Сергей Мочальников: «В России лучший энергобаланс в мире»

Угольная отрасль России с 2022 г. сталкивается со множеством трудностей. Запрет на поставки в Евросоюз (ЕС) вынудил компании искать новых покупателей в Азии и торговать с дисконтом, а падение цен в прошлом году после пиковых значений 2021–2022 г. привело к резкому снижению прибыли предприятий отрасли. При этом проблемы с перевозкой угля по железной дороге не позволяют компаниям наращивать добычу и экспорт, потенциал которого оценивается в 360 млн т при фактическом вывозе из страны чуть более 210 млн т в год. Заместитель министра энергетики Сергей Мочальников рассказал в интервью «Ведомостям» о насущных проблемах отрасли, энергостратегии до 2050 г. и инвестициях в угольные активы Донбасса.

– Добыча по итогам прошлого года составила 438,7 млн т. Это на 1,1% меньше уровня 2022 г. Экспорт составил 212,5 млн т, снизившись на 3,9% к уровню 2022 г. В страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) было экспортировано 175 млн т – это 83% экспорта угля из России. При этом только 108 млн т в АТР было экспортировано через восточное направление, 67 млн т – через порты Черного моря, Балтики и Мурманска. Из Мурманска мы поставляем уголь в Китай.

– Поставки в Северную Америку, Западную и Восточную Европу фактически обнулены. Поставки на Ближний Восток выросли в 2023 г. до 28 млн т (+21% год к году). На западном направлении остаются Турция и страны Северной Африки. Основные страны-покупатели в АТР: Китай – 100,9 млн т (+50%), Индия – более 26 млн т (+31%), Тайвань – почти 8 млн т (+11%), Вьетнам – 3,1 млн т (+25%) и Индонезия. Индонезия, несмотря на то что сама является крупнейшим экспортером, без нашего качественного угля не может и для внутреннего потребления импортировала из России 3 млн т – почти в 2 раза больше, чем в 2022 г. Мы могли нарастить экспорт в 2023 г., но не позволили хронические ограничения на Восточном полигоне железных дорог. Но это уже вопрос к работе наших коллег из транспортного цеха.

– На Ближнем Востоке уголь берут немного – это страны, в которых есть угольная генерация.

– Основная задача на 2024 г. – остаться в пределах 2023 г. То есть мы для себя видим такие ориентиры: 440 млн т по добыче и 220 млн т по экспорту. Для этого, в принципе, у нас все есть. География поставок уже практически сформировалась: это страны глобального Юга (к ним относят Индию, Китай, Бразилию, Мексику, страны Африки и ряд других. – «Ведомости»), подключился Ближний Восток, есть пробные партии в Латинскую Америку, Северную Африку – наш давний и надежный партнер.

Вопрос в другом. Транспорт теперь стал лимитирующим по всем трем направлениям: на Восточном полигоне глобальная стройка, на юге – уголь не проезжает, на западе вроде бы стройки нет, но мы тоже туда не едем. Мощности железной дороги на Северо-Западе увеличат объемы приблизительно до 220 млн т к 2030 г. – сейчас показатель в районе 150 млн т в год, Азово-Черноморское направление вырастет к 2030 г. до 152 млн т, сейчас этот показатель находится на уровне 125 млн т. Развитие идет.

К 2030 г. Восточный полигон должен частично расшириться, а окончательно сформироваться к 2035 г. Тем не менее к 2030 г. спрос на уголь только на восточном направлении превысит 200 млн т. На юге хотелось бы [иметь возможность везти по железной дороге] порядка 60 млн т. Это как раз фактически мощность терминала в Тамани, но все на себя Тамань не заберет, небольшие судовые партии грузятся из маленьких портов. Северо-Запад – новые рынки и поставки в Азию – это больше 100 млн т. То есть в общей сложности наши возможности и спрос на российский уголь оцениваем примерно в 360 млн т [в год]. Но мы реалисты и понимаем, что пока перепрыгнуть параметры 2023 г. из-за логистических ограничений нам вряд ли удастся.

– Он будет расширяться до 2032 г. и дальше, поэтому ждем. Желание и возможность у нас есть, спрос есть, но железнодорожный транспорт пока не может перевезти все наши объемы. Что касается портов, то портовые мощности у нас в профиците. На Северо-Западе профицит – 45 млн т, а учитывая мощности порта Лавна – 63 млн т, на юге – 23 млн т, на Дальнем Востоке – 35 млн т. И это только по углю. Много проектов еще находится в стадии строительства. Сейчас загрузка [портовых] мощностей на юге – 58%, на Северо-Западе – 49%, Дальнем Востоке – 76%. Причем все порты частные.

– Китай в ближайшие два года введет более 100 ГВт угольной генерации с гарантийным сроком работы 50 лет. Частично они заменят старую генерацию, часть потребностей будут покрывать гигантским вводом возобновляемой генерации. Но возобновляемая генерация нестабильна. В качестве базовой генерации используются АЭС, гидроэнергетика, также могут быть газ и уголь. Китай сейчас добывает 4,5 млрд т угля – в 10 раз больше, чем мы. Из них 3,5 млрд т – это энергетические угли, которые идут исключительно в тепло- и электроэнергетику. Сколько нужно энергоресурсов, чтобы заместить такой колоссальный объем? Про то чтобы заместить этот объем возобновляемыми источниками энергии, я даже не заикаюсь.

– При таких объемах добычи качество запасов будет падать ежегодно. Но если технология настроена на какое-то определенное качество угля, его необходимо поддерживать, иначе будет падать КПД и снижаться технологические возможности энергетического оборудования. Поэтому я считаю, что через 10 лет Китай будет потреблять импортного угля больше, чем сейчас, – и металлургического, и энергетического. Ресурсная база страны будет ухудшаться, будет снижаться качество угля, а его нужно поддерживать. Углубление добычи на каждый метр – это рост себестоимости. Себестоимость увеличивается, а качество угля не улучшается.

– По итогам 2023 г. общий объем экспорта угля в страны АСЕАН вырос на 19% до 9,7 млн т. В числе основных импортеров – Вьетнам, Индонезия, Малайзия. На 49% вырос экспорт в Индонезию – с 1,5 млн до 3 млн т. На 25% увеличился экспорт во Вьетнам – до 3,1 млн т. Экспорт в Малайзию составил 3,2 млн т. Видим перспективы по дальнейшему увеличению экспорта в страны Юго-Восточной Азии, так как в регионе активно развивается угольная энергетика. Рассчитываем на положительную динамику экспорта в 2024 г. Российские компании с их качеством угля будут чувствовать себя комфортно. Добыть и продать мы можем много, вопрос только в доставке.

– На самом деле ни по одному из направлений, кроме востока, сейчас экспорт не растет именно из-за проблем с логистикой. Немного цифр. С 2018 по 2023 г. потребительская инфляция в России составила 60%. Рост тарифа на перевозки угля в экспортном направлении на восток с 2018 г. составил 2,6 раза, на запад – в 2,2 раза. Максимальный рост тарифа произошел в 2022 г. на 63,6% в ходе внеплановой индексации, при этом были отменены понижающие коэффициенты. То есть мы уже сегодня платим столько, сколько наша угольная отрасль выдержать не может.

За последние два года выручка от грузоперевозок и доступа к инфраструктуре выросла на 35,6%, при этом грузооборот стоит на месте. Качественные показатели снижаются, но доходы монополии растут. Здесь важно понимать, что рост тарифов оказывает давление на доходы грузоотправителей, операторов и смежных отраслей, инвестиционные возможности и конкурентоспособность российской продукции.

Без РЖД никак, поэтому компания должна быть гораздо более гибкой. Если угольная промышленность начнет падать из-за проблем с логистикой, ее поддержание будет стоить огромных денег. А она еще достаточно серьезно социально ориентирована, с ней неразрывно связаны многие отрасли – металлургия, машиностроение, регионы, даже сама РЖД.

Нам нужно понимать, как будет развиваться стройка, какая будет очередность погрузки, какие грузы едут вместе с нами там и как мы будем ехать в порты и к погранпереходам. Поэтому мы надеемся на то, что наши коллеги взятые на себя обязательства выполнят. Доля угля от прогнозируемого объема перевозок по ж/д будет ниже, чем мы хотели бы, но мы заполним весь объем, что нам дадут.

«Пока без паники»

– С ценовыми изменениями у нас борьба идет давняя, пики у нас были в 2021–2022 г. После 2022 г. мы видим, что спред между ценами на внутреннем рынке и на экспортных рынках сильно сократился. Рассмотрим цены на энергетический уголь, который составляет почти 80% нашего экспорта. Допустим, индексы CFR (стоимость и фрахт) Южный Китай и FOB (с погрузкой на судно) Восточный практически сравнялись и находятся в диапазоне $92–108/т. То есть в FOB Восточный уже заложена стоимость фрахта в Китай. Угольщики вынуждены идти на это, чтобы продавать уголь. На Северо-Западе можем сравнить цены на Балтийском море и на хабе ARA (Амстердам – Роттердам – Антверпен): первый индекс находится на уровне $70/т, второй – $104/т. Хотя в 2022 г. цена была $301/т на базисе CIF (стоимость, страховка и фрахт) ARA и $148/т FOB Балтика. Сейчас все настолько сблизилось, что в ценах наших поставок уже учтены все максимальные издержки. И, соответственно, на юге то же самое. Сегодня цена на уголь на юге составляет $77/т, а в 2022 г. была $153/т.

– Пока без паники. Мы остаемся в околонулевой зоне, так как сохраняем объем добычи. В угольной промышленности очень высокий уровень постоянных затрат: поддержание жизнеобеспечения шахты стоит одинаково при объеме добычи в 5 млн т в год и 1 млн т. При этом выручка во втором случае будет в 5 раз меньше. Поэтому мы видим задачу сохранения как добычи, так и экспорта.

В 2023 г. прибыль угольных компаний снизилась на 54% к 2022 г. до 357 млрд руб. Но в 2022 г. наблюдались ценовые пики, поэтому не надо ориентироваться на него – на моей памяти это уже третий скачок цен на уголь. Кроме того, с 2022 г. себестоимость добычи выросла на 50% из-за роста стоимости оборудования, логистических расходов. Все это суммарно привело к такой ситуации. Но, я надеюсь, драмы у нас не будет и мы 2024 г. сможем успешно пройти. Немаловажный фактор для развития отрасли – предсказуемая тарифная и фискальная система.

– В IV квартале 2023 г. – минус 12 млрд руб. в целом по отрасли. I квартал 2024 г. будет похуже. Все говорят о проблемах с вывозом готовой продукции не только на экспорт, но и российским потребителям.

– Да.

– Решение принято, возврата к НДПИ не должно быть. По крайней мере, в ближайшее время.

Будущее угля

– Сейчас идет обсуждение с экспертами. Понятно, что уголь останется на внутреннем рынке. У нас нет возможности технической газифицировать все, поэтому где-то будет оставаться генерация на других видах топлива. До 2050 г. внутреннее потребление угля, по моему мнению, у нас точно будет. В физических объемах оно должно плюс-минус быть тем же самым, но с учетом роста выработки и потребления установленной мощности, доля угля может и снизиться, хотя пока говорить об этом рано.

– В России один из самых лучших низкоуглеродных энергобалансов в мире. На долю атомных, гидроэлектростанций и ВИЭ приходится 39%, еще 47% приходится на газ. Если развивать угольную генерацию, то придется корректировать низкоуглеродные атомные станции или ГЭС, что в нынешних условиях энергоперехода нелогично. Есть перспективное развитие в Сибири и на Дальнем Востоке по новому строительству энергообъектов, но оно будет отбираться на основе конкурсных процедур. Это может быть угольная станция, может быть газовая, активно развивается СПГ, активную позицию занимает «Росатом» со своими малыми блоками. Желание отрадное, но по факту нужно смотреть предложения. Если кто-то захочет построить угольную станцию на 1 ГВт, то мы, конечно же, найдем ей применение, и уголь у нас есть внутри для того, чтобы ее обеспечить.

– Углехимией заниматься нужно, у этого направления есть будущее. Но, во-первых, у нас есть сейчас некий свободный объем газа, а у углехимии есть дополнительный недешевый передел, когда уголь превращается в газ. Для выхода углехимии на рентабельность нам должно не хватать газа для нашей газохимии или должна быть сильно дорогая нефть. В нынешних условиях тратить ресурсы на углехимию, я думаю, преждевременно. Давайте подождем лет пять, обязательно будет углехимия. Мы посмотрим, что нам не дает газ и нефть и что может дать уголь. Углехимия точно будет упоминаться в энергостратегии как одна из целей, но это задача на перспективу – я бы сказал, это 2040 г. и дальше.

– Мы работаем с коллегами из Донецка, из Луганска. Основной посыл – из 33 работающих предприятий должны остаться те, которые смогут рентабельно работать без государственной поддержки, и они должны будут стать частными. Соответственно, остальные шахты будут ликвидированы. Если у них есть экономически обоснованные запасы, их надо забрать, чтобы не списывать, и использовать на благо экономики республик, а потом эти шахты перейдут в ликвидацию.

Сегодня процесс идет полным ходом, уже четыре первых инвестора есть, они одобрены, и 11 угольных шахт в Донецке и Луганске уже практически нашли своих новых владельцев. У каждого инвестора свое видение развития активов, каждый встраивает их в свою схему. Я надеюсь, они все выстоят, хотя задача перед ними очень непростая. Мы будем стараться всячески им помогать.

Мы планировали найти инвесторов на 15 шахт, но у них очень большой инвестиционный потенциал. По нашим подсчетам, в эти шахты потребуется вложить порядка 40 млрд руб., потому что они должны соответствовать российским стандартам по экологическим требованиям и промышленной безопасности.

Также нужно понимать, что Донецкий бассейн разрабатывается очень давно, не первую сотню лет. Шахт там много, и в большинстве они имеют очень большие глубины. А это очень дорого – с такой глубины поднимать уголь, опускать туда людей, осуществлять вентиляцию.

– Задача номер один для угольной промышленности – обеспечение внутреннего спроса. А вот когда уже остаются излишки, можно посмотреть и в сторону соседей.