Осенью 2025 года получил внимание общественности процесс удорожания стоимости строительства тепловой генерации – как в зарубежных странах, так и в России. В мире этот процесс обусловлен сокращением производственных мощностей энергомашиностроения на фоне ожиданий дальнейшей декарбонизации энергетики. Однако в развивающихся странах Азии сохраняется значительный рынок строительства тепловой генерации, в немалой степени угольной. Продолжается массовый ввод угольных ТЭС в Китае и Индии, а в других развивающихся странах Азии наблюдается даже рост вводов. Подобное противоречие во многом стало причиной роста цен на генерирующее оборудование. В России причина роста цен несколько иная: в период реализации ДПМ значительная часть оборудования поставлялась зарубежными поставщиками, что привело к недоинвестированности отечественного машиностроения. Сейчас, когда в России начинается новая инвестиционная волна в электроэнергетике, производственные цепочки оказались недостаточно сильными для обеспечения этой волны вводов в сжатые сроки и по низким ценам.
Сильно удивила недавняя новость: за рубежом стоимость 1 кВт установленной мощности для новой электростанции с комбинированным газовым циклом превысила 2500 долл. США. При этом в памяти где-то глубоко укоренились цены в 600-800-1000 долл. США за кВт, а тут рост в 2,5–3 раза! Конечно, для ИИ нужны ЦОДы, ЦОДам нужна электроэнергия, при этом много и сейчас: отсюда и кратный рост стоимости оборудования для газовой генерации. Отсюда же и простой вывод: даже энергетика может меняться очень быстро. Но есть и островки стабильности: что остается стабильным, так это прогнозы по снижению объемов генерации на угле и их (прогнозов) постоянная сдвижка вправо. «Уголь отменяется, но не в следующей пятилетке, а чуть позже» – базовая нота предсказаний IEA. И так каждый год.
Cancel Coal?
Уголь отменяться не хочет: его гонят из Европы, а он идет в Азию, такой вот энергопереход. Это хорошо видно по динамике структуры выработки. Объемы выработки электроэнергии на угле растут везде кроме стран Европы, где в целом снижается объем вырабатываемой электроэнергии.
Рисунки 1–4. Структура выработки электроэнергии по отдельным странам и регионам (расчет по данным US EIA, Eurostat, DUKES, Energy Institute)
Нет видимых причин и для снижения объемов выработки электроэнергии на угольных ТЭС в будущем.
Рисунки 5–7. Вводы и выводы мощностей угольной генерации в странах АТР (по данным Global Energy Monitor)
Разумеется, трудно ожидать даже от Китая возврата к пиковым значениям по темпам вводов в 80 ГВт угольных ТЭС в год. Также маловероятно, что все построенное за последние 10–20 лет начнут срочно выводить из эксплуатации. Более того в Китае сейчас строится 227 ГВт, а на еще 103 ГВт получено разрешение на строительство. В Индии – 28 ГВт строится, а на 29 ГВт получено разрешений. В Китае и Индии угольная генерация продолжает характеризоваться самым низким LCOE среди диспетчеризуемых видов генерации.
IEA вновь придется сдвигать вправо дату похорон угля. Даже не смотря на его не самые радужные перспективы в Европе и не очень пока обнадеживающие новости из США. Если с Европой все ясно – идет искусственное, идеологически обоснованное сворачивание угольной генерации (хотя я бы не забывал про позицию Польши и Чехии), то с Америкой все интереснее. Эта страна переживает сегодня свою «газовую паузу»: доступный «фрекинговый» газ будет оказывать все возрастающее давление на проекты в угольной генерации: как новые, так и действующие.
Ползучая отмена
В целом за рубежом угольная картина ясна: «загнивающая Европа», «залитые дешевым газом США» и «всеядный и бездонный АТР». Россия же, как обычно, идет своим путем. Будучи 6-м в мире производителем угля и занимая 3-е место по объему экспорта наша страна могла бы находиться и на топовых позициях по выработке электроэнергии на угле. Как мы с вами знаем, это не так.
Рисунок 8. Потребление угля на ТЭС России (составлено по данным Росстата и Минэнерго России)
С одной стороны, можно сказать, что все самое плохое для отечественной угольной генерации уже позади: еще во времена СССР почти вся большая энергетика в центральноевропейской части страны стала газовой и атомной. Но пресловутая «газовая пауза» в электроэнергетике продолжается и поныне.
За период 2008–2025 гг. полностью или частично были переведены с угля на газ Череповецкая ГРЭС, Новочеркасская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Нижнетуринская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС и Южноуральская ГРЭС. За этот же период потребление угля в энергетике сократилось примерно на 20%.
Газ продолжает наступление на восток страны и для этого есть существенные экономические предпосылки. Развиваются восточные экспортные и внутренние газовые маршруты: «Сила Сибири», газопровод «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Не в последнюю очередь сказывается и то, что цены на газ регулируемые, а значит газ остается более конкурентноспособным по цене по сравнению с углем.
Все новейшее время внутренний рынок угля и так находится в стагнации, и газ теснит его уже почти «на борту разреза»: планируется газификация Красноярска к 2028 г., Забайкалья и Бурятии – к 2032 г.
Рисунок 9. Соотношение цен на газ и уголь на январь – май 2025 гг., на тонну условного топлива (расчет по данным Росстата и ФАС России)
Могут ли быть поводы для оптимизма?
Да, этим осторожным оптимизмом проникнуты ключевые документы в сфере энергетики: новая Энергостратегия до 20250 года и свежая Генсхема до 2042 года.
Рисунок 10. Энергостратегия-2050: объем поставок на внутренний рынок по основным сценариям
В ЭС-2050 заложен рост поставок угля на внутренний рынок по большинству сценариев, при этом В Генсхеме-2042 заложено развитие угольной генерации в Сибири и на Дальнем Востоке, но с 2030 г. ожидается снижение потребления угля на ТЭС.
Рисунок 11. Удельный CAPEX проектов угольных ТЭС (размер пузырька – мощность в МВт), пересчет в цены 2025 г. по дефлятору ВВП (составлено по данным генерирующих компаний и СМИ)
Теперь настало время вернуться к начальному тезису статьи, только уже не про рост цен на оборудование для газовой генерации в мире, а у нас и для угольной. Здесь наблюдается такой же кратный рост стоимости, только причина – не взрыв ажиотажного спроса на оборудование, как это происходит за рубежом, а многолетняя недоинвестированность отечественного энергомаша.
В своем текущем виде эта отрасль не способна дать большие объемы дешевого оборудования. В этом нет ее вины: на «Кубок ДПМ» западные производители явились с отработанными решениями, доступными кредитами от банковской системы своих стран и т.д. Отечественное энергомашиностроение пришло после 20 лет «инвестиционной голодовки», просто чудом уцелевшее, но и даже в таком состоянии смогло дать бой и не отдать весь рынок иностранцам.
Сегодня, когда на государственном уровне принимаются стратегические решения в отношении угольной отрасли и энергетики важно не забывать эти уроки прошлого. Государственные гарантии для производителей, серийность, долгосрочность планов: на этих трех принципах необходимо строить новый энергомаш, на этих принципах возможно создание современной отечественной угольной генерации.
