Аудит и консалтинг Развитие бизнес-систем
 |  Воскресенье, 27 мая
Пресс-центр
Пресс-релизы
РБС в прессе
Публикации сотрудников
Рейтинги
 

Прогнозирование развития добычи угля в России в перспективе до 2025 г.

 
Источник: Opec.ru - 10.10.2005
Автор: Куликов А.П. - консультант отдела организации управления департамента консалтинга ЗАО "АКГ "РБС"
Версия для печати

В последнее время вопрос о перспективе развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России и оптимальном использовании энергоресурсов (ЭР) страны имеет важное значение вследствие ключевого положения ТЭК и экспорта энергоресурсов для экономического состояния и развития государства. Экспорт ЭР не только является определяющим для валютных поступлений из-за его превалирующей доли в общем экспорте, но и в то же время может накладывать ограничения на использование энергоресурсов для других отраслей экономики по причине относительной ограниченности добычи и производства энергоресурсов. Распределение добытых и произведенных энергоресурсов – непростая задача с учетом того, что существуют технологические ограничения на мощности по добыче, переработке и транспортировке, по крайней мере, в «короткое время“, из-за инерционности создания дополнительных мощностей и дефицита капиталовложений, а использование энергоресурсов характеризуется различной энергетической и экономической эффективностью.

Поэтому перспективам развития топливно-энергетического комплекса (и в т.ч. угледобывающего сектора) уделяется повышенное внимание в различных научных исследованиях. Оценка вариантов развития и их последствий, выявление механизмов оптимального использования энергоресурсов, анализ и прогнозирование структуры ТЭК и влияние на нее таких факторов, как экспортная стратегия России, динамика роста ВВП, конъюнктура внешнего рынка, возможности создания в будущем новых, еще не известных источников энергии, — актуальные вопросы для российской экономики. Решение данных задач силу их чрезвычайной сложности и объема информации возможно только на основе методов математического моделирования.

До 80-х годов прошлого века в бывшем СССР модели ТЭК широко применялись для оптимизации структуры топливно-энергетических балансов (ТЭБ) страны и союзных республик. Однако в силу ряда причин, а также ограниченных возможностей вычислительной техники в то время они оказались мало эффективными и перестали использоваться. В результате опыт разработок практически оказался утерянным, а изменившиеся экономические условия полностью нивелировали значимость полученных тогда результатов.

Следует отметить, что в отличие от России за рубежом достигнут значительный прогресс в области применения математических моделей для прогнозирования развития ТЭК. Практически все развитые страны сегодня обосновывают свою энергетическую политику с помощью модельных исследований. К числу наиболее известных относятся MARKAL, MESSAGE, NEMS и EFOM. Разработка этих моделей связана с большими затратами, особенно в части информационного обеспечения и многолетним опытом использования для решения широкого круга задач, связанных с развитием ТЭК. Однако, эффект, полученный от использования этих моделей, далеко превосходит затраты, которые были вложены на их создание.

В настоящей статье прогнозируется развитие топливно-энергетического комплекса с помощью нового инструмента исследования стратегических альтернатив российской энергетики – оптимизационной модели ТЭК, разработанной в ИНП РАН.

2. Инструментарий, исходные гипотезы и предпосылки для моделирования перспектив развития угледобывающей промышленности до 2025г.

Для проведения исследований в данной работе использовалась оптимизационная модель ТЭК, разработанная в ИНП РАН. Модель описывает взаимосвязи основных элементов ТЭК в динамике их изменений и позволяет выбрать наилучшее решение по формированию структуры ТЭБ по заданному критерию. Ниже приведено краткое описание модели, более подробно о ней – в [1].

Система ТЭК была описана в виде математической модели линейного программирования (более 5000 уравнений и неравенств, 6400 переменных). Она является динамической, в текущей версии она позволяет выделить до 6 прогнозных периодов по 10 лет каждый, базовым является 1995 год. Все элементы системы представлены в 3 разрезах: территориальном, отраслевом и технологическом. Группировка по территориальному признаку осуществлялась путем разбиения территории России на три укрупненных региона: “А“ – Европейская часть, “В“ – Урал и Западная Сибирь, “С“ – Восточная Сибирь и Дальний Восток. В части энергоресурсов выделены пять основных подсистем: природный газ, нефть, уголь, электроэнергия и теплоэнергия. Первичные ЭР классифицированы по трем категориям, которые характеризуют экономику их извлечения – дешевые (категория I), средней стоимости (кат. II) и дорогие (кат. III). Оценки запасов, которые взяты как базовые, были произведены на основе [2] и [3]. На данном этапе распределение суммарных ресурсов по конкретным месторождениям сделаны на основании экспертных оценок. Построение модели по технологическим признакам включало в себя выделение на следующих групп преобразования энергии: добыча первичных энергоресурсов, переработка энергоресурсов, (производство электро- и теплоэнергии) и конечное потребление энергоносителей. В качестве целевой функции принята недисконтированная сумма затрат по системе по всем периодам прогнозирования.

Усредненные оценки природных ресурсов угля, природного газа и нефти с данными по их добыче приведены в Приложении 1. Оценки соответствуют средним значениям, приводимым в соответствующих источниках. Прогнозная динамика разработки месторождений проводилась методом экстраполяции параболой в зависимости от начального объема запасов данной категории и времени разработки месторождений. Необходимые для экономического анализа данные по удельным капитальным вложениям и стоимость добычи даны в Приложении 2. В силу того, что существует большая неопределенность в оценках неразведанных запасов энергоресурсов, предполагаемые данные базового варианта характеризуются различной степенью неопределенности. Поэтому, т.к. вопрос обеспеченности природными ресурсами является ключевым для составления прогнозов развития экономики и энергетики, то было целесообразно рассмотреть несколько вариантов неразведанных запасов природных энергоресурсов. В данной работе нами приняты к рассмотрению дополнительно к базовому (который обозначен как “B”, Base) два условных варианта оценок запасов угля: один – оптимистический (обозначенный как “U“, Up) – базируется на предположении, что неразведанные запасы угля могут оказаться на 1/3 больше базовых; другой – пессимистический (обозначенный как “D“, Down) – исходит из того, что неразведанные запасы угля, наоборот, оказываются на 1/3 ниже базовых.

При прогнозировании энергетики важную роль играет оценка энергопотребления, которая в первую очередь определяет объемы и структуру топливно-энергетического баланса. В настоящем исследовании конечный спрос на энергоресурсы сформирован, исходя из роста ВНП на 4% в год до 2025 г., некоторого сокращения численности населения России до 135–140 млн. человек и снижения энергоемкости примерно на 1% в год. Для учета влияния экспортной политики в данной работе рассмотрена прогнозная динамика возможного экспорта российских энергоресурсов (табл. 1), которая предусматривает неуклонный рост в течение всего периода. Такой вариант может быть обусловлен экономическими, социальными и технологическими факторами, которые будут действовать в начале XXI века (см., напр., [4]).

Таблица 1. Прогнозная гипотеза динамики экспорта энергоресурсов, млн. т н.э.

4. Анализ результатов решения сценариев развития ТЭК в перспективе до 2025 г.

В результате решения сценариев на модели ИНП РАН были получены результаты, которые отражают прогнозные изменения в структуре и объеме ТЭК России. Изменения в первую очередь касаются структуры и объема добычи, цен и экспортной выручки.

4.1 Структура добычи первичных ЭР.

Сравнительный анализ прогнозов добычи (производства) первичных энергоресурсов в 2025 году для исследуемых сценариев представлен на рис. 1. В целом суммарный объем добычи (производства) ЭР незначительно меняется от сценария к сценарию.

Обращает на себя внимание увеличение добычи угля к 2025 году как в долевом отношении, так и в натуральном выражен ии. В целом прогнозируемые в 2025 году добыча и производство энергоресурсов вырастут по сравнению с 1995 годом в среднем на 63%.

Кроме того, в топливно-энергетическом балансе за 2025 год появилась такая компонента, как новые источники. Что касается новых источников, то их доля в производстве энергоресурсов прогнозируется на уровне от 0,9% в сценарии U до 1,2% в сценарии D. Таким образом, прогнозируемое производство новых источников в 2025 году будет иметь величину, которая будет сравнима с гидро- и атомной энергией. Использоваться новые источники будут главным образом населением и в коммунально-бытовом хозяйстве. В табл. 3 представлено прогноз добычи первичных ЭР с разбивкой по месторождениям.

Рис.1. Добыча (производство) первичных ЭР в 2025 г. по сценариям, млн. т.н.э.

Таблица 3. Прогноз динамики структуры добычи угля, нефти и газа (вариант В)

Рис. 2. Динамика добычи угля по регионам (сценарий В), млн. т.н.э.

Согласно табл. 3, добыча угля в России, скорее всего, будет находиться на стабильном уровне в 2005–2015 гг., т.к. в этом периоде будут благоприятные возможности добычи газа. Однако, за период 2015–2025 гг. прогнозируется резкий рост объема добычи угля, что можно объяснить возросшей потребностью в энергоресурсах вследствие нехватки природной нефти.

Как видно на рис. 2, в перспективе до 2025 году добыча угля в Европейской части будет медленно нарастать, достигнув к концу рассматриваемого периода времени 121% от уровня 1995 г. Прирост добычи будет обеспечиваться главным образом за счет увеличения спроса на электростанциях. Основной прирост добычи угля будет наблюдаться в регионе В (Урал + Западная Сибирь) — на 259% (порядка 140 млн. т.н.э.) к объему 1995 года за счет Канско-Ачинского (прирост более 100 млн. т.н.э.) и Кузнецкого (прирост около 55 млн. т.н.э.) бассейнов. По прочим месторождениям прогнозируется снижение добычи более, чем на 10 млн. т.н.э. Регион В будет восполнять недостаток угля в Европейской части и к 2025 году объем такой компенсации может достичь 47,5 млн. т.н.э. Что касается региона С (Восточная Сибирь и Дальний Восток), то объем добычи угля будет медленно возрастать и достигнет к 2025 году прироста на 26% к базовому году. Прогнозируемые поставки угля как в регион С, так и из него в другие регионы страны практически незначительны.

Рис. 3. Динамика добычи угля по регионам (сценарий D), млн. т.н.э.

Рис. 4. Динамика добычи угля по регионам (сценарий U), млн. т.н.э.

На рис. 3 и 4 представлены аналогичные рисунки для вариантов D и U. Обращает на себя внимание почти постоянный уровень добычи угля до 2015г. в D, в т.ч. снижение добычи в регионе Урала и Западной Сибири. В варианте U тенденции к возрастанию добычи угля выражены более явственно. Стоит заметить, что региональная структура угледобычи во всех вариантах приблизительно одинакова и в 2025г. составляет: регион А – 14–18%, регион В – 54–59%, регион С – 25–32%. Это позволяет говорить об относительной неизменности данных показателей при варьировании ресурсной базы.

4.2. Динамика внутреннего потребления

Прогноз внутреннего потребления (рис. 5) дает некоторый разброс в динамике показателей между вариантами. Базовый вариант предполагает увеличение внутреннего потребления за период на 20% 2006–2015гг. и на 87% в последующее десятилетие, что объясняется, помимо прочего, дополнительным спросом для производства синтетической нефти. Вариант U демонстрирует чуть более высокие темпы роста (27% и 89% соответственно). Вариант D не предусматривает роста внутреннего потребления вплоть до 2015г. И только за следующее десятилетие объем потребления угля в России вырастает на 100 млн. т н.э. Таким образом, в целом внутренний спрос на уголь в 2025г. прогнозируется в диапазоне250–400 млн. т н.э., который зависит от ресурсных возможностей поставлять на российский рынок относительно дешевый уголь.

Рис. 5. Динамика структуры внутреннего потребления первичных энергоресурсов по вариантам, млн. т н.э.

Вариации уровня внутреннего потребления нефти по всем вариантах находятся в пределах 1%, что дает основание предполагать, что ресурсная база угледобычи почти не влияет на этот показатель, по крайней мере до 2025г. Вследствие этого, компенсация возможного недостатка угля на внутреннем рынке происходит за счет природного газа. Его внутреннее потребление в 2025г. прогнозируется в диапазоне 460–500 млн. т н.э., в зависимости от потенциала угледобывающих мощностей в стране.

4.3. Прогнозные оценки цены на уголь.

Согласно прогнозу, цены на уголь оцениваются в базовом варианте на уровне 25–30$/т н.э. в 2015г. и 45–50$/т н.э. в 2025г. (табл. 4), т.е. в ближайшие 20 лет можно ожидать почти двукратного увеличения цен. В Европейской части цены на уголь прогнозируются существенно выше, чем средневзвешенная в стране. Это происходит за счет относительно высокого уровня удельных затрат на добычу топлива в регионе А. В то же время, дешевые кузнецкие и канско-ачинские угли оказывают существенное влияние на уровень цен в России, определяя их общую динамику.

Таблица 4. Прогнозные цены на добываемый уголь в регионах в перспективе до 2025г.

Вариант U прогнозирует более низкий уровень цен. Это возникает вследствие того, что более широкая ресурсная база позволяет отсрочить необходимость введения в оборот дорогих категорий углей, вследствие чего уровень замыкающих затрат в регионах, которыми определяются цены, характеризуются замедленными темпами роста. Более того, предполагается, что в 2015 году цены на уголь будут не выше (а в регионе В — ниже), нежели в 2005г. Эффект постепенного исчерпания легкодоступных топлив скажется только в 2025г., когда прогнозируемый уровень цен будет незначительно отличаться от прогноза в базовом варианте.

Вариант D, наоборот, в силу скудности ресурсной базы предполагает существенный рост цен: 35–40$/т н.э. в 2015г. и 53–58$/т н.э. в 2025г. Однако, стоит отметить, что разброс цен на добываемый уголь в макрорегионам по вариантам в 2015г. шире, чем в 2025г. Это можно объяснить, что к 2025г. будут иметь место факторы межтопливной конкуренции. Другими словами, в этот период цены на уголь будут определяться не только замыкающими затратами в макрорегионах, но и зависимостью от цен на другие энергоресурсы в технологических переделах, например, переход к производству синтетических нефти и моторного топлива, расширение использования ядерной энергии в электроэнергетике, вовлечение водорода в качестве энергоносителей на транспорте. В результате, в этот момент происходит качественное изменение в ценообразовании в угольном секторе ТЭК — приходится учитывать в большей степени не уровень затрат на добычу топлива, а другие, “межтопливные“ предпосылки.

Также следует отметить, что на примере базового варианта можно сделать вывод об изменении соотношения цен на ЭР. Цены на первичные энергоресурсы в 2005г. идут в соотношении 1(уголь):1,4(природный газ):4(нефть). К 2025г. оно меняется на 1:1,6:3,6. Это позволяет говорить о том, что в перспективе следует ожидать относительного удешевления угля по сравнению с нефтью и удорожания по сравнению с природным газом. Данный результат целесообразно учитывать при планировании развития отечественной угледобычи и других отраслей, тесно с ней связанных, а также при финансировании социально-экономических программ.

Заключение.

На основе сделанных экспертных оценок запасов ЭР и ожидаемого перспективного экономического состояния страны был создан прогноз развития российской энергетики, которая стала объектом исследования на оптимизационной модели ТЭК. Анализ возможных вариантов ресурсных баз угледобывающего сектора энергетики позволил описать топливно-энергетический баланс и ряд других параметров в перспективе до 2025г., в котором ожидается существенное абсолютное и относительное увеличени е уг ольной составляющей.

Темпы увеличения добычи угля будут существенно зависеть от его ресурсной базы. В то же время, региональная структура угледобычи кардинально не меняется. Анализ спрогнозированного внутреннего потребления позволяет говорить о том, что обусловленные ресурсными ограничениями недостаток или излишек угля на российском рынке будут скомпенсированы соответствующим количеством природного газа.

Между тем, влияние ресурсной базы в 2025г. мало сказывается на уровне цен на добываемый уголь, средневзвешенный показатель которых составляет 45–58$/т н.э. для всех вариантов. Это обуславливается нарастающими тенденциями в топливно-энергетическом комплексе страны, выражающиеся в воздействии межтопливной конкуренции, которая в районе 2025г. может привести к существенным изменениям в ценообразовании в секторе угледобычи. К ним следует готовиться заблаговременно, чтобы избежать кризисных ситуаций к середине века.

Список литературы.

1. А.П. Куликов “Оценка влияния ресурсных ограничений на развитие ТЭК России до 2025г. (модельный подход)“ // “Сборник научных трудов ИНП РАН“ — М.:МАКС Пресс, 2003.
2. “BP Energy Statistics“, 2001.
3. “US Geological Survey“, 2002.
4. А.С. Некрасов, Ю.В. Синяк “Долгосрочные тенденции развития энергетического комплекса России“ // “Экономика и финансы электроэнергетики», №1 за 2003 г.





w w w . r b s y s . r u
Новости  |  Компания  |  Услуги  |  Клиенты  |  Пресс-центр    Карьера
Акционерное общество «Аудиторско-консультационная группа «Развитие бизнес-систем».
Телефон: +7 495 967 6838 / e-mail:
© АО "АКГ "РБС". Все права защищены, 2001-2016.