Роль Юго-Восточной Азии в мировой торговле и цепочках поставок

Расположенная между Индийским и Тихим океанами, Юго-Восточная Азия служит ключевым узлом для торговли и цепочек поставок, соединяя Восточную Азию, Южную Азию, Ближний Восток и Европу. Благодаря региональному экономическому развитию, расширению производства и перемещению промышленных цепочек поставок, ее позиции в глобальных системах производства, переработки и торговли продолжают укрепляться.

Кроме того, Юго-Восточная Азия обладает обильными минеральными ресурсами, такими как уголь и никель, и активно участвует в региональном и глобальном обороте энергии и промышленного сырья. Следовательно, Юго-Восточная Азия является не только важным источником ресурсов, но и критическим звеном в глобальной цепочке поставок и системе торговли сырьевыми товарами.

1.0 Обзор рынка угля в Юго-Восточной Азии

Индустриализация и спрос на электроэнергию в Юго-Восточной Азии продолжают расти, и уголь остается важным источником поддержки базовой генерации электроэнергии и промышленного энергопотребления в регионе.

Угольные ресурсы в регионе в значительной степени сконцентрированы в Индонезии и Вьетнаме. Индонезия в основном производит уголь низкой и средней степени метаморфизма, преимущественно суббитуминозный уголь и лигнит, и является крупнейшим производителем и экспортером угля в Юго-Восточной Азии. В 2024 году страна произвела около 836 млн тонн угля и экспортировала около 555 млн тонн, что делает ее доминирующим поставщиком морского угля в регионе. Вьетнам, в свою очередь, обладает значительными запасами антрацита, особенно в провинции Куангнинь.

Со стороны спроса потребление угля в основном сосредоточено в Индонезии, Вьетнаме и Малайзии. В долгосрочной перспективе ожидается, что энергетический переход, расширение возобновляемой энергетики и развитие электросетей будут постепенно сдерживать рост спроса на уголь и в конечном итоге окажут понижательное давление на спрос. Однако сроки достижения пика спроса на уголь различаются по странам из-за различий в темпах роста спроса на электроэнергию, масштабах существующих угольных мощностей и расширении собственных электростанций для промышленных нужд. В краткосрочной перспективе выработка электроэнергии и энергоемкие отрасли продолжают оказывать сильную поддержку спросу на уголь.

Текущие рыночные риски в основном связаны с политикой квот на добычу в Индонезии в рамках Рабочего плана и бюджета (Rencana Kerja dan Anggaran Biaya, RKAB), а также с различиями в требованиях к качеству угля на разных рынках, включая теплотворную способность, содержание серы, температуру плавления золы и индекс размолоспособности по Хардгроуву (HGI). Эти различия могут создавать риски, связанные с замещением поставок и выполнением контрактов.

2.0 Структура угольной промышленности и рыночные роли основных стран Юго-Восточной Азии

2.1 Совокупное производство и потребление угля в основных странах Юго-Восточной Азии, 2020–2025

Тенденции производства угля и совокупный объём добычи в основных странах Юго-Восточной Азии, 2020–2025

Производство угля в Юго-Восточной Азии расширяется, но предложение остаётся высококонцентрированным

С 2020 по 2025 год совокупное производство угля в пяти основных угледобывающих странах Юго-Восточной Азии выросло с 647,4 Мт до 903,1 Мт, что соответствует общему увеличению на 39,5%. Однако этот рост производства не привёл к значительной диверсификации источников поставок. За шестилетний период совокупное производство угля в Индонезии достигло 4 194,7 Мт, что составило примерно 88,5% от совокупного объёма добычи пяти стран, в то время как Вьетнам, Филиппины, Лаос и Таиланд вместе обеспечили лишь около 11,5%. Таким образом, расширение регионального предложения угля по-прежнему в значительной степени зависело от Индонезии, а не было обусловлено широким ростом производства во всех добывающих странах.

Такая структура означает, что основной риск для угольного рынка Юго-Восточной Азии заключается не в недостатке угледобывающих стран, а в недостаточных масштабах альтернативных поставок от других производителей. Если добыча угля в Индонезии будет нарушена, внутренняя политика поставок ужесточится или рост внутреннего промышленного спроса на уголь снизит доступность экспорта, Вьетнаму, Филиппинам, Лаосу и Таиланду будет сложно в краткосрочной перспективе заместить эквивалентный объём поставок. В результате планы производства угля в Индонезии, внутренний спрос на уголь и экспортная политика оказывают сильное влияние на региональное предложение угля.

Стоит отметить, что совокупное производство пяти стран достигло 925,5 Мт в 2024 году, а затем снизилось до 903,1 Мт в 2025 году, что составляет уменьшение на 22,4 Мт, или примерно на 2,4%. Однако этот график может лишь продемонстрировать снижение производства; сам по себе он не может объяснить причины снижения. Было ли это снижение связано с Рабочим планом и бюджетом (RKAB), ценами на уголь, погодными условиями, работой шахт или изменениями импортного спроса, ещё предстоит дополнительно проверить с помощью изменений в политике, данных о производстве компаний и торговых данных.

Даже если Индонезия сохранит высокий уровень добычи угля, объём угля, доступного для экспорта, всё равно может сократиться, если внутренний спрос на уголь со стороны PLN, никелеплавильных промышленных парков и других отраслей одновременно возрастёт. Поэтому оценка того, является ли предложение угля в Юго-Восточной Азии свободным или напряжённым, требует учёта не только производства. Необходимо также принимать во внимание внутреннее потребление, объёмы экспорта и торговые потоки.

Тенденции потребления угля и совокупное потребление в основных странах Юго-Восточной Азии, 2020–2025

Источник данных: Energy Institute

Рост и структурные изменения потребления угля в основных странах Юго-Восточной Азии, 2020–2025

С 2020 по 2025 год общее потребление угля в пяти основных странах Юго-Восточной Азии увеличилось с 7,49 ЭДж до 10,34 ЭДж, совокупный прирост составил 2,85 ЭДж, или 38,1%, что свидетельствует о том, что абсолютный масштаб потребления угля в этих пяти странах продолжал расширяться. Однако региональный рост был неравномерным по странам и был высоко концентрирован в Индонезии. За шестилетний период потребление угля в Индонезии увеличилось на 2,39 ЭДж, что составило 83,9% чистого прироста пяти стран, в то время как Вьетнам зафиксировал увеличение на 0,37 ЭДж, став вторым по величине вкладом в рост потребления. Вместе Индонезия и Вьетнам составляли 66,2% от общего потребления в 2020 году, а к 2025 году этот показатель вырос до 74,7%, увеличившись примерно на 8,4 процентных пункта. Это свидетельствует о дальнейшей концентрации регионального потребления угля в этих двух странах.

Этот сдвиг поддерживается лежащими в основе промышленными развитиями. В Индонезии рост потребления был обусловлен не только общественной угольной электроэнергетикой, но и расширением никелеплавильного производства и собственной угольной электроэнергетики для промышленных нужд. Вьетнам тем временем продолжал полагаться на угольную электроэнергетику для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. За первые десять месяцев 2025 года выработка угольной электроэнергии достигла 124,26 ТВт·ч, что составило 46,2% от общего производства и импорта электроэнергии в стране. Для сравнения, потребление угля в Малайзии оставалось в целом стабильным, потребление на Филиппинах увеличилось, но демонстрировало колебания по годам, в то время как потребление в Таиланде снизилось с 0,76 ЭДж до 0,59 ЭДж. Поэтому, хотя общий спрос на уголь в Юго-Восточной Азии продолжал расти, источники роста были неравномерными. Будущие изменения регионального спроса на уголь, вероятно, будут всё больше определяться спросом на электроэнергию, развитием энергоёмких отраслей и корректировками энергетической политики в Индонезии и Вьетнаме.

2.2. Индонезия: центр регионального предложения и крупнейший растущий рынок угля

2.2.1. Основные угольные регионы и виды угля

Добыча угля в Индонезии сильно сконцентрирована на Калимантане и Суматре, выделяются три основных производственных центра: Восточный Калимантан, Южный Калимантан и Южная Суматра. Восточный Калимантан представлен крупными карьерами, такими как Сангатта, а основными производителями являются PT Kaltim Prima Coal (KPC). Южный Калимантан представлен угольным районом Табалонг-Баланган и PT Adaro Indonesia, а Южная Суматра — горнодобывающим районом Муара-Эним-Танджунг-Эним и PT Bukit Asam Tbk (PTBA).

В целом предложение угля в Индонезии характеризуется высокой степенью региональной концентрации и доминированием крупномасштабной открытой добычи. Эти особенности также являются важной основой способности страны поддерживать крупномасштабное и относительно недорогое предложение угля в долгосрочной перспективе.

2.2.2. Основные производители угля

PT Bumi Resources Tbk (BUMI)

BUMI — одна из крупнейших групп по добыче энергетического угля в Индонезии, её угольные операции в основном осуществляются через KPC и PT Arutmin Indonesia (Arutmin). Основные активы KPC — это горнодобывающие районы Сангатта и Бенгалон в Восточном Калимантане. Arutmin управляет несколькими карьерами в Южном Калимантане, включая Сенакин, Сатуи, Мулия/Джумбанг, Саронга, Асам-Асам и Кинтап, при поддержке соответствующих портовых и конвеерных сооружений.

В 2025 году BUMI доблыла 74,8 т угля, из которх КPC принела 53,5 т, а Арутмин — приблизительн 21,3 т. Груииика зафиксилровала чисту прибыль в размере 122,3 млн долларов СШ, включая приблизительн 81,01 млн долларов чистой прибыл, приходящиейся на доль акционоров материнской компании.

Структура её затрат в основном обусловлен расходами на сниятие вскрышных пород, услуги подрядчиков по добыче, топливо, транспортировку и роялти. В 2025 году коэффициенты вскрыши на KPC и Arutmin составляли примерно 8,5x и 6,6x соответственно. Поэтому снижение коэффициента вскрыши, расхода топлива и расстояния перевозки является критически важным для контроля производственных затрат.

PT Adaro Andalan Indonesia Tbk（AADI）

AADI — интегрированный производитель энергетического угля. Ключевые горнодобывающие активы включают участки Tutupan и Wara, разрабатываемые PT Adaro Indonesia, три участка Balangan Coal, а также Mustika Indah Permai (MIP) в Южной Суматре. Компания также ведёт деятельность в сфере горных услуг, баржевых перевозок, терминалов, угольной генерации и водоснабжения, формируя интегрированную логистическую цепочку от шахты до погрузки на судно.

В 2025 году добыча угля достигла 68,73 млн т, увеличившись на 4,4% год к году, а продажи угля выросли на 5,7% год к году — до 71,94 млн т. Объём продаж включал около 3,2 млн т торговых операций с углём третьих сторон. Чистая прибыль составила примерно 760 млн долл. США.

Средний коэффициент вскрыши за год составил около 4,24x, что существенно ниже, чем на основных добывающих предприятиях BUMI. В результате меньшие объёмы вскрышных работ и интегрированная логистическая сеть компании обеспечивают преимущество по затратам. Однако расходы на топливо, затраты на подрядчиков по добыче и роялти остаются ключевыми переменными затрат.

PT Bayan Resources Tbk（BYAN）

BYAN — интегрированный производитель энергетического угля, ключевые активы которого расположены на участках Tabang и Pakar в Восточном Калимантане. Компания также управляет несколькими объектами угольной логистики, включая Balikpapan Coal Terminal (BCT) и Kalimantan Floating Transfer Facility (KFT). Большие запасы и относительно низкие коэффициенты вскрыши на Tabang и Pakar являются ключевыми факторами роста добычи и низкозатратной модели компании.

В 2025 году добыча угля достигла 68,0 млн т, увеличившись на 19,6% год к году, а продажи угля составили 70,8 млн т. Чистая прибыль, приходящаяся на акционеров материнской компании, составила примерно 767,9 млн долл. США. Средняя денежная себестоимость за год составила около 32,5 долл. США/т. Её преимущество по затратам в основном обусловлено относительно низкими коэффициентами вскрыши, более короткими расстояниями перевозки вскрышных пород и контролем над инфраструктурой транспортировки угля, баржевых перевозок и погрузки на судах

2.2.3 Структура потребления угля

Потребление угля в Индонезии в основном обусловлено использованием энергетического угля для производства электроэнергии, однако структура спроса смещается от традиционной системы общественного энергоснабжения к двойной структуре «общественная генерация + промышленная собственная генерация». PLN и IPP остаются крупнейшими сегментами потребления угля. В то же время расширение проектов по выплавке никеля, производству нержавеющей стали и коксования превратило промышленные парки, такие как IMIP и IWIP, в важные источники прироста спроса на уголь.

Общественные электростанции в основном потребляют добываемый в Индонезии энергетический уголь, в то время как промышленные парки используют энергетический уголь для выработки электроэнергии и также нуждаются в коксующемся угле для производства кокса.

2.2.4 Основные компании-потребители угля и промышленные группы

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) / PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI)

Электростанции PLN и IPP вместе составляют крупнейший источник спроса на уголь в Индонезии. В 2024 году PLN EPI прогнозировала, что спрос на уголь со стороны PLN и IPP достигнет 174,66 млн тонн в 2025 году, что на 4% больше по сравнению с прогнозом на 2024 год в 167,98 млн тонн. Эта цифра представляет прогнозируемый спрос на уголь для всей системы общественного энергоснабжения, а не фактическое потребление угля одной только PLN.

Уголь в основном поставляется отечественными индонезийскими горнодобывающими компаниями и обеспечивается в рамках обязательств по внутреннему рынку (DMO). Ключевые переменные затрат в системе PLN включают цену поставленного угля, соответствие калорийности и зольности требованиям электростанций, затраты на баржевую и морскую транспортировку, а также управление запасами. Хотя уголь с более низкой калорийностью в пересчете на тонну обычно дешевле, для выработки того же количества электроэнергии требуется больший объем. Поэтому затраты на закупку нельзя оценивать, просто сравнивая цены на уголь за тонну.

Индонезийский промышленный парк Моровали (IMIP)

IMIP был совместно создан Tsingshan Holding Group — крупной китайской сталелитейной и никелевой компанией — и индонезийской группой Bintang Delapan. Это крупный интегрированный промышленный парк, ориентированный на выплавку никеля и смежные отрасли. Основные виды деятельности IMIP включают выплавку никеля, производство ферроникеля, производство нержавеющей стали и материалов для аккумуляторов.

IMIP является одним из наиболее значимых промышленных угольных кластеров Индонезии. Уголь используется в основном для собственных угольных электростанций и производства кокса. Энергетический уголь применяется прежде всего на собственных электростанциях для обеспечения электроэнергией предприятий по выплавке никеля, производству нержавеющей стали и других промышленных объектов, а коксующийся уголь — в коксохимических проектах для получения кокса, используемого в сталеплавильном производстве на территории промышленного парка.

Китайская коксохимическая компания China Risun сообщила, что примерно треть сырья коксующегося угля, используемого её проектом в IMIP, поступает из Индонезии, хотя эта доля не должна считаться показательной для всего промышленного парка. В 2025 году на Сулавеси также поступили небольшие объёмы китайского коксующегося угля, что свидетельствует о возможности промышленного парка гибко корректировать свои источники международных закупок. Стоимость собственных угольных электростанций IMIP в основном определяется ценами на энергетический уголь, эффективностью электростанций и коэффициентом использования мощности.

Индонезийский промышленный парк Веда-Бей (IWIP)

IWIP — это крупный интегрированный промышленный парк, совместно развиваемый китайскими промышленными группами, включая Tsingshan, Huayou и Zhenshi. Его развитие в первую очередь сосредоточено на переработке никелевого сырья, выплавке никеля и материалах для аккумуляторов электромобилей. IWIP был основан в 2018 году и в настоящее время включает несколько компаний, занимающихся переработкой никеля, выплавкой и производством аккумуляторных материалов.

Потребность IWIP в угле в основном связана с собственными угольными электростанциями, обеспечивающими электроэнергией предприятия по выплавке никеля и другие промышленные объекты на территории парка. Выплавка никеля, особенно такие процессы, как вращающаяся печь-электропечь (RKEF), требует больших объёмов непрерывного и стабильного электроснабжения. В результате промышленный парк создал значительные мощности собственной угольной генерации. По состоянию на 2025 год, согласно общедоступной проектной информации, мощность угольных электростанций, связанных с IWIP, превысила 4 ГВт, обеспечивая электроэнергией производство ферроникеля, никелевого штейна и других промежуточных никелевых продуктов.

2.3 Вьетнам: внутреннее производство антрацита наряду со спросом на импортный уголь

2.3.1 Основные угледобывающие регионы и типы угля

Угольное производство Вьетнама ещё более географически сконцентрировано: его основные районы добычи почти полностью расположены в провинции Куангнинь. К основным традиционным районам добычи угля относятся Камфа, Халонг, Уонгби и Донгчиеу. Репрезентативным видом угля является антрацит, который существенно отличается от структуры поставок Индонезии, где преобладает низко- и среднекалорийный суббитуминозный уголь.

По сравнению с лигнитом, суббитуминозным и битуминозным углём антрацит характеризуется самым высоким содержанием углерода, более низким уровнем примесей, большей твёрдостью и плотностью, более высокой температурой воспламенения и бездымным горением. Вьетнамский антрацит обычно содержит более 80% углерода при чистоте свыше 65%. Благодаря низкому содержанию серы при сгорании он, как правило, почти не даёт неприятного запаха. Его теплотворная способность обычно составляет 6 900–7 300 ккал/кг, а доля летучих веществ — порядка 3–10%.

Вьетнамская национальная группа угольной и минеральной промышленности (VINACOMIN / TKV) — важнейшая угледобывающая группа страны. В 2025 году TKV произвела около 38,85 млн т товарного угля и зафиксировала продажи угля на уровне примерно 44,63 млн т.

В целом Вьетнам характеризуется не только высокой географической концентрацией угледобычи, но и типом угля и системой статистической отчётности, которые существенно отличаются от индонезийских.

2.3.2 Основные производители угля

TKV／VINACOMIN

Хотя TKV является крупнейшей государственной угольной и минеральной группой Вьетнама, при этом её угольные шахты в основном сосредоточены в провинции Куангнинь, а добыча ведётся как открытым, так и подземным способом, группа также развивает собственный электроэнергетический бизнес через DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation. Между тем Coal Import Export JSC (Coalimex) была создана ещё до формирования нынешней структуры группы TKV и позднее была включена в систему TKV в ходе реструктуризации угольной отрасли Вьетнама. Coalimex — независимая акционерная компания и участник группы TKV при государственном контроле собственности, в основном занимающаяся импортом и экспортом угля, международными закупками, переработкой и торговлей.

К репрезентативным разрезам TKV относятся Cao Son, Deo Nai–Coc Sau и Ha Tu, а к основным подземным шахтам — Ha Lam, Khe Cham, Mao Khe, Vang Danh и Nui Beo.

За первые пять месяцев 2025 года TKV реализовала около 22,24 млн т угля, из которых 19,21 млн т было поставлено на электростанции, что составляет примерно 86% общего объёма продаж. В 2025 году TKV произвела около 38,4 млн т рядового угля и 38,85 млн т товарного угля, тогда как продажи угля достигли 44,63 млн т. Продажи превысили собственное производство главным образом потому, что TKV также реализовывала импортный уголь, смешанные угольные продукты и уголь из запасов. Группа зафиксировала консолидированную прибыль около 7,66 трлн донгов, однако эта величина также включает её бизнес в сфере полезных ископаемых, электроэнергетики, химии и других направлений и поэтому не должна рассматриваться как прибыль только угольного сегмента. По мере того как подземная добыча продолжается на всё больших глубинах, вентиляция, водоотлив, проведение горных выработок, управление безопасностью и трудовые ресурсы становятся основными источниками давления на затраты.

Корпорация Dong Bac (Dong Bac)

Dong Bac — оборонно-экономическое предприятие при Министерстве национальной обороны Вьетнама и наиболее важный отечественный производитель угля вне системы TKV. Её добывающие активы в основном расположены в провинции Куангнинь и включают как открытые, так и подземные разработки. Компания также занимается грохочением, переработкой, импортом и смешением угля.

В последние годы средний объём добычи угля Dong Bac превышал 7 млн т в год, тогда как продажи угля приближались к 11 млн т в год. Более высокий объём продаж отражает включение импортного угля в её портфель, поэтому объём продаж не следует напрямую приравнивать к собственному производству угля.

Поскольку её добывающие операции относительно рассредоточены, а геологические условия сложны, структура затрат в основном определяется расходами на подземную добычу, транспортировку на площадках шахт, грохочение и переработку угля, а также стоимостью импортного угля, используемого для смешения.

2.3.3 Структура потребления угля

Потребление угля во Вьетнаме по-прежнему определяется прежде всего электроэнергетикой. Антрацит отечественной добычи в основном поставляется на угольные электростанции на севере Вьетнама, тогда как импортируемые каменный и суббитуминозный уголь преимущественно используются электростанциями в центральном и южном Вьетнаме, спроектированными для сжигания импортного угля.

Хотя потребление угля в сталелитейной промышленности остаётся ниже, чем в электроэнергетике, значение спроса на коксующийся уголь растёт по мере ввода в эксплуатацию доменных проектов, таких как Hoa Phat Dung Quat 2

2.3.4 Крупные угольные компании-потребители

Vietnam Electricity (EVN)

EVN — государственная интегрированная энергетическая группа Вьетнама, деятельность которой охватывает производство, передачу, распределение и сбыт электроэнергии. Угольные электростанции, эксплуатируемые EVN и её генерирующими компаниями (GENCO), потребляют в среднем около 40 млн тонн угля в год, включая примерно 28 млн тонн отечественного антрацита и около 12 млн тонн импортного битуминозного или суббитуминозного угля. Согласно сценарию оперативного плана на 2025 год, потребность в отечественном угле оценивалась примерно в 27,31–28,53 млн тонн, а в импортном — около 11,13 млн тонн, что составляет общий спрос на уголь в размере примерно 38,44–39,66 млн тонн.

EVN также владеет Национальной корпорацией по передаче электроэнергии (EVNNPT), которая отвечает за национальную высоковольтную передающую сеть. Пятью основными региональными компаниями по распределению и сбыту электроэнергии являются EVNNPC (Северный Вьетнам), EVNCPC (Центральный Вьетнам), EVNSPC (Южный Вьетнам), EVNHANOI (Ханой) и EVNHCMC (Хошимин). Эти компании и EVNNPT входят в систему EVN, но выполняют различные функции в области передачи, распределения и сбыта электроэнергии.

Отечественный антрацит и смешанный уголь в основном поставляются TKV и Dong Bac, в то время как импортный битуминозный и суббитуминозный уголь в основном используется на генерирующих установках, предназначенных для импортного угля, включая Vinh Tan 4, Duyen Hai 3 и расширение Duyen Hai 3. Затраты на топливо в системе EVN зависят в основном от цен на отечественный уголь, цен CFR на импортный уголь, качества угля и коэффициентов смешивания, а также от портовых и транспортных расходов.

Hoa Phat Group (Hoa Phat)

Hoa Phat — один из крупнейших интегрированных производителей стали во Вьетнаме, использующий доменно-конвертерный процесс. Его сталелитейные операции в основном сосредоточены на интегрированных комплексах в Хайзыонге и Зунгкуате, оснащённых коксовыми, агломерационными, доменными, конвертерными и прокатными установками. В 2025 году производство сырой стали группы достигло 11 млн тонн, что на 26% больше по сравнению с предыдущим годом.

Hoa Phat использует доменно-конвертерный (BF–BOF) производственный маршрут. Коксующийся уголь сначала превращается в кокс в коксовых печах, а затем используется в доменных печах для выплавки чугуна. Уголь для пылеугольного вдувания (PCI) также вдувается в доменные печи для частичной замены кокса. Таким образом, потребность Hoa Phat в угле в основном сосредоточена на коксующемся угле и угле PCI, а не на обычном энергетическом угле, используемом в энергетике. По мере выхода Dung Quat 2 на полную мощность увеличение выпуска чугуна и нерафинированной стали соответственно повысит спрос на кокс, коксующийся уголь и уголь PCI.

Dung Quat — крупнейшая производственная база стали Hoa Phat с общей проектной мощностью почти 12 млн т в год. Она также оснащена глубоководным портом, способным принимать крупные балкеры, что облегчает прямой импорт сыпучих сырьевых материалов, таких как железная руда и коксующийся уголь. Текущая мощность группы по нерафинированной стали составляет примерно 16 млн т в год и, как ожидается, увеличится до 18 млн т в год к 2027 году, включая около 9 млн т горячекатаного рулона (ГКР) и 9 млн т длинномерной стальной продукции. Однако часть дополнительной мощности будет получена от проектов электродуговых печей, что означает, что рост общей сталеплавильной мощности группы не может быть напрямую пересчитан в пропорциональное увеличение спроса на коксующийся уголь.

Затраты Hoa Phat на сырье в основном зависят от международных цен на коксующийся уголь и уголь PCI, цен на железную руду, коэффициента кокса, коэффициента PCI, транспортных расходов, обменных курсов и коэффициента использования доменных печей. Австралийский премиум-твердый коксующийся уголь (PHCC) может служить важным международным ориентиром для его затрат на коксующийся уголь, хотя фактические затраты на закупку также зависят от смеси углей, структуры смешивания и логистических затрат на доставку.

Formosa Ha Tinh Steel（FHS）

FHS — это интегрированный сталеплавильный завод с иностранными инвестициями, расположенный в экономической зоне Вунг Анг провинции Ха Тинь, Вьетнам. Проект возглавляется тайваньской Formosa Plastics Group, при участии тайваньской China Steel Corporation (CSC) и японской JFE Steel.

FHS управляет полной цепочкой интегрированного сталеплавильного производства, включая коксование, спекание, доменные печи, конвертеры и прокатные станы. Компания также развила и эксплуатирует порт Сон Зуонг, который используется для импорта сыпучих сырьевых материалов, таких как железная руда и уголь, а также для экспорта стальной продукции. Согласно официальной информации FHS, две ее доменные печи имеют совокупную производственную мощность чугуна около 7 млн тонн в год, мощность по выпуску полуфабрикатов стали, включая заготовки и слябы, составляет около 7,1 млн тонн в год, а производственная мощность кокса — около 3 млн тонн в год.

FHS использует производственный маршрут «доменная печь – кислородный конвертер», что означает, что ее потребность в угле в основном сосредоточена на коксующемся угле и угле для пылеугольного вдувания (PCI). Коксующийся уголь сначала перерабатывается в коксовых печах для получения кокса, который затем используется в доменных печах для выплавки чугуна. Уголь PCI вдувается непосредственно в доменные печи для частичной замены кокса. Внутренняя энергетическая система FHS также использует побочные газы сталеплавильного процесса, включая коксовый газ и доменный газ.

Кроме того, FHS предложила дальнейшее расширение в 2025 году, которое увеличит мощность сталеплавильного производства интегрированного комплекса до примерно 15 млн тонн в год.

2.4 Филиппины: внутреннее предложение низкосортного угля дополняется импортом

2.4.1 Основные угледобывающие регионы и типы угля

Добыча угля на Филиппинах почти полностью сосредоточена на острове Семирара, а компания Semirara Mining and Power Corporation (SMPC) является основным производителем угля в стране.

Ранее Сертификат экологического соответствия (ECC) для угольного комплекса Semirara ограничивал годовую добычу угля 16,0 млн тонн. В 2025 году Департамент окружающей среды и природных ресурсов Филиппин (DENR) утвердил пересмотренный ECC, который расширил масштабы проекта, включив в него шахту «Акация», и повысил годовой лимит добычи до 20,0 млн тонн на 2025–2027 годы.

Благодаря улучшению условий добычи на шахте «Нарра» и смягчению производственных ограничений, объем добычи угля SMPC достиг рекордных 19,9 млн тонн в 2025 году, что примерно на 24% больше по сравнению с 16,0 млн тонн в 2024 году.

2.4.2 Основные производители угля

SMPC

SMPC является крупнейшим производителем угля на Филиппинах, ее основные горнодобывающие операции расположены на острове Семирара в провинции Антик. Согласно последним данным Департамента энергетики Филиппин (DOE), процитированным в отчете компании за 2025 год, на долю SMPC приходится примерно 97% от общей добычи угля в стране. По состоянию на конец 2025 года DMCI Holdings владела примерно 56,65% акций SMPC, являясь контролирующим акционером компании. SMPC также управляет угольными электростанциями через Sem-Calaca Power Corporation (SCPC) и Southwest Luzon Power Generation Corporation (SLPGC), что делает ее вертикально интегрированной энергетической компанией, сочетающей добычу угля и угольную генерацию.

В 2025 году добыча угля SMPC достигла примерно 19,9 млн тонн, что является рекордным показателем, в то время как консолидированная чистая прибыль группы составила около 13,06 млрд филиппинских песо. Годовой лимит добычи угля SMPC был увеличен с 16 до 20 млн тонн в рамках Сертификата экологического соответствия (ECC), а не только за счет расширения технической производственной мощности шахты.

В 2025 году эффективный коэффициент вскрыши SMPC составлял примерно 11,4:1. Поскольку компания ведет крупномасштабные открытые горные работы, на ее производственные затраты существенно влияют объемы удаления вскрышных пород, стоимость дизельного топлива, оплата труда, а также эксплуатация и техническое обслуживание горнодобывающего оборудования. Кроме того, на удельную себестоимость добычи угля влияют амортизация нового горного оборудования и предварительные вскрышные работы на шахте «Нарра».

2.5 Малайзия: рынок потребления угля, сильно зависящий от импорта

2.5.1 Структура потребления угля

Потребление угля в Малайзии в значительной степени сосредоточено в энергетическом секторе, при этом страна почти полностью зависит от импортного угля. В 2025 году на угольную генерацию приходилось примерно 58,6% выработки электроэнергии в полуостровной Малайзии, что делает крупные угольные электростанции основными потребителями угля. Хотя производители стали также потребляют коксующийся уголь и кокс, их общие объемы потребления остаются меньше, чем в секторе угольной электрогенерации.

2.5.2 Основные компании-потребители угля

Tenaga Nasional Berhad (TNB)

TNB является основным интегрированным энергетическим предприятием в полуостровной Малайзии. Ее основные угольные активы, находящиеся под ее контролем или в которых она имеет доли участия, включают электростанцию Султана Азлана Шаха (Манджунг) мощностью около 4,08 ГВт, электростанцию Jimah East мощностью 2,0 ГВт, в которой TNB принадлежит 70%, и энергокомплекс Kapar Energy Ventures (KEV), в котором TNB принадлежит 60%. Закупки и транспортировка угля в основном осуществляются компанией TNB Fuel Services (TNBF).

TNBF поставляет уголь не только на угольные электростанции, контролируемые TNB, но и некоторым независимым производителям электроэнергии (IPP), имеющим соглашения о покупке электроэнергии (PPA) в энергосистеме TNB. Таким образом, объем поставок угля TNBF не следует напрямую интерпретировать как потребление угля на электростанциях, принадлежащих TNB.

В 2025 году TNBF поставила на электростанции около 36,39 млн тонн угля по сравнению с 34,89 млн тонн в 2024 году, что представляет собой рост примерно на 4,3% в годовом исчислении. За тот же период фактическое потребление угля на угольных электростанциях TNB и связанных с ней IPP в полуостровной Малайзии составило примерно 35,9 млн тонн по сравнению с 34,7 млн тонн в 2024 финансовом году. Эти два показателя представляют разные измерения: один относится к углю, поставленному на электростанции, а другой — к углю, фактически потребленному станциями. Разница в основном отражает изменения в запасах на электростанциях, сроках поставок и методологии статистического учета. Таким образом, показатель 36,39 млн тонн не следует напрямую приравнивать к потреблению угля на электростанциях, принадлежащих TNB.

TNBF в основном закупает импортный энергетический уголь. Угольные электростанции полуостровной Малайзии сильно зависят от зарубежных поставок, при этом Индонезия является крупнейшим источником, а Австралия и другие страны обеспечивают дополнительные поставки.

Что касается потребления угля на станции Манджунг, некоторые вторичные источники утверждают, что электростанция потребляет около 30 000 тонн угля в день, а также приводят годовое потребление угля в размере около 15 млн тонн. Однако, даже предполагая непрерывную работу при потреблении 30 000 тонн в день в течение 365 дней, годовое потребление составило бы лишь около 10,95 млн тонн. Таким образом, цифры «30 000 тонн в день» и «15 млн тонн в год» не могут быть одновременно арифметически корректными.

Затраты на уголь в системе TNB в основном зависят от стоимости доставки импортного угля, обменного курса малайзийского ринггита к доллару США, теплотворной способности и качества угля, стоимости морского фрахта и портовой логистики. Поскольку импортный уголь обычно оценивается в долларах США, обесценивание малайзийского ринггита может увеличить фактические затраты на топливо даже при неизменных международных ценах на уголь. Изменения цен на топливо частично перекладываются на электроэнергетическую систему через Применимую цену на уголь (ACP) и связанные механизмы корректировки топливных затрат. В результате рост международных цен на уголь не приводит просто и немедленно к эквивалентному снижению собственной прибыли TNB.

Malakoff Corporation Berhad

Основные угольные генерирующие активы Malakoff в Джохоре состоят из электростанции Танджунг Бин (TBPP) и электростанции Танджунг Бин Энерджи (TBEPP) общей установленной мощностью около 3,1 ГВт. TBPP имеет установленную мощность 2,1 ГВт, состоящую из трех угольных энергоблоков по 700 МВт, в то время как TBEPP состоит из одного угольного энергоблока мощностью 1000 МВт. Обе станции эксплуатируются дочерними компаниями Malakoff: Tanjung Bin Power Sdn. Bhd. и Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd. соответственно, и представляют собой основные угольные генерирующие активы Malakoff.

В 2025 году энергетический бизнес Malakoff сообщил о потреблении угольной энергии в размере примерно 188,37 млн ГДж по сравнению с 207,03 млн ГДж в 2024 году, что представляет собой снижение примерно на 9% в годовом исчислении.

Топливо для угольных проектов Танджунг Бин в основном поступает через систему поставок импортного энергетического угля полуостровной Малайзии, при этом TNBF играет важную роль в соответствующих закупках угля и организации поставок. Поскольку затраты на угольное топливо могут быть переложены на электроэнергетическую систему через PPA и связанные механизмы переноса топливных затрат, более высокие международные цены на уголь обычно увеличивают затраты на генерацию электроэнергии, но не обязательно приводят к пропорциональному снижению прибыли Malakoff. На прибыльность Malakoff также влияют такие факторы, как доступность электростанции, выработка электроэнергии, техническое обслуживание, условия PPA и операционная эффективность.

Edra Power Holdings (Edra)

Edra Power Holdings была первоначально создана в 2014 году путем консолидации трех крупных малайзийских групп независимых производителей электроэнергии: Powertek Energy Group, KLPP Group и Jimah Energy Group. В 2016 году она была приобретена Китайской генеральной ядерной энергетической корпорацией (CGN), став независимой генерирующей платформой в составе CGN.

Что касается угольного проекта Jimah, Edra владеет 75% долей в Jimah Energy Ventures Holdings (JEVH), в то время как Tenaga Nasional Berhad (TNB) владеет оставшимися 25%. JEVH, в свою очередь, владеет 100% Jimah Energy Ventures (JEV), которая эксплуатирует электростанцию Jimah. Через эту структуру собственности Edra косвенно владеет эффективной 75% долей в электростанции Jimah, в то время как TNB владеет 25%.

Электростанция Jimah расположена в Порт-Диксоне, Негри-Сембилан. Она состоит из двух угольных энергоблоков с докритическими параметрами пара мощностью по 700 МВт, общей установленной мощностью 1,4 ГВт, и является важным источником базовой угольной генерации в полуостровной Малайзии.

Ее затраты, связанные с топливом, в основном зависят от коэффициента использования установленной мощности, теплотворной способности и качества угля, цен на импортный уголь и стоимости морского фрахта. Поскольку затраты на уголь подлежат механизмам переноса затрат в рамках соответствующего PPA и механизмов поставки топлива, более высокие международные цены на уголь увеличивают затраты на топливо для энергосистемы, но не обязательно снижают прибыль Edra в той же пропорции.