заинтересовался даже Rolls-Royce: британский автопроизводитель создал специальное подразделение Rolls-Royce Small Modular Reactors, которое совместно с французской BNF Resources и американской Exelon Generation вложит $195 млн фунтов в разработку ММР, каждый из которых сможет обслуживать 1 млн домохозяйств.
Что касается возобновляемых источников, то здесь немалую роль могут сыграть проекты по транспортировки «чистой» энергии. Один из них собирается реализовать австралийская Sun Cable, планирующая построить солнечную электростанцию мощностью до 20 ГВт на севере Австралии, откуда электроэнергия будет транспортироваться в Сингапур по шести подводным кабельным системам протяженностью свыше 4 тыс. км. Проект, призванный обеспечить 15% потребностей Сингапура в электроэнергии, наверняка вызовет интерес в Европе, где ужесточение углеродного законодательства делает все более актуальным поиск возможностей для экономии выбросов.