 |
Структура добычи (производства) и потребления первичных топливно-энергетических ресурсов
|
|
|
|
Добыча и производство первичных топливно-энергетических ресурсов (далее – ТЭР) в 2030 году прогнозируется на уровне 104-127% к 2011 году (в зависимости от сценария развития).
В структуре добычи и производства первичных энергоресурсов в долгосрочный период произойдет увеличение доли газа, электроэнергии на ГЭС и АЭС, в меньшей мере угля и снижение доли нефти. На рост доли газа будут оказывать влияние увеличение спроса (из-за преимуществ по экологическим и потребительским свойствам газа), замедление темпов развития атомной энергетики в мире. Немаловажную роль в снижении доли нефти в структуре российского топливно-энергетического комплекса играют ресурсные ограничения.
Структура добычи (производства) первичных ТЭР
(%в общем объеме ТЭР )
| год | вариант | первичные ТЭР | ||||
| уголь | нефть | газ | электроэнергия ГЭС, АЭС | прочие | ||
| 11,9 | 39,7 | 41,8 | 6,0 | 0,6 | ||
| А | 12,4 | 35,7 | 43,6 | 7,7 | 0,6 | |
| 1, 2 | 12,3 | 36,1 | 44,0 | 7,2 | 0,4 | |
| C | 12,0 | 35,9 | 44,5 | 7,1 | 0,5 | |
| A | 13,1 | 31,3 | 44,5 | 10,5 | 0,6 | |
| 1, 2 | 12,9-12,7 | 33,2-32,8 | 44,2-44,8 | 9,1-9,2 | 0,6-0,5 | |
| C | 12,1 | 32,7 | 45,5 | 9,1 | 0,6 |
Ожидается, что экспорт ТЭР к 2030 году составит 92-128% к уровню 2011 года, а совокупная доля их экспорта в общем объеме производства первичных энергоресурсов – 41-47% против 46% в 2011 году.
Структура потребления первичных топливно-энергетических ресурсов России значительно отличается от среднемировых показателей, где доля газа ниже в 2,2 раза (23,7%), а угля и нефти выше соответственно в 1,9 и 1,7 раза (30,3% и 33,1%).
Структура внутреннего потребления первичных ТЭР,
(% в общем объеме ТЭР)
| год | вариант | первичные ТЭР | ||||
| уголь | нефть | газ | электроэнергия ГЭС, АЭС | прочие | ||
| 15,7 | 19,6 | 53,2 | 10,3 | 1,2 | ||
| A | 15,1 | 19,2 | 52,2 | 12,5 | 1,0 | |
| 1, 2 | 15,4 | 19,0-18,9 | 53,1-53,4 | 11,6-11,3 | 0,9-1,0 | |
| C | 15,4 | 19,0 | 54,2 | 10,4 | 1,0 | |
| A | 14,4 | 19,1 | 50,3 | 15,2 | 1,0 | |
| 1,2 | 14,1-13,9 | 18,7-18,5 | 52,5-52,7 | 13,7-13,8 | 1,0-1,1 | |
| C | 13,7 | 18,0 | 53,1 | 14,2 | 1,0 |
Внутреннее потребление топливно-энегетических ресурсов в 2030 году составит 115-125% к уровню 2011 года. В структуре потребления ТЭР в этот период природный газ сохранит доминирующие позиции, при этом его доля к 2030 году будет варьироваться в пределах 50,3-53,1% против 53,2% в 2011 году. Доля потребления электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС и АЭС, возрастет с 10,3% в 2011 году до 13,7-15,2% в 2030 году, а нефти и нефтепродуктов снизится с 19,6% до 18-19,1 процента.
|
|
|
Индекс промышленного производства по виду деятельности «Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых» в 2020 году составил 97,9-105,5% и в 2030 году – 90,4-110,9% к уровню 2011 года в зависимости от сценария развития.
Нефтедобыча
В настоящее время Россия занимает восьмое место в мире по разведанным запасам нефти (5,3%). В целом по Российской Федерации 77% доказанных запасов находятся на разрабатываемых месторождениях. Практически все разрабатываемые месторождения характеризуются высокой степенью выработанности разведанных запасов – более 60 процентов.
Структура запасов нефти новых месторождений и нераспределенного фонда характеризуется высокой долей мелких месторождений (величина извлекаемых запасов до 15 млн. тонн), удаленностью инфраструктуры, сложными геологическими условиями разработки. Только треть всех разведанных запасов являются активными, при этом 67% –трудноизвлекаемые запасы, в том числе высоковязкие нефти – 13%, малопроницаемые коллектора – 36%, малые толщины пластов – 4%, подгазовые зоны – 14 процентов.
По объему добычи нефти в настоящее время Россия занимает одно из лидирующих мест в мире. При существующем уровне добычи разведанных запасов нефти хватит более чем на 30 лет. Темпы роста добычи нефти за последние пять лет колебались от 99,4% в кризисный 2008 год до 102,2% в 2007 и 2010 году, при этом среднегодовой темп роста добычи нефти составил 101,3 процента.
|
|
|
Ухудшение качества ресурсной базы становится одной из главных проблем нефтяной отрасли. В ряде нефтедобывающих регионов наблюдается истощение активных запасов нефти. В старых районах добычи приросты запасов в перспективе будут сокращаться. При этом предполагается вовлечение в активную эксплуатацию значительных остаточных запасов разрабатываемых месторождений за счет применения новых технологий добычи нефти, а также интенсификация поисково-разведочных работ на новых площадях в действующих регионах. Основной прирост добычи нефти в прогнозный период будет обеспечиваться за счет новых нефтедобывающих провинций (Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельф Каспия и другие).
Основными факторами, определяющими развитие нефтедобычи, являются качество разведанной сырьевой базы, применение новых технологий, позволяющих увеличить коэффициент извлечения нефти, уровень цен на нефть на мировых рынках, налоговая политика, а также развитие инфраструктуры.
Приоритетными направлениями развития нефтегазового комплекса становятся стимулирование внедрения перспективных технологий добычи, формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти и сопутствующей инфраструктуры.
Темпы роста добычи нефти замедлятся при всех вариантах развития. Внутреннее потребление нефти будет определяться производственными мощностями, темпами и структурными особенностями развития экономики и интенсивностью внедрения ресурсосберегающих технологий. За исключением сценария с низкими ценами на нефть прогнозируется незначительное увеличение доли нефти, поставляемой на экспорт, при этом более 82% экспортируемой нефти будет направляться в страны дальнего зарубежья. В перспективе прогнозируется снижение зависимости экспорта от европейского направления.
В прогнозный период рассматриваются следующие варианты развития отрасли.
В рамках инновационного сценария (вариант 2) предполагается наращивание вклада в совокупные показатели российской добычи нефти со стороны новых провинций, таких как Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия), а также новых месторождений Западной Сибири и Красноярского края. Объемы добычи нефти по проектам СРП (Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинское месторождение) принимаются по существующим программам их освоения. К 2020 году планируется начало реализации проекта Сахалин-3 и освоение шельфа северных морей.
|
|
|
В 2016-2018 гг. предусматривается ввод новых крупных месторождений, таких как Юрубчено-Тохомское, Русское, Восточно-Мессояхское, Куюмбинское, Западно-Мессояхское, Тагульское.
В условиях реализации инновационных программ нефтяными компаниями с государственным участием удастся повысить коэффициент извлечения нефти (ОАО «НК «Роснефть» предусматривает повышение коэффициента с 38% в 2010 году до 42% к 2020 году), что повысит эффективность использования уже разведанных запасов и позволит замедлить снижение добычи на старых месторождениях. Предполагается стимулирование реализации инновационных технологий по освоению сложных залежей Баженовской свиты, что позволит стабилизировать уровень добычи в Западной Сибири.
Предусматривается реализация второго этапа строительства нефтепровода ВСТО и завершение строительства нефтепровода БТС-2. Это позволит оптимизировать экспортные поставки нефти за счет разгрузки менее эффективных направлений и снизить транзитные риски.
Добыча нефти стабилизируется на уровне 512-517 млн. тонн. К 2020 году добыча нефти составит 515 млн. тонн. Выход новых крупных месторождений на проектную мощность на некоторое время приостановит тенденцию стабилизации и в 2022 году возможно увеличение добычи нефти до 517 млн. тонн. Однако к 2030 году добыча нефти снизится до 512 млн. тонн, что связано с переходом на позднюю стадию эксплуатации основных месторождений, введенных в 2016-2018 годах.
Расширение экспортных мощностей в восточном направлении позволит увеличить экспортные поставки нефти с 237 млн. тонн в 2011 году до 252 млн. тонн к 2020 году, однако к 2030 году экспорт нефти снизится до 247 млн. тонн за счет незначительного снижения европейского спроса на российскую нефть. Доля экспортируемой нефти составит в 2030 году около 48 процентов.
|
|
|
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. составит более 19 трлн. рублей.
Производительность труда в добыче нефти возрастет к 2020 году на 7,2% к уровню 2011 года, а к 2030 году на 28,8 процента.
При форсированном сценарии (вариант 3) в случае более активного внедрения новых технологий и стимулирующих мер, удешевляющих процесс добычи, возможно повышение эффективности добычи нефти на шельфовых и трудноизвлекаемых месторождениях. Экстенсивное развитие нефтедобычи и расширение экспортных возможностей позволит достичь показателей добычи нефти варианта С.
Сценарий с низкими ценами на нефть (вариант А). В условиях снижения мировой конъюнктуры и отсутствия экономических предпосылок для активизации работы по освоению месторождений добыча нефти характеризуется интенсивным снижением объемов добычи на старых выработанных месторождениях и недостаточным освоением новых месторождений. Объем добычи нефти сократится до 473 млн. тонн в 2020 году и до 420 млн. тонн в 2030 году.
Снижение мирового спроса на нефть приведет к снижению экспортных поставок нефти на 23 млн. тонн в 2020 году и на 58 млн. тонн в 2030 году к уровню 2011 года.
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. не превысит 15 трлн. рублей.
По сценарию с высокими ценами на нефть (вариант С) добыча нефти будет осуществляться с учетом интенсивного освоения действующих и новых месторождений за счет повышения эффективности их использования. Предполагается ввод в разработку ранее нерентабельных низкодебитных участков недр, наращивание добычи на шельфовых месторождениях и активное освоение залежей Баженовской свиты.
Добыча нефти в 2020 году возрастет до 524 млн. тонн и к 2030 году достигнет 535 млн. тонн. Экспорт нефти к 2020 году возрастет до 259 млн. тонн, к 2030 году до 264 млн. тонн. Доля нефти, поставляемой на экспорт, в 2020-2030 гг. стабилизируется на уровне 49% от уровня добычи нефти.
Суммарный объем капиталовложений в добычу нефти в сопоставимых ценах в период 2012-2030 гг. составит около 24 трлн. рублей.
Газовая промышленность
По запасам газа Россия занимает первое место в мире, по добыче газа – второе. Основные запасы российского газа сосредоточены на территории Уральского федерального округа, где добывается свыше 90% российского природного газа. Доля запасов, находящихся в сложных природно-климатических условиях, и доля многокомпонентных газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры, будет постепенно увеличиваться.
В период 2007-2011 гг. наблюдалось увеличение объемов добычи газа с 652,7 млрд. куб. м в 2007 году до 670,8 млрд. куб. м в 2011 году со среднегодовым темпом роста 101,1% (за исключением 2009 года, когда вследствие мирового экономического кризиса имело место снижение добычи газа на 12,5% к 2008 году).
|
|
|
Увеличить общий объем добычи газа в ближайшие годы позволит ввод новых месторождений. В географии добычи газа сохранится роль Западной Сибири (за счет разработки более глубоко залегающих продуктивных горизонтов и, в первую очередь, Надым-Пуртазовского региона, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения). Расширение газодобычи намечается за счет регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, месторождений полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ и других месторождений шельфа Охотского моря. Прирост добычи газа к 2030 году составит 73-254 млрд. куб. м. к уровню 2011 года в зависимости от варианта развития.
В прогнозе предусматривается наращивание добычи газа независимыми производителями (прирост добычи к 2030 году составит 64-181 млрд. куб. м в зависимости от варианта развития), достижение компаниями уровня использования попутного нефтяного газа свыше 95 процентов.
В перспективе возрастет капиталоемкость добычи из-за сокращения разрабатываемых высокопродуктивных пластов, залегающих на небольших глубинах, и удаленности перспективных центров добычи газа от существующей транспортной инфраструктуры. Во всех вариантах социально-экономического развития прогнозируется повышение оптовых цен на газ, создающее предпосылки для наращивания капитальных вложений в разработку новых и обустройство действующих месторождений. Удовлетворение растущего совокупного спроса внутреннего и внешнего рынков на газ прогнозируется за счет привлечения ресурсов ОАО «Газпром», независимых производителей газа, нефтяных компаний и среднеазиатских государств. Доля импорта в ресурсах газа в перспективе оценивается на уровне не более 1%. В прогнозный период предусматривается сохранение импорта газа из Казахстана с Карачаганакского месторождения, который после переработки на Оренбургском ГПЗ будет возвращаться в Казахстан. При этом поставки газа на экспорт из государств Средней Азии (Узбекистана, Туркменистана и Казахстана) будут продолжать осуществляться в режиме международного транзита.
На уровень внутреннего потребления существенное влияние окажет формирование внутрироссийского рынка газа, который будет способствовать внедрению рыночных отношений, стимулировать межтопливную конкуренцию и внедрение энергосберегающих технологий.
Доля газа на внутреннем рынке в топливно-энергетическом балансе России в 2011 году составила 53,2%, что в 1,9 раза выше уровня США и Канады, сопоставимой с Россией по климатическим условиям. Предполагается, что примерно такая же доля газа в энергобалансе Российской Федерации в прогнозный период сохранится и составит в 2030 году 50,3-53,1% в зависимости от варианта.
Рост внутреннего спроса на газ за весь период до 2030 года не превысит
101-101,5% в год. При прогнозируемых темпах роста экономики в зависимости от варианта развития умеренная динамика внутреннего спроса на газ будет сохраняться за счет внедрения газосберегающих технологий и использования других видов топлива.
В структуре внутреннего потребления природного газа расход на производство электро- и теплоэнергии в 2011 году составил более 34,5%. Потребление газа увеличится к 2020 году на 7-14% к уровню 2011 года, а к 2030 году на 15-30% при прогнозируемом росте выпуска продукции электроэнергетики на 15-53% в зависимости от варианта развития. Снижение газоемкости (за исключением варианта А) обусловливается как внедрением новых ресурсосберегающих технологий, так и переходом на другие виды топлива.
Потребление газа промышленностью в качестве топлива в 2011 году составило 7,5% от ресурсов газа. В этом секторе прогнозируется наименьший прирост расхода газа (менее чем по 1,5 млрд. куб. м за 5 лет).
В 2011 году потребление промышленностью газа в качестве сырья составило около 6% ресурсов газа. В прогнозный период сокращение удельного расхода газа может составить в зависимости от варианта не менее 0,5-1,6% в год.
При стабилизации доли экспорта газа трубопроводным транспортом в общем объеме добычи на уровне 28-29% в 2030 году (в 2011 году 28,3%) доля экспорта газа с учетом СПГ в объеме добычи увеличится до 32,4-37,5% в 2030 году в зависимости от варианта развития. В прогнозный период основным внешним рынком российского газа помимо стран Европы станут и страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) по мере освоения ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и строительства новых газопроводов и заводов по сжижению газа.
В связи с отсутствием ресурсных ограничений газа динамика добычи будет определяться тенденциями экспорта и внутреннего спроса на газ. В прогнозный период рассматриваются следующие сценарии.
Инновационный сценарий (вариант 2). Добыча и поставки газа будут осуществляться с учетом интенсивного освоения газовых месторождений полуострова Ямал и Сахалинского шельфа. В Западной Сибири предполагается разработка более глубоко залегающих продуктивных горизонтов, а также предусматривается применение инновационных технологий по извлечению остаточных запасов низконапорного газа. Произойдет наращивание добычи газа Ковыктинского месторождения и начало освоения Чаяндинского месторождения в рамках реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР.
Данный вариант развития предусматривает реализацию в полном объеме проектов по сжижению природного газа: «СПГ Ямал» и «СПГ Владивосток»», а также возможное расширение проекта СПГ Сахалин-2. В части проекта «СПГ Штокман» существуют риски не реализации в связи с высокой капиталоемкостью и сложностью освоения месторождения.
Объем добычи газа увеличится с 670,8 млрд. куб. м в 2011 году до 783 млрд. куб. м к 2020 году и 870 млрд. куб. м к 2030 году. Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2020 году составит более 28% от общего объема добычи газа с последующим увеличением до 31,5% в 2030 году.
В условиях существенного ухудшения конъюнктуры на внешних газовых рынках могут возникать риски замедления добычи газа, в результате к 2030 году снижение объемов добычи может составить порядка 21 млрд. куб. метров.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012-2030 гг. в сопоставимых ценах составит около 8-9 трлн. рублей.
Производительность труда увеличится с 24,5 тыс. тонн условного топлива (тут) на человека в 2011 году до 28 тыс. тут на человека (114,4%) в 2020 году, а к 2030 году – до 30,4 тыс. тут на человека (124%).
Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012-2030 гг. составит 1,1%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах снизится с 53,2% в 2011 году до 52,7% к концу прогнозного периода.
Развитие и диверсификация европейского направления экспорта российского газа намечаются за счет наращивания загрузки введенных в эксплуатацию двух ниток газопровода «Северный поток», полной загрузки газопровода «Голубой поток» и строительства газопровода «Южный поток», что позволит значительно снизить риски транзитных поставок газа. Развитие восточного направления экспорта российского газа намечается за счет ввода в эксплуатацию газопровода «Якутия-Хабаровск-Владивосток».
Экспорт газа трубопроводным транспортом возрастет с 181,7 млрд. куб. м в 2011 году до 217,5 млрд. куб. м в 2020 году, а к 2030 году увеличится
до 245,4 млрд. куб. метров. При этом экспорт трубопроводного газа в страны АТР к 2030 году составит порядка 25 млрд. куб. м, или 10,2% от общего объема экспорта трубопроводным транспортом. Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году возрастет до 40-43 млн. тонн.
При форсированном сценарии (вариант 3) более высокие темпы развития экономики будут способствовать увеличению внутреннего спроса на газ. Инвестирование в инновационные технологии добычи газа позволят активизировать реализацию сложных и капиталоемких проектов, в том числе проектов СПГ. В этих условиях возможно достижение показателей по добыче газа варианта С.
Сценарий с низкими ценами на нефть (вариант А). В отличие от инновационного сценария развития в данном варианте существуют риски реализации проекта «СПГ Ямал» не в полном объеме. Снижается вероятность освоения месторождений Иркутской области. В условиях низких цен освоение Штокмановского месторождения становится нерентабельным.
Объем добычи газа увеличится до 718 млрд. куб. м к 2020 году и 744 млрд. куб. м к 2030 году.
Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2020 году составит 25,4% от общего объема добычи газа, а к 2030 году – 27,6 процента.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012-2030 годы в сопоставимых ценах составит около 6 трлн. рублей.
Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012-2030 гг. составит 0,4%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах снизится до 50,3% к 2030 году.
В рамках реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР могут быть созданы возможности для обеспечения экспорта газа в Китай.
В целом прогнозируется рост экспорта трубопроводного газа до 211 млрд. куб. м к 2020 году и 216,5 млрд. куб. м к 2030 году. При этом экспорт трубопроводного газа в страны АТР составит 10 млрд. куб. м (4,6% от общего объема экспорта по трубопроводу) к 2030 году. Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году составит около 18 млн. тонн.
Сценарий с высокими ценами на нефть (вариант С). Прогнозируемые по данному сценарию высокие цены на газ стимулируют развитие угольной генерации, атомной энергетики, гидроэнергетики и производства электроэнергии на базе других ВИЭ. Повышение цен на газ вызовет интенсификацию процессов замещения газа электроэнергией, что может привести к относительному увеличению электроемкости экономики по сравнению с инновационным сценарием.
Ценовая конъюнктура на мировом рынке обусловит увеличение темпов развития высокотехнологичных производств энергоемких сырьевых отраслей (металлургия, машиностроение, особенно производство сплавов и других материалов с заданными свойствами и др.).
Прогнозируемые изменения в производственной структуре промышленности и других отраслей экономики обусловят изменения в ее региональной структуре. Поскольку новые производства и сопутствующая им инфраструктура будут тяготеть к источникам более дешевой энергии и сырья, опережающими темпами станут развиваться Сибирь и Дальний Восток.
По данному варианту прогнозируются высокие темпы увеличения добычи газа с учетом интенсивного отбора на действующих месторождениях, ускоренного освоения перспективных месторождений полуострова Ямал, Штокмановского, Чаяндинского, Ковыктинского и других месторождений, а также с учетом реализации инфраструктурных проектов для экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, включая реализацию большинства намеченных проектов СПГ. Объем добычи газа увеличится до 806 млрд. куб. м к 2020 году и 925 млрд. куб. м к 2030 году.
Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний в 2020 году составит около 28,7% от общего объема добычи газа, в 2030 году – 34,9 процента.
Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012-2030 гг. в сопоставимых ценах составит 10 трлн. рублей.
Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012-2030 гг. составит 1,3%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах к концу периода снизится до 53,1 процента.
Предусматриваются высокие темпы роста экспорта газа трубопроводным транспортом, в результате объемы экспорта газа возрастут до 232,6 млрд. куб. м в 2020 году с последующим ростом до 256,8 млрд. куб. м к 2030 году. Доля экспортных поставок в страны АТР в общем трубопроводном экспорте к 2030 году возрастет до 11,7% и составит 30 млрд. куб. метров. Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году возрастет до 54 млн. тонн. В варианте предусматривается возможность строительства дополнительно двух ниток газопровода «Северный поток».
Добыча угля
Уголь – это один из главных энергоресурсов, способный удовлетворить основные энергетические потребности растущего населения и развивающейся мировой экономики, а также внести важнейший вклад в преодоление энергетической бедности и энергетического неравенства.
Конкурентные преимущества российской угольной отрасли в рамках отечественного ТЭК заключаются в наличии огромных запасов угля, которых при существующем уровне добычи хватит на 600 лет.
Россия занимает 2-е место в мире по запасам угля (18,2% мировых запасов), 6-е место по объемам ежегодной добычи (4%), 5-е место по потреблению (2,4%) и обеспечивает 12,9% мировой торговли энергетическими и до 6,5% коксующимися углями.
Существенной особенностью сырьевой базы российской угольной промышленности является концентрация основной массы высококачественных запасов и ресурсов в нескольких крупнейших угольных бассейнах, удаленных от основных потребителей в индустриально развитых регионах России. Более 79% разведанных и около 83% предварительно оцененных запасов углей сконцентрировано в Сибири в Кузнецком, Канско-Ачинском и Тунгусском угольных бассейнах. В европейской части страны находится 9% разведанных запасов углей, на Дальнем Востоке – около 10,5 процента.
За последние 10 лет объем добычи российского угля вырос примерно на четверть, объем его экспорта – почти в 3 раза.
На долю 10 крупнейших угольных компаний приходится более 62% от общей добычи угля. Среди этих компаний наиболее крупными являются ОАО «СУЭК» (порядка 25% от общероссийской добычи угля), ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» (14%), ОАО «Мечел» (около 7%), ООО «Востсибуголь» (около 5%), ЗАО «УК «Южкузбассуголь» (около 3%) и ОАО «Воркутауголь» (более 2%).
Основными ограничениями развития угольной отрасли являются:
высокие логистические издержки (доля транспортных затрат в конечной цене угля у потребителя достигает более 50 процентов);
низкая пропускная способность железнодорожной сети (в особенности пограничные переходы) и портов;
устойчивая тенденция снижения внутреннего спроса на энергетический уголь в условиях конкуренции газа, поставляемого на внутренний рынок по регулируемым ценам (только в случае более чем двукратного повышения цен на газ возможно возобновить интерес инвесторов к развитию угольной промышленности);
отсутствие стимулов к повышению качества и глубины переработки угля, а также получения новых видов угольной продукции в условиях невостребованности у потребителей;
высокая капиталоемкость и длительность разработки новых месторождений.
Правительством Российской Федерации был принят ряд мер, направленных на решение проблем развития угольной отрасли, и в первую очередь по вопросам государственного управления промышленной безопасностью и военизированными горноспасательными частями, обязательного проведения дегазации на угольных шахтах, повышения мер административной ответственности за нарушения требований безопасности.
При разработке прогноза развития угольной промышленности до 2030 года учитывалась реализация комплекса программных мер, предусмотренных в утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 24 января 2012 г. № 14-р Долгосрочной программе развития угольной промышленности России на период до 2030 года.
Программа конкретизирует основные положения Энергетической стратегии России на период до 2030 года, относящиеся к развитию угольной промышленности, в части уточнения задач, сроков и ожидаемых результатов их реализации, системы необходимых мер и механизмов государственной энергетической политики в данной сфере с учетом дальнейшего развития партнерства государства и бизнеса.
Целью этой Программы является реализация потенциальных конкурентных преимуществ российских угольных компаний в рамках осуществления долгосрочной государственной энергетической политики и перехода к инновационному социально ориентированному типу экономического развития страны.
По вариантам 1 и 2 объем добычи угля к 2030 году прогнозируется на уровне 430 млн. тонн (128,4% к 2011 году), а объем экспорта – 166 млн. тонн (149,8% к 2011 году) при высоких темпах модернизации производства. Реализация сценария осуществляется в условиях формирования новых центров угледобычи на новых угольных месторождениях с благоприятными горно-геологическими условиями, среди которых Эльгинское месторождение Южно-Якутского бассейна (Республика Саха), Межэгейское и Элегетское месторождения, а также участок «Центральный» Улугхемского угольного бассейна (Республика Тыва), Апсатское месторождение (Забайкальский край); оснащения предприятий отрасли современной высокопроизводительной техникой и технологиями, отвечающими мировым экологическим нормам; снятия системных ограничений при транспортировке угольных грузов на внутренний и внешний рынки; развития системы аутсорсинга; достижения максимальной переработки каменного энергетического угля с учетом требований внутреннего рынка. Начиная с 2020 года по инновационному сценарию (вариант 2) намечается начало промышленного освоения технологий глубокой переработки угля до 15 млн. тонн к 2030 году. В этот период намечена реализация пилотных проектов на базе российских технологий глубокой переработки угля и добычи шахтного метана.
За прогнозный период до 2030 года производительность труда в угольной отрасли – объем добычи на одного занятого в отрасли – намечается увеличить до 9000 тонн/чел. в год (в 4,7 раза по отношению к 2011 году).
На 2012-2030 гг. объем инвестиций, направленных на реализацию запланированных мероприятий, прогнозируется в размере 4,7 трлн. рублей, а с учетом реализации проектов промышленного освоения технологий глубокой переработки угля до 15 млн. тонн – 5,6 трлн. рублей в ценах соответствующих лет.
Решению задач, связанных с разработкой новых технико-технологических решений, интенсифицирующих производственные процессы с обеспечением безаварийной, энергоэффективной и экологически безопасной работы горных предприятий, будет способствовать также реализация "Технологической платформы твердых полезных ископаемых", в рамках которой намечается осуществление полного инновационного цикла работы с месторождением от поиска и разведки месторождений до получения ряда товарных продуктов глубокой переработки минерального сырья с одновременной подготовкой высококвалифицированных кадров, реализующих новые технологии в промышленном производстве.
Дополнительно был рассмотрен вариант А, в котором заложены: гипотеза более низкой ценовой конъюнктуры внешнего рынка и снижение спроса на нем, повышенные экологические требования к использованию топлива, риски ограничений роста из-за недостаточного развития транспортной и энергетической инфраструктуры, недостаточные стимулы для модернизации и инноваций. В результате в варианте объем добычи угля к 2030 году прогнозируется в размере 380 млн. тонн (113,5% к 2011 году), а объемы экспорта – 136 млн. тонн (122,7% к 2011 году).
На 2012-2030 гг. объем инвестиций, направленных на реализацию запланированных мероприятий, прогнозируется в размере 3,5 трлн. рублей в ценах соответствующих лет.
|
|
|
