Исследование влияния ресурсной базы и коэффициента дисконтирования на прогнозируемые цены и природную ренту в перспективе до 2025 года Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Куликов

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ

И КОЭФФИЦИЕНТА ДИСКОНТИРОВАНИЯ НА ПРОГНОЗИРУЕМЫЕ ЦЕНЫ И ПРИРОДНУЮ РЕНТУ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДО 2025 года

Введение

Подход к анализу и прогнозированию (в перспективе до 2025 г. и далее) цен на энергоресурсы (ЭР) и природной ренты (ПР) базируется на следующих моментах (более подробно см. [1]).

В основу положены элементы теории предельных затрат. Все ЭР в месторождениях классифицируются по стоимостным категориям. Рынок ЭР в каждом регионе моделируется через соотношение спроса и предложения. Кривая предложения ресурса характеризуется затратами и объемами добычи из всех доступных источников (упорядоченных по мере возрастания затрат): S=s(q). С другой стороны, кривая спроса Е=с1^) детерминируется готовностью потребителя заплатить за рассматриваемый ресурс определенную цену. Точка пересечения - кривых спроса и предложения определяет равновесные (сбалансированные) цену Р и объем потребляемых в регионе энергоресурсов 0>. Возникающая у производителя сверхприбыль составляет ПР, кото-

е

рая может быть рассчитана как интеграл | (р — s(q))dq, что указывает

о

на существование тесной связи между ценами на ЭР и ПР.

Применение оптимизационной модели топливно-энергетического комплекса (ТЭК), разработанной в ИНП РАН, позволяет оперировать с большим количеством источников топлив с их дифференциацией по удельным затратам добычи и потребителям ЭР"'.

Аппарат двойственных оценок в задачах линейного программирования позволяет трактовать их как оптимальные цены, которые лежат в основе определения ПР.

' Вследствие того, что источники и категории топлива задаются в модели дискретно, кривая предложения вырождалась в функцию кусочно-линейного вида. Это слабое место моделирования — своего рода «плата» за удобство применения задач линейного программирования в исследованиях подобного рода (см., например, [2]).

4 05

В настоящей статье делается попытка проанализировать влияние ряда основных факторов, определяющих структуру ТЭК: ресурсной базы сырой нефти и коэффициента дисконтирования - на прогнозируемые цены и природную ренту в перспективе до 2025 г.

Исследовательский аппарат

Оптимизационная модель ТЭК ИНП РАН описывает взаимосвязи основных элементов ТЭК в их динамике и позволяет выбрать наилучшее решение по формированию структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) по заданному критерию. Модель является динамической, в текущей версии она позволяет выделить до 6 прогнозных периодов по 10 лет каждый, базовым является 1995 г. Все элементы системы представлены в 3 разрезах: территориальном, отраслевом и технологическом. Группировка по территориальному признаку осуществляется 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 - дешевые (категория I), средней стоимости (категория II) и дорогие (категория III).

Спрос на ЭР в стране определяется исходя из потребностей в полезной энергии по основным группам потребителей. Потребители полезной энергии делятся на группы (табл. 1).

Таблица 1

Моделирование потребности в энергоресурсах по группам потребителей

Группа потребителей Технологические процессы внутри групп потребителей Факторы, влияющие на объемы полезной энергии у данной группы потребителей

Промышленность Высокотемпературное тепло, низкотемпературное тепло, освещение и силовые нужды Прогнозы ВВП и темпы изменения энергоемкости

Сельское хозяйство Моторная нагрузка, низкотемпературное тепло, освещение и силовые нужды

Транспорт Рельсовый, дорожный (вкл. личный), водный, авиация, низкотемпературное тепло, освещение и силовые нужды

Население и социальная сфера Крупные, средние и малые населенные пункты: приготовление пищи, отопление и горячее водоснабжение, освещение и силовые нужды Прогноз демографической ситуации

4 06

Каждая группа потребителей характеризуется присущими ей требованиями к потребляемым ЭР и характеристиками технологий использования энергии. Полезная энергия пересчитывается в подведенную энергию с помощью заданных КПД.

В качестве целевой функции модели принята дисконтированная сумма затрат по системе ТЭК за весь срок прогнозирования. В общем случае затраты З описаны выражением З = С + Е К, где С -себестоимость, Е - коэффициент дисконтирования, К - капиталовложения. Такая формула представляется допустимой в укрупненных экономических расчетах по оценке эффективности инвестиционных проектов [3].

Предпосылки на прогнозный период, аналогичны сделанным в работе [1]2. В настоящем исследовании моделируются четыре сценария развития ТЭК (табл. 2).

Таблица 2

Рассматриваемые сценарии развития российского ТЭК

Показатель Спецификация сценария

В N Ex En Базовый сценарий. Высокий рост ВВП, умеренные запасы нефти, Е=0,1 Отличается от базового большими запасами нефти Отличается от базового более высоким значением Е=0,15 Отличается от базового более низким значением Е=0,05

Базовый сценарий В (Base) представляет собой наиболее вероятный прогноз развития отечественного ТЭК. Другие четыре сценария являются вариациями базового сценария.

Сценарий N отличается от базового большими запасами нефти. Существуют разногласия в оценке запасов нефти в России, вследствие чего может возникнуть ошибка, обусловленная их неточностью. Указанный сценарий позволяет оценить последствия ошибки, а также проанализировать влияние величины запасов нефти на цены ЭР и объемы ПР в перспективе до 2025 г. В сценарии N используется ресурсная база по нефти, расширенная за счет категорий II и III (на 0,4 и 11,4 млрд. т соответственно).

Особый интерес представляют вариации коэффициента дисконтирования Е. Сценарий, предусматривающий повышение Е на 50%

2 Сценарий в [1] подразумевал высокие темпы роста ВВП (к 2010 г. в 1,8-2,0раза, к 2015 г. — в 3,0 раза, к 2025 г. - в 8,4 раза к уровню 2005 г., (см. инвестиционно-инновационный вариант развития российской экономики в работе [4]), уменьшение численности населения России до примерно 139 млн. чел. к 2025 г. [5], незначительный рост экспорта ЭР за рубеж [6]. Оценки запасов ЭР и их удельных затрат на добычу приведены в Приложениях в работе [7].

407

по отношению к базовому, обозначен как Ех (Етах). Наоборот, уменьшение Е на 50% описывается в сценарии Еп (Етт).

Таким образом, полученное семейство сценариев до определенной степени полно охватывает возможные варианты развития ТЭК. Их вариация делает моделирование более обоснованным, особенно в части сравнения получаемых отклонений от результатов базового сценария. Вкупе с ожидаемыми изменениями других экзогенных факторов, указанные вариации позволяют адекватно оценить размер и структуру природной ренты в добывающем секторе российского ТЭК в долгосрочной перспективе.

Результаты моделирования

Показатели базового сценария. В результате реализации базового сценария на модели ИНП РАН были получены результаты, отражающие прогнозную динамику величины и структуры добычи ЭР (табл. 3).

Таблица 3

Прогнозная динамика добычи энергоресурсов в перспективе до 2025 г., базовый сценарий (агрегировано по месторождениям)

Показатель 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г.

Уголь, всего, млн. т н.э. 149,1 160 160-190 270-390

Европейская часть 27,4 30 30-40 40-60

Урал и Западная Сибирь 79,8 80 80-110 160-210

Восточная Сибирь и Дальний Восток 41,9 45 50-55 70-120

Природный газ, всего, млрд. куб. м 581,3 670 660-790 750-895

Европейская часть 61,3 92 75-125 135-180

Урал и Западная Сибирь 516,8 565 555-620 570-650

Восточная Сибирь и Дальний Восток 3,2 13 30-45 45-65

Нефть, всего, млн. т 306,5 420 420-490 350-445

Европейская часть 95,2 110 80-110 75-120

Урал и Западная Сибирь 209,3 300 305-335 260-290

Восточная Сибирь и Дальний Восток 2,0 20 35-45 15-35

Оценки цен на первичные энергоресурсы, полученные по результатам моделирования, приведены в табл. 4. Цены ЭР в рассматриваемой перспективе имеют тенденцию к росту вследствие истощения эксплуатируемых запасов дешевых ресурсов и необходимости перехода к разработке более дорогостоящих месторождений. Как следует из расчетов, цена на уголь к 2025 г. возрастает до 50-60 долл./т н.э., на природный газ -140-150 долл./тыс. куб. м, на нефть - 370-380 долл./т.

Средневзвешенные цены указанных ЭР по стране в 2005 г. находятся в соотношении 1(уголь):1,5(природный газ):4,1(нефть). К 2025 г. это соотношение меняется на 1:1,4:3,2 (для базового сценария), что го-

4 08

ворит о перспективе удорожания природного газа и угля относительно нефти вследствие вовлечения в разработку более дорогих в эксплуатации газовых и угольных месторождений.

Таблица 4

Прогнозная динамика внутренних цен на органические энергоресурсы в региональном разрезе

Показатель 2005 г.* 2015 г. 2025 г.

Уголь, долл./т н.э.:

Европейская часть 41 58-63 110-120

Урал и Западная Сибирь 25 30-35 30-40

Восточная Сибирь и Дальний Восток 21 15-20 10-20

Средневзвешенная 29 35-40 50-60

Природный газ, долл./тыс.куб.м:

Европейская часть 44 75-80 150-160

Урал и Западная Сибирь 28 55-60 130-140

Восточная Сибирь и Дальний Восток 58 63-68 80-90

Средневзвешенная 40 70-75 140-150

Нефть, долл./т:

Европейская часть 120 165-170 400-410

Урал и Западная Сибирь 90 145-150 380-390

Восточная Сибирь и Дальний Восток 135 158-163 195-205

Средневзвешенная 118 160-165 370-380

* Экспертная оценка

Общая сумма природной ренты в рассматриваемом периоде имеет тенденцию к росту до $60-65 млрд./год к 2025 г. (табл. 53). Большая часть ПР в 2005 г. относится к добыче нефти (до 60%). Однако, к 2025 г. картина меняется - на первый план по величине ПР выходит добыча газа (51%). В региональной структуре ПР превалирует макрорегион Урала и Западной Сибири. Его доля составляет около 67% в 2005 г. и до 73% в 2025 г. в общей величине суммарной ПР по стране.

Влияние ресурсной базы природной нефти на цены ЭР и объемы ПР. С помощью сценария N представляется возможным оценить влияние запасов природной нефти на внутренние цены топлив (табл. 6), а также на величину и структуру ПР.

Расширение ресурсной базы по нефти приводит к снижению уровня цен по отношению к базовому сценарию В. Средневзвешенная цена на сырую нефть для внутреннего потребления в сценарии N составляет 67% от сценария В в 2015 г. и 73% в 2025 г. Уголь в сценарии N возрастает в цене на 21% по сравнению с базовым сценарием к 2015 г., но за-

3 В [7] приведены значения для каждого крупного месторождения по макрорегионам.

4 09

тем падает до 56% к 2025 г. Цена природного газа составляет 111% к 2015 г. и 95% к 2025 г. по указанному показателю.

Таблица 5

Оценка прогнозной динамики величины ПР в топливодобывающем секторе в перспективе до 2025г., млрд. долл. в год (округленно)

Показатель 2005 г. 2015 г. 2025 г.

1. Всего по угледобыче 1,8 2,0-3,0 9-11

Европейская часть 0,4 0,5-1,0 2-3

Урал и Западная Сибирь 1,1 0,8-1,3 6-7

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,3 0,5-1,0 1-2

2. Всего по газодобыче 7,4 16-17 31-33

Европейская часть 1,2 2,5-3,0 5-6

Урал и Западная Сибирь 5,9 13,0-13,5 25-26

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,3 0-0,5 1-2

3. Всего по нефтедобыче 14,0 27-28 21-23

Европейская часть 4,7 7,5-8,0 5-6

Урал и Западная Сибирь 8,5 18,2-18,7 14-15

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,8 1,2-1,7 1-2

Всего (1)+(2)+(3) 22-24 44-48 60-65

Таблица 6

Прогнозная динамика внутренних цен на энергоресурсы в перспективе до 2025 г. для сценария N

2015 г. 2025 г.

2005 г.* цена в сце- % к значе- цена в сце- % к значе-

нарии N нию в сце- нарии N нию в сце-

нарии В, % нарии В, %

Уголь, долл./т н.э.

Европейская часть 41 50 109 50 67

Урал и Западная Сибирь 25 24 120 24 49

Восточная Сибирь и Дальний Восток 21 21 100 9 43

Средневзвешенная 29 31 121 29 56

Природный газ, долл./тыс. куб. м

Европейская часть 44 66 115 75 93

Урал и Западная Сибирь 28 50 120 59 92

Восточная Сибирь и Дальний Восток 58 46 100 57 100

Средневзвешенная 40 61 111 69 95

Нефть, долл./т

Европейская часть 120 104 68 124 70

Урал и Западная Сибирь 90 82 62 102 65

Восточная Сибирь и Дальний Восток 135 98 67 146 100

Средневзвешенная 118 87 60 111 66

* Экспертная оценка текущих цен.

410

В сценарии N наблюдается снижение объема ПР на 33% в 2015 г. и на 25% в 2025 г. (до 45-50 млрд. долл./год) по сравнению со сценарием В (табл. 7).

Таблица 7

Оценка прогнозной динамики величины природной ренты в топливодобывающем секторе для сценария N, млрд. долл./год

Показатель добычи 2005 г. 2015 г. 2025 г.

ПР в сценарии N % к значению в сценарии В, % ПР в сценарии N % к значению в сценарии В, %

1. Уголь, всего 1,82 2,8 127 2,8 29

Европейская часть 0,4 0,8 133 0,9 43

Урал и Западная Сибирь 1,12 1,4 140 1,8 28

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,3 0,6 100 0,1 10

2. Газ, всего 7,34 17,6 107 28,7 88

Европейская часть 1,8 3,9 139 5,2 88

Урал и Западная Сибирь 5,2 13,3 100 22,4 87

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,34 0,4 133 1,1 100

3. Нефть, всего 14 10,4 38 17,1 77

Европейская часть 4,7 2,7 36 3,7 63

Урал и Западная Сибирь 8,5 7,2 39 12,4 84

Восточная Сибирь и Дальний Восток 0,8 0,5 33 1,0 63

Всего (1)+(2)+(3) 23 30,8 67 48,6 75

Основные изменения определяются газовой и нефтяной компонентами ПР, которые в совокупности дают более 90% ее общего объема. При этом указанные компоненты растут в 2015-2025 гг. одинаковыми темпами (на 64%). Таким образом, увеличение (примерно на треть) располагаемых запасов сырой нефти несущественно снижает объем ПР.

Влияние коэффициента дисконтирования на цены ЭР и объемы ПР. Коэффициент дисконтирования Е является экзогенно задаваемым основным экономическим параметром, используемым при оценке эффективности инвестиционных проектов. Для исследования его влияния были рассмотрены различные значения Е, равные 0,05 (сценарий Ей), 0,1 (базовый сценарий В) и 0,15 (сценарий Ех).

В отношении цен ЭР (табл. 8) сценарии Ех и Еп дают почти одинаковые с базовым сценарием результаты по нефти (кроме сценария Ех; по нему в 2025 г. цены нефть выше, чем по базовому сценарию на 26%), но существенно различаются по углю и природному газу. К 2025 г. отклонения для сценария с Е=0,05 составляют в части природного газа - 15%, в части угля - 33%, для сценария с Е=0,15 соответственно 43 и 1%. Темпы роста цен указанных ЭР в сценарии Еп отстают от базового сценария. Цены в сценарии с Е=0,15, наоборот, растут с большими темпами, чем в сценарии В.

411

Прогнозная динамика внутренних цен на энергоресурсы в перспективе до 2025 г. для сценариев В, Еп и Ех

Показатель 2015 г. 2025 г.

цена в сценарии % к значению в сценарии В цена в сценарии % к значению в сценарии В

Уголь, долл./т н.э.:

Сценарий Еп 30-35 126 32-37 67

Сценарий В 30-35 100 50-55 100

Сценарий Ех 35-40 145 50-55 101

Природный газ, долл./тыс.куб.м:

Сценарий Еп 38-43 74 60-65 85

Сценарий В 60-65 100 85-90 100

Сценарий Ех 60-65 113 100-105 143

Нефть, долл./т:

Сценарий Еп 150-155 103 172-177 104

Сценарий В 150-155 100 173-178 100

Сценарий Ех 150-155 103 210-215 126

* Экспертная оценка текущих цен.

Это логически объяснимо, если вспомнить, что в замыкающие затраты ЭР в каждом регионе, по которым устанавливается цена ЭР, помимо удельных затрат на добычу входят также удельные капиталовложения, умноженные на коэффициент дисконтирования. Следовательно, чем больше Е в сценарии, тем выше прогнозируемые темпы роста цен ЭР.

Различия в оценках ПР (табл. 9), полученных для разных сценариев более заметны и однозначны. Сценарий Еп предопределяет общий объем ПР для добывающего сектора ТЭК 32-34 млрд. долл./год, что составляет 72% от аналогичного показателя в сценарии В, в 2015 г. и 37-42 млрд. долл./год (62% базового) в 2025 г. Сценарий Ех предопределяет соответственно 46-48 млрд. долл./год (101% базового) и 87-92 млрд. долл./год (139%).

Данное воздействие коэффициента дисконтирования на ПР, очевидно, осуществляется через цены ЭР. Увеличение Е приводит, как правило, к повышению темпов роста цен в перспективе до 2025 г., как это было показано выше. В свою очередь высокие цены влекут высокие объемы ПР.

412

Оценка прогнозной динамики величины ПР в топливодобывающем секторе в перспективе до 2025 г. для сценариев В, Еп и Ех, млрд. долл. /год

2015 2025

ПР в сценарии % к значению в сценарии В ПР в сценарии % к значению в сценарии В

1. Всего по угледобыче

Сценарий Еп 1,3 59 2,8 29

Сценарий В 2,2 100 9,6 100

Сценарий Ех 2,4 109 7,4 77

2. Всего по газодобыче

Сценарий Еп 4,2 26 14,8 45

Сценарий В 16,4 100 32,8 100

Сценарий Ех 16,5 101 45,7 139

3. Всего по нефтедобыче

Сценарий Еп 27,7 100 22,2 100

Сценарий В 27,6 100 22,2 100

Сценарий Ех 27,7 100 36,6 165

Всего (1)+(2)+(3)

Сценарий Еп 33,2 72 39,8 62

Сценарий В 46,2 100 64,6 100

Сценарий Ех 46,6 101 89,7 139

Выводы по результатам моделирования

1. Воздействие высоких запасов нефти на ТЭК неоднозначно. В сценарии N цены на нефть прогнозируются существенно ниже, чем для базового сценария, но при этом двоякое влияние оказывается на уголь (в большей степени) и природный газ (в меньшей степени). В отношении природной ренты сценарий N по общему объему ПР в добывающих отраслях составил порядка 75% от аналогичного показателя базового сценария в 2025 г. Определяющие топливные компоненты ПР, газовая и нефтяная, испытывают к 2025 г. пропорциональные изменения.

2. Воздействие коэффициента дисконтирования на цены ЭР и величину ПР более предсказуемо. Увеличение Е при прочих равных условиях ведет, за редким исключением, к увеличению прогнозируемых темпов роста цен ЭР и объемов ПР.

3. Общая величина ПР во всех сценариях составляет не менее 20 млрд. долл./год (что сравнимо по порядку с федеральным бюджетом России 2005 г.) и имеет тенденцию к существенному возрастанию в перспективе до 2025 г. (40-90 млрд. долл./год). Вследствие этого, долгосрочная государственная политика в сфере ТЭК должна быть направ-

413

лена, помимо прочего, на изъятие ПР (не столько для наполнения бюджета, сколько для выравнивания условий добычи у недропользователей в целях развития здоровой конкуренции и повышения эффективности использования природных ресурсов).

4. Региональная структура ПР в перспективе до 2025 г. не претерпевает значительных изменений от варьирования величины нефтяных запасов и коэффициента дисконтирования.

Данные результаты целесообразно учитывать при планировании развития отечественного ТЭК и других отраслей, тесно с ним связанных.

Литература и информационные источники

1. Куликов А.П. Прогнозы цен на внутреннем рынке и величины природной ренты в топливно-энергетическом комплексе в перспективе до 2025 г. и далее //Научные труды ИНП РАН. М.:

МАКС Пресс, 2005.

2. Меньшиков А.С. Актуальность экономической модели Л.В. Канторовича в наше время // Международная конференция в память Л.В. Канторовича. СПб, 2004.

3. Кархов А.Н. Проблемы оценки эффективности инвестиционных проектов АЭС и ТЭС // Известия РАН, Энергетика №5 за 2005г.

4. Колл. авт. Будущее России: инерционное развитие или инновационный прорыв (долгосрочный сценарный прогноз) / Под рук. В.В. Ивантера // Проблемы прогнозирования, № 5, 2005.

5. Население России 2000. Восьмой ежегодный демографический доклад / Пд ред. А.Г. Вишневского, М.: Книжный дом «Университет», 2001.

6. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Развитие энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе // Проблемы прогнозирования», № 4, 2004.

7. Куликов А.П. Прогнозирование цен и природной ренты на внутреннем энергетическом рынке России. Дис. на соиск. уч. ст. к.э.н., ИНП РАН, 2006.

414