Известно, что ведущие позиции в поддержании энергобаланса России принадлежат тепловым электрическим станциям (ТЭС), работающим на органическом топливе. По этой причине надежное топливоснабжение ТЭС в значительной мере определяет надежность и экономичность их работы, и в конечном счете — надежность энергоснабжения всего народного хозяйства. Вместе с тем одной из основных проблем обеспечения потребителей электро- и теплоэнергией является дефицит энергетического топлива, и прежде всего углей, резко обострившийся в последние несколько лет. Необходимо отметить, что поставки газа в перспективе скорее всего будут снижаться, а его цены будут расти. Цены же на жидкое топливо достаточно высоки и сейчас. Поэтому доля угля в топливном балансе страны будет расти. Однако котельное оборудование угольных электростанций рассчитано на использование конкретных марок углей. Поэтому, например, при избытке берёзовского угля возмещение им дефицита бородинского угля невозможно без реконструкции и модернизации основного и вспомогательного котельного оборудования соответствующих станций, хотя оба вида углей являются бурыми одного бассейна – Канско-Ачинского. На основе прогнозов потребностей в углях и наличия ресурсов месторождений нами выполнен анализ обеспеченности ТЭС РАО “ЕЭС России” углями и мазутом на ближайшую перспективу. Объёмы потребления в 2000 г. углей различных марок, представлены в табл. 1, из которой следует, что основу угольной части топливного баланса ТЭС составляли угли Кузнецкого, Канско-Ачинского и Экибастузского бассейнов. Прогнозные оценки ресурсов угольного топлива и его потребности на ТЭС РАО “ЕЭС России” в 2001 г. и I кв. 2002 г. представлены в табл. 2. Из приведенных данных следует, что общий дефицит угольного топлива в 2001 г. составил около 9 млн. т, а в I квартале 2002 г. возможен около 2 млн. т. Кризисные явления в топливообеспечении ТЭС потребовали поиска путей совершенствования взаимодействия энергетических предприятий и поставщиков топлива. В качестве одного из них была предложена и начала претворяться в жизнь идея создания энергоугольных компаний. За рубежом интеграция угольных и энергетических предприятий осуществляется уже на протяжении многих лет. Там давно убедились в высокой эффективности вертикально интегрированных компаний в отраслях топливно-энергетического комплекса. В 1997 г. была создана первая в России энергоугольная компания — ЗАО “ЛуТЭК” путем объединения Приморской ГРЭС и Лучегорских угольных разрезов, входивших в ОАО “Приморскуголь”. Распределили акции компании следующим образом: 56 % — РАО “ЕЭС России”, 44 % — ОАО “Приморскуголь”. Предусмотрено создание еще 11 энергоугольных компаний (см. табл. 3). А для этого необходимо учесть опыт функционирования “ЛуТЭК”. В табл. 4 представлена динамика изменения технико-экономических показателей “ЛуТЭК” с 1997-го по 2000 г. (за 1997 г. показатели приведены отдельно для Приморской ГРЭС и Лучегорского разреза, а начиная с 1998 г. — для объединенной компании). Из табл. 4 следует, что в 1998 г. по сравнению с 1997 г. показатели компании значительно улучшились. Так, например, выработка электроэнергии увеличилась на 210 млн. кВт.ч, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии снизился на 5,3 г/кВт.ч, а себестоимость электроэнергии снизилась на 17 %. Эти результаты были достигнуты только за счет организационно-экономических мероприятий и без единого рубля инвестиций. Усиление контроля за добычными работами и возможность вовлечения высокозольных углей в отработку, ранее отнесённых к забалансовым запасам, позволили значительно сократить объёмы привозных углей на электростанцию — с 515 тыс. т в 1997 г. до 145 тыс. т в 1998 г. и 50 тыс. т в 1999 г. Вместе с тем относительно высокие объёмы капвложений в угольный комплекс в 1998 и 1999 г.г. (128,8 и 130,7 млн. руб соответственно) за счёт собственных средств позволили освоить разрез №2 и тем самым обеспечить добычу угля в объёме 7 млн. т . Однако при этом в 1998 г. в организации работы были допущены серьёзные просчёты, которые впоследствии привели к ухудшению показателей энергоугольной компании: снижению коэффициента вскрыши от 13,4 м3/тут до 9,8 м3/тут при увеличении добычи угля; уменьшению капвложений в угольные разрезы на 36% по сравнению с 1977 г., снижению средней рентабельности угольной и энергетической части с 30,4 % до 25,7 %. Следует подчеркнуть, что снижение среднего отпускного тарифа на электроэнергию привело к уменьшению прибыли. В 1999 г. некоторые технико-экономические показатели «ЛуТЭК» несколько улучшились: полезный отпуск электроэнергии увеличился с 3560 млн. до 4350 млн. кВт.ч ( на 13 %) ; себестоимость электроэнергии снизилась с 296 до 257 руб/МВт.ч ; добыча угля увеличилась с 5400 тыс. т до 7069 тыс. т (на 24 %). Однако дальнейшее снижение среднего отпускного тарифа на электроэнергию с 345 руб. до 300 руб. за МВт.ч привело к снижению средней рентабельности угольной и энергетической части с 25,7 % до 11,6 %. В 2000 г. происходит заметное ухудшение технико-экономических показателей: снижение полезного отпуска электроэнергии с 4350 млн. до 3790 млн. кВт.ч ; повышение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии с 411 до 418 г/кВт.ч ; повышение себестоимости электроэнергии с 257 до 348 руб. за МВт.ч ; снижение добычи угля с 7069 тыс. т до 6253 тыс. т, но при этом добыча угля остается заметно выше, чем до создания «ЛуТЭК» (5068 тыс. т); возрастание использования привозного угля — до 183 тыс. т. Одной из основных причин ухудшения работы «ЛуТЭК» является неправильная тарифная политика, не учитывающая специфику энергоугольной компании и приравнивающая её по рентабельности к ТЭС. Заниженные тарифы привели к недополучению средств, необходимых для организации производства угля и энергии в размере как минимум 70 млн. руб. в 1998 г., 310 млн. руб. — в 1999 г. и 454 млн. руб. — в 2000 г. Анализ показывает, что ухудшение технико-экономических показателей «ЛуТЭК» не является следствием интеграции входящих в него предприятий. Дело в том, что после их объединения происходила форсированная выработка угольных разрезов без необходимого восполнения запасов, уменьшившихся по сравнению с установленными нормативами из-за значительного увеличения объемов добычи угля. Нарушение технологии добычи и эксплуатации рарзрезов может привести к увеличению использования привозных углей, значительному повышению тарифов на отпуск электроэнергии и др. Ухудшение финансово-экономического положения «ЛуТЭК» связано также со снижением платежей со стороны «Дальэнерго», через которое производятся расчёты за отпущенную и потреблённую энергию. Кроме того, на негативные последствия работы компании повлияли ошибки ее руководства. Однако при установлении в 2001 г. тарифа в 557 руб. за МВт.ч показатели ЗАО «ЛуТЭК» за 9 месяцев 2001 г. улучшились по сравнению с тем же периодом 2000 г. Так, например, выработка электроэнергии увеличилась на 318 млн. кВт.ч, удельный расход условного топлива снизился на 1,5 г/кВт.ч, а объем вскрышных работ увеличился на 23,2%. Тем не менее в 2001 г. объем использования привозного угля возрос до 1481,8 тыс. т. Несомненно, что опыт функционирования “ЛуТЭК” должен быть учтен при дальнейшем объединении энергетических и угольных предприятий, для чего необходимо: соблюдать баланс интересов угольщиков и энергетиков, исходя из условия повышения эффективности производства электроэнергии как конечной продук- ции; разработать рекомендации по тарифной политике для энергоугольных компаний; провести оперативный мониторинг функционирования ЗАО “ЛуТЭК” в течение не менее 2 лет, который позволит более полно выявить тенденции изменения технико-экономических и финансовых показателей как энергетической и угольной частей, так и компании в целом. Результаты прогнозных расчетов дополнительной прибыли для “ЛуТЭК” и ряда будущих энергоугольных компаний показали, что она колеблется от 140 млн. до 1,6 млрд. рублей в год. Причем прогнозные оценки технико-экономических показателей для «ЛуТЭК» полностью корреспондируются с первыми результатами деятельности этой компании в 1998-1999 гг., когда тариф на электроэнергию был приемлемым с точки зрения компенсации затрат. В заключение еще раз отметим, что преимущества интегрированной компании не были использованы в полной мере из-за заниженных тарифов на электро- и теплоэнергию, в которых в достаточной степени не учтены все затраты на поддержание и развитие угледобывающего предприятия.
А в будущем необходим индивидуальный подход к созданию каждой энергоугольной компании, включая разработку специальной тарифной политики.
Таблица 1
Объемы угольного топлива, использованного на ТЭС РАО «ЕЭС России» в 2000 г., млн.т
Наименование угля 2000 г. Кузнецкий 27,2 Экибастузский 25,8 Харанорский 8,5 Канско-Ачинский 28,5 Лучегорский 6,2 Подмосковный 0,8 Донецкий 3,4 Печорский 3,6 Черемховский 1,5 Азейский 6,0 Нерюнгринский 2,4 Приморский 2,6 Ургальский 1,6
Сахалинский 1,5
Таблица 2
Потребности ТЭС РАО “ЕЭС России” в энергетических углях и их ресурсы в 2001 г. и I кв. 2002 г., млн. т
Наименованиеугля Потребность в угле ТЭС РАО “ЕЭС России” Ресурсы углей для ТЭС РАО “ЕЭС России” Дефицит (-) или избыток (+) ресурсов Общие ресурсы энергетических углей
2001 г. I кв. 2002 г. 2001 г. I кв. 2002 г. 2001 г. I кв. 2002 г. 2001 г. I кв. 2002 г.
Приморский 5,40 1,35 2,70 0,68 -2,70 -0,67 3,80 0,95 Райчихинский 2,70 0,68 1,30 0,33 -1,40 -0,35 2,00 0,50 Лучегорский 7,00 1,75 6,00 1,50 -1,00 -0,25 6,10 1,53 Кузнецкий 30,86 7,72 29,87 7,47 -0,99 -0,25 63,45 15,68 Донецкий 3,38 0,85 3,00 0,75 -0,38 -0,10 8,95 2,24 Нерюнгринский 2,75 0,69 2,40 0,60 -0,35 -0,90 5,40 1,35 Подмосковный 1,45 0,36 1,10 0,28 -0,35 -0,08 1,50 0,38 Бородинский 20,00 5,00 18,60 4,65 -1,40 -0,35 22,00 5,50 Черемховский 2,10 0,53 2,10 0,53 0,00 0,00 2,35 0,59 Азейский 4,40 1,10 4,40 1,10 0,00 0,00 8,90 2,23 Харанорский 7,65 1,91 7,65 1,91 0,00 0,00 8,40 2,10 Ургальский 1,65 0,41 1,65 0,41 0,00 0,00 2,00 0,50 Сахалинский 1,65 0,41 1,65 0,41 0,00 0,00 2,90 0,73
Печорский 3,92 0,98 4,08 1,02 +0,16 +0,04 10,50 2,63
Таблица 3
Перечень намечаемых энергоугольных компаний
№№п/п Наименование энергоугольных компаний Угольные предприятия
Энергетические предприятия
1. Березовская Березовский разрез Березовская ГРЭС 2. Бородинская Бородинский разрез Красноярская ГРЭС-2 3. Назаровская Назаровский разрез Назаровская ГРЭС 4. Харанорская Харанорский разрез Харанорская ГРЭС 5. Урало-Казахская Разрез “Северный” Троицкая ГРЭС, Рефтинская ГРЭС, Верхне-Тагильская ГРЭС 6. Кузбасская АО “Кузбассразрезуголь” ТЭС АО “Кузбассэнерго” 7. Приморская АО “Приморскуголь” ТЭС АО “Дальэнерго” 8. Сахалинская АО “Угольная ТЭС АО “Сахалинэнерго” корпорация Сахалина” 9. Амурская АО “Дальвостуголь” ТЭС АО “Амурэнерго” 10. Челябинская АО “Челябинскуголь” ТЭС АО “Челябэнерго” 11. Бурятская Тугнуйский разрез, Гусиноозерская ГРЭС
Холбольджинский разрез
Таблица 4
Технико-экономические показатели ЗАО “ЛуТЭК”
Показатели Годы 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. Выработка электроэнергии, млн.кВт.ч 3591 3801 5021 4111 Расход электроэнергии на собственные нужды, % 10,7 9,8 10,4 10,6 Себестоимость производства электроэнергии, руб/МВт.ч. 358 296 257 348 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г/кВт.ч 416,4 411,1 410,5 418,4 Тариф на отпуск электроэнергии, руб/МВт.ч 386 345 300 277 Добыча угля, тыс.т 5068 5400 7069 6253 Коэффициент вскрыши, куб.м./ту.т. 13,4 9,8 7,5 10,0 Теплота сгорания, ккал/кг 1583 1707 1793 1584 Себестоимость добычи угля, руб/т 95 92 77 103 Прибыль, млн.руб. 191*) 304 201 -545 Поставки дальнепривозных углей, тыс.т 515 145 50 183 КПД брутто котлов, % 83,3 83,4 85,2 84,4 Задолженность, млн. руб.: кредиторская 1403 1893 2531 2744 дебиторская 1170 2058 1723 1486
*) Суммарно для раздельно функционировавших Лучегорского разреза и Приморской ГРЭС
