CC BY
152
ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
Ю.В. Синяк, А.П. Куликов
ДВА ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЦЕН НА НЕФТЬ И ГАЗ И ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРИРОДНОЙ РЕНТЫ В РОССИИ
В статье предложены подходы к оценке цен нефти и природного газа на внутреннем рынке России и потенциальных рентных платежей в период до 2025 г. В анализе использованы два класса моделей: один на базе моделирования перспективного топливно-энергетического баланса страны в региональном разрезе, другой - на базе имитационных моделей формирования финансовых потоков нефтяного и газового секторов с учетом изменения ситуаций на внутреннем и внешнем рынках ресурсов, экономики добычи, транспорта и распределения топлив, характера взаимоотношений с государством через налоговые платежи. Предполагается, что такой двухсторонний подход позволит объективно определить диапазон возможных цен нефти и газа на внутреннем рынке. Вместе с ценами определены ожидаемые рентные (налоговые) платежи, которые могут быть перечислены в бюджеты без создания инвестиционных затруднений в развитии нефтяного и газового комплексов.
Проблема перспективных цен природных ресурсов занимает в макроэкономических исследованиях исключительно мало места, хотя в теоретическом плане эта тема разработана давно и достаточно полно, особенно в зарубежной экономической науке (см., например, [1-3]). Между тем оценка природных ресурсов представляет практический интерес, особенно в экономиках сырьевой направленности, при построении социально-экономических стратегий на средне- и долгосрочную перспективу. Правильное определение перспективных цен природных ресурсов позволяет компаниям объективно оценивать свое положение в условиях конкурентного рынка и формировать реальные стратегии развития своего бизнеса, а государству оценивать с более высокой степенью достоверности доходы и расходы при разработке долгосрочных программ социально-экономических преобразований.
Непосредственно к проблеме перспективных цен природных ресурсов примыкает другая важная проблема - определение ренты и рентных платежей, связанных с извлечением и использованием природных ресурсов. В последние годы вопросы природной ренты как компоненты цены ресурса широко дебатируются в России. В основном это относится к нефтегазовому сектору, который обеспечивает заметное наполнение бюджетов всех уровней (см., например, [4-8]). Однако в большей части работ оценка рентных платежей рассматривается применительно к текущей ситуации, но не возможной в обозримой перспективе, когда меняются условия производства, экономические показатели, внутренняя и внешняя политика, финансовое регулирование и т. п. Это не позволяет осуществлять полноценное управление ни отраслевым компаниям, ни государству, выступающему собственником природных ресурсов.
Между тем, согласно ряду положений текущего законодательства, оценку природной ренты можно проводить только косвенным (расчетным) путем, что приводит к большому рассогласованию получаемых результатов. Это особенно характерно для объектов топливно-энергетического комплекса, которые в настоящее
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 03-2-00028а).
время являются основными в создании природной ренты в значительных объемах. Непрозрачность публикуемой статистической информации о деятельности компаний -основная причина возникающих трудностей с оценкой природной ренты. Причем это обстоятельство в большей степени осложняет оценку природной ренты в перспективном периоде, так как требует рассмотрения широкого круга показателей (факторов), влияющих на формирование цен природного ресурса на внутреннем и внешнем рынках, чтобы сопоставить вероятные доходы компаний и бюджетные поступления с налогами. В экономиках, где доминирует роль государства в управлении рыночными процессами, такие расчеты не только желательны, но абсолютно необходимы.
Основу предлагаемых авторами подходов к определению перспективных внутренних цен природных ресурсов и соответствующих им рентных платежей составляют следующие положения: рыночные цены ориентируются на предельные (замыкающие) затраты, а потенциальная рента, возникающая у каждого поставщика природного ресурса, равна разности между выручкой от продажи ресурса на рынке с присущими ему конкретными условиями потребления и предложения ресурсов и затратами на производство и доставку ресурса на рынок включая возможности развития производства в перспективном периоде и выплаты дивидендов. Особенно сложны расчеты внутренних цен и потенциальной ренты для топливно-энергетических ресурсов, представляющих большую совокупность разнообразных видов топлива, характеризующихся большим разбросом технико-экономических показателей и широкой взаимозаменяемостью. В общем случае потенциальная рента включает:
- внутрирегиональную ренту, возникающую в связи с различными геологогеографическими условиями добычи ресурса на месторождениях региона;
- межтопливную ренту, зависящую от эффективности использования различных взаимозаменяемых природных ресурсов определенными категориями потребителей внутри региона (например, тепловые электростанции могут использовать для выработки электрической энергии различные виды топлива - уголь, природный газ, мазут и пр.);
- межрегиональную ренту, связанную с перетоками ресурсов между регионами, когда цены на внутреннем рынке региона определяются стоимостью поставок из соседних регионов.
Для простоты изложения потенциальная рента трактуется авторами как предельная налоговая нагрузка. Это означает, что при изъятии потенциальной ренты в виде налогов ресурсный комплекс может обеспечить нормальное развитие производства в течение длительного времени. В конечном итоге задача сводится к определению условий взаимной адаптации комплекса и государства при изменяющихся параметрах внешнего и внутреннего рынков ресурса и целей социально-экономического развития. При этом основными регуляторами выступают цены ресурса на внутреннем рынке и налоговая нагрузка, хотя в определенных условиях список допустимых механизмов сбалансированности доходов и расходов может быть расширен за счет изменения объемов экспорта или внутреннего потребления.
Возможно использование двух подходов к определению цен нефти и газа на внутреннем рынке России и вытекающих из цен рентных платежей. Один из них основан на моделировании внутреннего энергетического рынка путем сбалансированности спроса и предложения в условиях конкуренции различных энергоносителей. Этот подход позволяет учесть формирование природной, межотраслевой и межрегиональной ренты и рассчитать величину минимальной цены внутреннего рынка. Преимущество его состоит в том, что он позволяет выявить конкурентоспособность отдельных энергоносителей в ситуации
развивающегося рынка и изменяющихся условий добычи, транспортировки и использования топлива и энергии.
Другой подход предполагает макромоделирование финансовых балансов отдельных отраслей, учитывающих в полной мере взаимодействие отрасли и государства через налоговые платежи. В отличие от первого подхода в моделях этого типа находят отражение влияние внешнего рынка и налоговой политики, но вопросы конкуренции энергоресурсов практически остаются за пределами анализа. Получаемые оценки внутренних цен при таком подходе следует трактовать как максимальные.
Таким образом, правомерно предполагать, что оба подхода дополняют друг друга, позволяя определить диапазон, в котором при принятых допущениях должна находиться сбалансированная цена ресурса на внутреннем рынке.
Краткое описание сценария, положенного в основу перспективных оценок, полученных в результате использования двух подходов2
Обобщим кратко главные параметры, необходимые для понимания изложенных ниже результатов.
Рост ВВП. Прогнозные показатели развития экономики России рассмотрены применительно к динамическому сценарию. По сценарию к 2010 г. в России сформируются условия, которые обеспечат ускорение экономического роста. По производству ВВП на душу населения Россия должна приблизиться к рубежу, позволяющему изменить парадигму развития экономики. В первую очередь это связано с резким подъемом производства в обрабатывающих отраслях. В результате обширный рынок России станет более привлекательным для транснациональных корпораций и иностранного капитала. Можно ожидать, что в течение 2011-2020 гг. будут достигнуты ежегодные 7-8-процентные темпы роста промышленной продукции. В последующий период вследствие исчерпания экстенсивных факторов роста и очередного цикла реструктуризации промышленности темпы роста сократятся до 3-4% в год. В результате ВВП к 2010 г. предположительно возрастет в 1,8-2,0 раза, к 2015 г. - в 2,3, к 2025 г.- в 4,2 раза по сравнению с 2000 г. При развитии по этому сценарию Россия к 2025 г. может приблизиться по душевому производству ВВП к уровню развитых стран в 2010-2015 гг.
Демографическая ситуация. На территории России в 2000 г. проживали 144 млн. чел. В региональном разрезе на европейскую часть приходилось около 65% населения, Урал и Западную Сибирь - 25, Восточную Сибирь и Дальний Восток - примерно 10%. В рассматриваемом сценарии принято, что ожидаемая численность населения России будет медленно уменьшаться и составит в 2025 г. примерно 139 млн. чел. Доля европейской части сократится за счет роста населения в регионах восточнее Урала. Соответственно изменится и структура расселения: доли крупных городов и малых населенных пунктов будут медленно снижаться при росте средних городов.
Экологические требования и ограничения. Энергетический комплекс является серьезным загрязнителем окружающей среды, в первую очередь воздушного бассейна, по объему выбросов вредных компонентов. Как известно, негативный эффект определяется концентрацией загрязнителей в приземном слое атмосферы. Следует иметь в виду, что «вклад» в приземную концентрацию выбросов крупных энергетических объектов, использующих высокие трубы и специальные очистные сооружения, меньше, чем мобильной техники с двигателями внутреннего сгорания и котельных установок с малой высотой рассеивания выбросов, расположенных на
2 Основные характеристики сценария достаточно подробно изложены в работе [9].
густонаселенных территориях. Кроме того, для сокращения загрязнений необходимо использовать более чистые энергоносители и технологии.
В мировой практике особенно обострено внимание к проблеме климатических изменений в связи с нарастанием выбросов тепличных газов в атмосферу. Международное соглашение (Киотский протокол) рекомендует странам начать сокращение таких выбросов, в первую очередь СО2. В частности, Россия, ратифицировавшая Киотский протокол, обязалась в среднесрочной перспективе не превышать уровень выбросов 1990 г.
Россия, по нашим оценкам, пока находится в достаточно благоприятном положении, что позволяет несколько отсрочить принятие дорогостоящих мер по стабилизации выбросов СО2. Во-первых, потребление энергетических ресурсов в России сократилось по сравнению с 1990 г. Во-вторых, в структуре экономики России, хотя и медленно, но повышается доля обрабатывающих отраслей с меньшей энергоемкостью, что сдерживает рост потребления топлива. Так, в 2001 г. внутреннее потребление энергетических ресурсов составляло около 75% от уровня 1990 г.
В-третьих, в современном энергетическом балансе страны доминирует природный газ, при сжигании которого образуется значительно меньше СО2, чем от угля или жидкого топлива. Эта тенденция будет преобладать на протяжении всего рассматриваемого периода и существенно снизит рост выбросов СО2. Кроме того, предусмотрен рост производства энергии с использованием безуглеродных технологий (ядерная энергия, возобновляемые источники энергии)3.
Располагаемые топливные ресурсы. Объем и размещение располагаемых природных ресурсов органических топлив в значительной степени определяют структуру перспективного энергетического баланса страны и регионов. Однако возможные изменения их масштабов и экономики добычи вызывают необходимость использования экспертных оценок для построения перспективных стратегий. С этой целью российские и зарубежные публикации последних лет по оценке ресурсов органических топлив были дополнены экспертными оценками затрат по добыче, которые основывались на данных статистической отчетности, а также информации, рассеянной в многочисленных российских и зарубежных источниках. По нашему мнению, это позволяет составить представление об ожидаемой экономике добычи отдельных видов топлива и их конкурентоспособности на российском рынке, несмотря на определенную фрагментарность данных.
В рассматриваемых сценариях развития энергетического комплекса ресурсы были классифицированы по трем группам по критерию их извлечения - дешевые, средней стоимости и дорогие. Такой подход, в первом приближении, позволил оценить экономичность разработки отдельных ресурсов в перспективе (подробнее см. [9]).
Уголь. Прогнозные ресурсы углей всех видов в России оцениваются в 3,9-4,5 трлн. т (четвертое место в мире). Из них 95% приходится на восточные районы страны и лишь 5% - на европейскую часть и Урал. Разведанные запасы угля России составляют около 200 млрд. т (второе место в мире после США) [10, с. 85-87].
Центральная Сибирь - главный угольный регион России. Здесь сконцентрировано 66% российских прогнозных ресурсов, 78 - разведанных запасов каменных, 80 -коксующихся и 81% - бурых углей. Запасы, пригодные для открытой разработки, составляют 87% разведанных запасов углей всех видов. Наиболее крупные запасы находятся в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах - угледобывающих центрах федерального значения, обеспечивающих почти 60% товарной добычи угля в России.
3 Результаты, представленные в статье, получены без рассмотрения специальных ограничений по выбросам СО2. Как правило, эти ограничения начнут оказывать заметное влияние на структуру энергетического баланса после 2025 г.
На Урал и европейскую часть страны приходится немногим более 10% запасов энергетических и менее 10% коксующихся углей.
В европейской части страны основные запасы угля сосредоточены в Печорском и Донецком угольных бассейнах. Из-за сложных горно-геологических условий добываемые здесь угли имеют высокую себестоимость. В современных условиях эксплуатация действующих предприятий в них часто становится нерентабельной.
Качество добываемых углей большинства эксплуатируемых месторождений России - невысокое. Это, в частности, связано с тем, что в СССР в отличие от мировой практики при подсчете запасов предъявлялись заниженные кондиционные требования к рабочей мощности пластов и зольности углей. Следует также учитывать, что используемые в настоящее время технологии являются часто устаревшими, а производственные мощности нуждаются в серьезной реконструкции.
В прогнозных расчетах были использованы экспертные оценки ресурсов угля и технико-экономических показателей их добычи по основным топливным базам страны. К категории I отнесены 50% разведанных запасов (категории А+В+С1); в категорию II включены остальные 50% разведанных запасов и 50% запасов категории С2; в категорию III - 10% прогнозных запасов Р1, которые экспертно распределены по месторождениям.
На основании этих оценок и результатов расчетов перспективного энергетического баланса страны и макрорегионов получены усредненные значения себестоимости угля и удельных капиталовложений в его добычу в период до 2025 г. Можно ожидать, что удельные затраты на добычу угля до 2015 г. будут медленно увеличиваться, в последующий период рост затрат станет более выраженным. При этом уголь останется самым дешевым топливом на месте добычи. Активное вовлечение в добычу дорогих углей восточных месторождений к 2025 г. приведет к росту затрат до 20-21 долл./т н.э. Удельные капиталовложения, динамично возрастая, достигнут 53-55 долл./т н.э.
Сырая нефть. Перспективные и прогнозные ресурсы нефти страны составляют 13% мировых [11]. Распределены они неравномерно: более 4/5 всех прогнозных ресурсов нефти приходится на Сибирь, Дальний Восток и прилегающие к ним шельфовые акватории. По разведанным запасам нефти Россия уступает только Саудовской Аравии.
Разведанность начальных ресурсов нефти в целом по России относительно невысока: в Урало-Поволжье она составляет около 65%, Западной Сибири - 40%, а на шельфах находится в начальной стадии. Около 50% запасов сосредоточено в уникальных месторождениях с запасами более 300 млн. т в каждом. Более 20% приходится на крупные месторождения с запасами от 30 до 300 млн. т. В малых месторождениях в основных добывающих регионах они составляют очень небольшую долю существующих разведанных запасов нефти.
По оценкам [12], запасы сырой нефти и газового конденсата в неоткрытых месторождениях России колеблются от 4,8 млрд. т (с вероятностью более 95%) до 31 млрд. т (с вероятностью менее 5%) при средней оценке около 16 млрд. т.
В рассматриваемом прогнозном периоде следует ожидать значительного роста стоимости добычи нефти: от 65 долл./т в настоящее время до 140-150 долл./т к 2025 г. Удельные капиталовложения будут возрастать от 300 до 600-615 долл./т.
Природный газ. Перспективные и прогнозные ресурсы природного (свободного) газа в России оцениваются в 176,0 трлн. куб. м (более половины мировых), на наименее изученные ресурсы категории Б2 из них приходится 77,2 трлн. куб. м [11]. Основная часть ресурсов газа сосредоточена в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей.
Разведанные запасы свободного газа в России составляют 47,2 трлн. куб. м [10, с. 74-76]. Почти 71% их сосредоточен в 24-х крупнейших месторождениях с
балансовыми запасами газа в каждом более 500 млрд. куб. м и лишь 3% - в многочисленных малых и средних месторождениях. Свыше 70% разведанных запасов природного газа находится в Урало-Западносибирском регионе, главным образом в Ямало-Ненецком АО. В значительной части разведанных запасов газа содержится кроме метана конденсат, этан и другие насыщенные ациклические углеводороды (С2+), а также гелий, которые являются ценнейшим сырьем для химического производства. Использовать такой газ в качестве топлива без предварительного извлечения сопутствующих компонентов недопустимо. В будущем структура запасов будет усложняться, средняя глубина скважин расти, а масштаб открываемых месторождений уменьшаться.
Для оценки запасов газа в неоткрытых месторождениях использованы данные [12]. Согласно им в неоткрытых месторождениях на территории России содержится от 11 трлн. куб. м (с вероятностью более 95%) до 83 трлн. куб. м (с вероятностью менее 5%) при средней оценке 41 трлн. куб. м. В расчетах принято, что к категории I относится 50% разведанных запасов всех месторождений газа; в категорию II включены остальные 50% разведанных запасов и 25% запасов в неоткрытых месторождениях; категория III состоит из 75% запасов в неоткрытых месторождениях. При оценке запасов коэффициент извлечения принят равным 75%.
Расчеты показали, что к 2025 г. усредненные затраты на добычу газа в расчете на 1000 куб. м возрастут с 17 долл. в настоящее время до 30-32 долл. За рассматриваемый период следует ожидать роста удельных капиталовложений в добычу газа примерно в 2 раза - до 190-200 долл./1000 куб. м.
Экспорт энергоресурсов. Нефть и природный газ в рассматриваемой перспективе останутся основными экспортируемыми энергоресурсами. В 2003 г. за рубеж было поставлено около 200 млн. т сырой нефти, или почти 47% объема ее добычи в стране. География экспортного потока российских нефти и нефтепродуктов за годы реформ принципиально изменилась. Сегодня почти 90% экспорта жидкого топлива идет в страны дальнего зарубежья, тогда как в начале 90-х годов более 50% российской нефти и почти 18% нефтепродуктов поступало в страны СНГ.
Предполагается, что в перспективе экспорт нефти несколько возрастет, но при этом сократится вывоз нефтепродуктов. Это связано с ростом внутреннего спроса на нефтепродукты в условиях подъема отечественной экономики и углублением процессов переработки на нефтеперерабатывающих заводах. В результате уменьшится выход мазута и сократится его экспорт. Объемы экспорта будут существенно зависеть от возможности роста добычи нефти в стране. Согласно современным оценкам, максимальная добыча нефти в стране составит 450-500 млн. т в год, что при росте ее внутреннего потребления в течение ближайших 20 лет накладывает ограничения на увеличение объема экспорта нефти. Однако если успехи геофизики и геологии приведут к значительному росту ресурсной обеспеченности в обозримой перспективе, то можно рассчитывать на значительный рост экспорта нефти к 2025 г.
Большие перспективы связаны с экспортом природного газа. В этой сфере наибольший интерес представляют три крупных рынка: страны СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Экспорт российского газа в последние годы растет, несмотря на некоторое сокращение его добычи. Российский газ идет пока только в страны СНГ и в Европу. Но на повестке дня стоит сооружение газопровода для экспорта газа в Китай, Корею и Японию.
Важным вопросом экспорта энергоресурсов являются цены на них на мировом рынке. Прежде всего это относится к сырой нефти, так как практически все цены на углеводородные топлива зависят от цены нефти. В настоящей статье приняты
два варианта цен сырой нефти на мировых рынках, неизменных на протяжении всего рассматриваемого периода: низкие цены - около 25 долл./барр. и высокие цены - около 35 долл./барр. Предполагается (с большой вероятностью), что цена нефти будет находиться в этом диапазоне.
В итоге можно ожидать, что экспорт сырой нефти и природного газа будет заметно увеличиваться, и к 2025 г. их ежегодные объемы составят примерно по 220-230 млн. т н.э. Экспорт угля может удвоиться. Интенсивно будет нарастать экспорт электроэнергии. Однако вклад двух последних экспортных товаров в суммарный вывоз энергоресурсов из России останется относительно небольшим.
Основные показатели перспективного развития энергетического комплекса до 2025 г. Характерной особенностью перспективного развития России станет более медленное наращивание внутреннего спроса на первичные энергетические ресурсы по сравнению с темпами роста ее экономики. Ожидается, что к 2025 г. внутреннее потребление энергоресурсов превысит уровень 2000 г. всего в 1,4-1,8 раза при росте душевого ВВП в 2,8-4,0 раза. Заметные изменения должны произойти в потреблении электро- и теплоэнергии. Доля электроэнергии - самого прогрессивного энергоносителя - увеличится с 11,7% в начале прогнозного периода до 18-18,5% к 2025 г. Одновременно снизится доля теплоэнергии за счет повышения эффективности ее использования.
Согласно прогнозным оценкам возможного внутреннего потребления и экспортного спроса, производство первичных энергоресурсов в России к 2025 г. должно возрасти (рис. 1). При этом кардинальных изменений в структуре производства энергоресурсов ожидать не приходится, хотя заметно повысятся объемы добычи природного газа и угля. В перспективе органическое топливо останется основой энергетического баланса страны.
Млн. т н.э.
1600
1400
1200
1000
800
600
400
Год
1995
2005
2015
2025
Рис. 1. Производство первичных энергоресурсов в России: уголь; |Щ нефть (природная и синтетическая); |Щ природный газ;
|~| ядерная энергия; Щ гидроэнергия; Ц новые источники
Как следует из расчетов, суммарное производство энергоресурсов возрастет с 950 млн. т н.э. в 1995 г. до 1370-1550 млн. т н.э. в 2025 г. При этом доля органических топлив (уголь, нефть, природный газ) несколько сократится за счет увеличения производства: ядерной энергии, гидроэнергии и других
возобновляемых безуглеродных энергоресурсов. Наиболее быстрыми темпами будет расти производство первичных энергоресурсов в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока (за 1995-2025 гг. возможен рост в 3-4 раза). Заметным будет его увеличение в европейской части страны за счет наращивания в регионе добычи газа, угля и выработки электроэнергии на АЭС. Между тем регион Урала и Западной Сибири сохранит свое лидирующее положение основной топливной базы страны, хотя его доля в суммарном производстве первичной энергии снизится с 75 до 65-70% к концу периода (табл. 1).
Текущие оценки запасов нефти позволяют рассчитывать, что добыча нефти к 2015 г. достигнет максимального уровня - 475-485 млн. т. Вполне вероятно, что затем она начнет снижаться из-за исчерпания ресурсов дешевой нефти. Дорогая нефть, по-видимому, не сможет конкурировать с другими энергоресурсами, прежде всего, с более дешевым природным газом, а в дальнейшем и синтетическими жидкими топливами на базе природного газа и угля. Динамично нарастать добыча нефти будет только в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока: к 2025 г. ее уровень составит 40-45 млн. т. В остальных регионах после 2015 г. будет
0
наблюдаться стабилизация и постепенное сокращение добычи нефти. При этом к концу прогнозного периода доля европейской части страны заметно уменьшится при сохранении доли региона Урала и Западной Сибири и заметном увеличении добычи в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока.
При принятых в задаче объемах обеспеченности сырой нефтью следует ожидать после 2015 г. усиления напряженности в снабжении нефтепродуктами и выполнении экспортных поставок. Это потребует к концу периода создания в восточных регионах страны широкомасштабного производства искусственного жидкого топлива на базе дешевых углей Сибири (прежде всего канско-ачинских) общим объемом производства около 15-20 млн. т в год. В дополнение к этому следует ожидать развития производства водорода на базе природного газа и угля объемом примерно 40-45 млн. т н.э. Однако если ситуация с обеспеченностью ресурсами нефти окажется более благоприятной, чем принята в расчетах, то сроки производства синтетической нефти и водорода могут быть перенесены на 2030-2035 гг. Добыча сырой нефти в стране в такой ситуации, возможно, увеличится до 600 млн. т к 2025 г. Основная часть прироста добычи нефти пойдет на экспорт, объем которой (и нефтепродуктов) возрастет до 450-470 млн. т. Но этот вывод требует тщательной дополнительной проверки возможностей выхода на указанные уровни добычи нефти.
Добыча природного газа будет интенсивно развиваться. Ресурсные ограничения в рассматриваемом периоде не должны оказывать заметного влияния на сдерживание добычи природного газа, хотя усилия по подготовке ресурсной базы должны быть интенсифицированы, чтобы избежать напряженности в обеспечении потребностей внутреннего рынка и экспорта. Ожидается, что добыча газа возрастет на 50-55%, достигнув к 2025 г. 835-900 млрд. куб. м в год. Прирост добычи газа будет наблюдаться во всех регионах страны. Доля европейской части увеличится с 10,4 до 17% к 2025 г., а доля региона Восточной Сибири и Дальнего Востока достигнет 5-процентного уровня при относительном росте в 12-16 раз. Регион Урала и Западной Сибири, оставаясь основным в стране по добыче газа, снизит свой вклад с 90% в настоящее время до 78% к концу прогнозного периода.
Полученные оценки развития топливно-энергетического комплекса были положены в основу предлагаемых подходов к определению перспективных внутренних цен и потенциальных рентных платежей.
Таблица 1
Добыча топлива в России
Вид топлива Всего Европейская часть Урал и Западная Сибирь Восточная Сибирь и Дальний Восток
1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г.
Уголь млн. т н.э. % 149,1 100 157-160 100 180-195 100 275-350 100 27.4 18.4 28-29 18 32-35 18 48-50 17 79,8 53,5 85-86 54 100-105 56 155-185 56 41,9 28,1 44-45 28 50-55 26 70-115 27
Природный газ млрд. куб. м % 578,5 100 665-670 100 725-775 100 830-900 100 60.4 10.4 92-93 14 117-125 16 140-200 17 514,9 89,0 562-565 84 580-615 80 645-650 78 3,2 0,6 12-13 2 28-33 4 45-53 5
Нефть млн. т % 306,5 100 430- 450 450-480 100 400-415 100 95,5 31,2 109-115 25 100-120 22 80-85 20 209,0 68,2 315-325 73 320-330 71 280-290 70 2,0 0,6 7-10 2 28-30 7 40-42 10
Минимальные оценки прогнозных цен и потенциальных рентных платежей нефти и газа с учетом конкуренции на внутреннем рынке
Для расчета нижней границы перспективной цены и рентных платежей использована динамическая линейная оптимизационная модель развития энергетического комплекса страны [9, 13], рассматривающая условия
формирования энергетического баланса страны в разрезе трех макрорегионов с учетом дифференциации топливных баз и их расположения по отношению к основным потребителям энергоресурсов. Поскольку в модели экспортные потоки заданы как экзогенные переменные, то усредненные цены энергоресурсов в макрорегионах отражают ситуацию только на внутреннем рынке страны. В этом подходе учет экспортных потоков носит ограниченный характер - через дополнительные затраты на добычу и транспорт газа внутри страны. Это занижает оценку в связи с отсутствием давления мирового рынка на внутренние цены.
Анализ перспективных значений внутренних цен при использовании этого подхода основан на выборе наиболее эффективных способов удовлетворения спроса на полезную энергию в рассматриваемой перспективе с помощью различных технологий, работающих на базе первичных и преобразованных энергоресурсов. Принято допущение, что располагаемые природные ресурсы первичных видов топлива и энергии и экономические показатели их добычи и транспортировки заданы дифференцированно с учетом условий их залегания и размещения. Возможное внесение в модель ряда дополнительных ограничений (например, по выбросам СО2, по использованию ядерной энергии, интенсификации электрификации экономики и быта как социально значимого фактора для повышения производительности труда, сокращения затрат и улучшения условий проживания населения и т. п.) способно оказывать влияние на объем и структуру потребления энергоресурсов и соответственно на перспективные цены и рентные платежи. Расчеты нижней границы цены проведены с использованием аппарата двойственных оценок задачи линейного программирования.
Как известно, двойственные оценки в балансовых уравнениях с определенным допущением можно интерпретировать как оптимальные цены ресурса в регионе. Это позволяет оценить ренту, которая в общем случае рассчитывается как разность между единой (рыночной) ценой ресурса в регионе и конкретными затратами на ввод ресурса на рынок региона. При этом несмотря на сильную агрегированность продуктов и технологий, жесткие ограничения, линейные зависимости и другие факторы модели линейного программирования остаются удобными и практически единственно приемлемыми параметрами для расчета равновесных цен внутреннего рынка в перспективном периоде. Получаемые в таких моделях оценки могут использоваться в перспективных макроэкономических расчетах для разработки социальных и инвестиционных программ. Допустимость и целесообразность такого подхода в условиях рыночного хозяйствования при активной роли государства подчеркивается в работе [14].
Между тем расчетные перспективные оценки, получаемые на основе линейных моделей, не лишены определенных недостатков, которые при необходимости следует корректировать с помощью экспертных оценок. Важные критические замечания по этому поводу приведены в работе [15]. Они в основном сводятся к тому, что достоверные результаты можно получить только при достаточно надежных исходных данных. Всецело соглашаясь с этим тезисом, отметим, однако, что совершенствование информационной базы должно происходить параллельно с углублением и детализацией применяемых моделей.
Так как месторождения в силу природных особенностей характеризуются различными технико-экономическими показателями, цена энергоресурса в конкретном регионе определяется затратами на поставку наиболее дорогого из имеющих спрос на рынке топлива (из собственной добычи или завоза из соседних регионов), т. е. так называемыми замыкающими затратами. Следовательно, потенциальная рента, приходящаяся на единицу топлива из определенного источника, представляет собой разницу между замыкающими затратами и затратами этого источника на поставку топлива в регион. В общем случае рента ресурса рассчитывается как интеграл от нуля до величины потребности в нем в конкретном регионе по разности между ценой (замыкающими затратами) и затратами на добычу и поставку топлива в регион.
В качестве примера расчета оптимальных цен нефти и газа на внутреннем рынке рассмотрим ситуацию для 2025 г. Цены на нефть и природный газ в рассматриваемых регионах, как показано на рис. 2-3, определяются замыкающими затратами. Для нефти в европейской части страны в 2025 г. «замыкающая» цена - это цена нефти, поступающей из месторождений категории III Прикаспийского района (рис. 2).
Затраты на добычу нефти на этом месторождении равны 178 долл./т. Такую же оценку имеют поставки нефти из соседнего региона Урала и Западной Сибири. Следует отметить, что завоз нефти из соседнего региона в данном случае нельзя рассматривать как замыкающий баланс региона, так как возможности добычи нефти в регионе Урала и Западной Сибири в 2025 г. близки к предельным и объемы поставок в соседние регионы становятся ограниченными. Это означает, что такие поставки должны оцениваться по замыкающим затратам в регионах-импортерах. Следовательно, цена нефти в регионе Урала и Западной Сибири становится равной ее цене в европейской части (178 долл./т) за минусом затрат на транспортировку нефти из Западной Сибири (22 долл./т), т. е. 156 долл./т. В этом случае в регионе Урала и Западной Сибири возникает межрегиональная рента, равная разности между сбалансированной ценой нефти и затратами на замыкающем месторождении (категория III).
В регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока в 2025 г. ожидается, что потребности в нефти будут полностью удовлетворяться за счет внутрирегиональных источников без завоза ее из других регионов или импорта из-за рубежа. Замыкающими в данном случае будут затраты на нефть категории II прочих месторождений, а сбалансированная цена в регионе составит 146 долл./т. Отметим, что к 2025 г. по условиям баланса нефти в регионе потребуется производство синтетической нефти из угля. Хотя стоимость синтетической нефти будет составлять около 138 долл./т, но на этом этапе она не сможет выступать как полноценный замыкающий объект по нефти. Поэтому в 2025 г. замыкание баланса нефти в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока будет пока осуществляться более дорогой природной нефтью из месторождений категории II прочих месторождений.
Расчет цен природного газа в 2025 г. (рис. 3) аналогичен расчетам цен нефти. В европейской части России цена газа определяется по замыкающим затратам добычи газа в регионе на месторождениях категории III прочих месторождений, которые составляют 80 долл./1000 куб. м. Поставки газа из региона Урала и Западной Сибири к 2025 г. ограничатся возможными объемами добычи в этом регионе. Поэтому стоимость поставок газа в европейскую часть получает оценку по цене газа. Соответственно цена в регионе Урала и Западной Сибири будет равной 80-16=64 долл./1000 куб. м, т. е. цене газа в регионе европейской части за минусом затрат на транспорт газа из региона Урала и Западной Сибири. Межрегиональная рента у
замыкающего производителя в этом случае практически составляет 50% предельных затрат на добычу газа в регионе.
Долл./т н.э.
200 180 160 140 120 -100 80 60 40 20 0
Европейская часть
Цена в 2005 г.
А
6 7
5
1 2
Млн. т н.э.
0
100 110
Затраты на добычу: 1 - категория I Прикаспий; 2 - категория I прочие;
3 - категория II Коми; 4 - категория II Прикаспий; 5 - категория II прочие; 6 - импорт из Урала и Западной Сибири; 7 - категория III Прикаспий
Долл./т н.э.
Урал и Западная Сибирь
Млн. т н. э.
Затраты на добычу: 1 - категория I; 2 - категория II; 3 - категория III
Долл./т н.э. Восточная Сибирь и Дальний Восток
Затраты на добычу: 1 - категория I прочие; 2 - категория I Сахалинское; 3 - производство синтетической нефти; 4 - категория II прочие
Рис. 2. Прогнозные цены и затраты на добычу нефти по регионам в 2025 г.
Долл ./тыс. куб. м
Европейская часть
90 80 70 60 50 40 30 -20
Цена в 2025 г.
А
3 ч 4 5 6
1 2
Млн. куб. м
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380
Затраты на добычу : 1 - I Прикаспий; 2 - II Прикаспий;
3 - I прочие; 4 - II прочие; 5 - III прочие; 6 - импорт из Урала и Западной Сибири
Долл ./тыс. куб. м
Урал и Западная Сибирь
Затраты на добычу: 1 - категория I; 2 - категория II; 3 - категория III прочие Долл./тыс. куб. м Восточная Сибирь и Дальний Восток
60 -| Цена в 2025 г.
55 -
50 -
45 - А
40 -
35 - 7
30 -
25 - 4 5 6
20 - 3
15 - 1 2
10 -
5
0
Млн. куб. м.
0
Затраты на добычу: 1 - категория I Иркутское; 2 - категория I Якутское;
3 - категория I Сахалинское; 4 - категория II Иркутское; 5 - категория II Якутское;
6 - категория I прочие; 7 - категория II Сахалинское
Рис. 3. Прогнозные цены и затраты на добычу природного газа по регионам в 2025 г.
Регион Восточной Сибири и Дальнего Востока в 2025 г. будет иметь избыточный баланс газовых ресурсов, что обеспечит удовлетворение за счет разработки собственных месторождений потребностей региона и прогнозируемого экспорта газа в восточном направлении. Замыкающими для этого региона являются затраты на добычу газа категории II Сахалинского месторождения, исходя из которых определяется цена на газ - 57 долл./1000 куб. м.
На рис. 2-3 показана рента, которая численно равна площади фигуры (А), заключенной между ценой на топливо в регионе (пунктирная линия) и затратами на его добычу у соответствующих поставщиков (прямые линии).
Выполнив подобный анализ для каждого региона и каждого вида топлива, можно определить общую величину потенциальной ренты и ее структуру, а также проследить динамику изменений данной экономической категории. Заметим, что помимо конкуренции между месторождениями за обеспечение потребности в данном виде топлива существует конкуренция между отдельными топливами, формирующими энергетический баланс на рассматриваемой территории. Эта конкуренция обусловлена возможностью взаимозаменяемости энергоресурсов в рамках новых мощностей у отдельных категорий потребителей, которая осуществляется с различной эффективностью в технологических установках преобразования и конечного использования энергии.
Для рассмотренных условий спроса на энергоресурсы, располагаемых запасов, экономики их извлечения и транспорта получен прогноз минимальных цен нефти и природного газа на внутреннем рынке России. В табл. 2 приведены
ориентировочные значения этих цен по основным макрорегионам.
Таблица 2
Прогнозные минимальные цены на нефть и газ (по оптимизационной модели)
Энергоресурс 2005 г. 2015 г. 2025 г.
Нефть, долл./т
Европейская часть 120 150-155 175-180
Урал и Западная Сибирь 90 130-135 155-160
Восточная Сибирь и Дальний Восток 135 145-150 145-150
Средневзвешенная цена нефти 107 145-150 165-170
Природный газ, долл./1000 куб. м
Европейская часть 44 55-60 80-85
Урал и Западная Сибирь 28 40-45 60-65
Восточная Сибирь и Дальний Восток 58 45-50 55-60
Средневзвешенная цена газа 32 50-55 70-75
Как следует из данных, приведенных в табл. 2, прогнозные цены нефти и газа имеют тенденцию к росту. При этом разрыв между ценами нефти и газа будет возрастать из-за существенного изменения структуры их потребления. Если в начале периода соотношение цен определяется взаимозаменяемостью газа и мазута на тепловых электростанциях, то к концу периода эти энергоресурсы занимают практически непересекающиеся ниши потребления. Для газа замыкающим потребителем в регионах остаются тепловые электростанции, а нефтепродукты в
преобладающем объеме используются в качестве моторного топлива для транспорта и сельского хозяйства, где они остаются практически незаменимыми или начинают конкурировать с нетрадиционными технологиями - водородом или электроэнергией.
Ожидается, что к 2015 г. цена нефти в стране увеличится на 30-35% и составит 145-150 долл./т, а к 2025 г. - 165-170 долл./т. В европейской части цена нефти на протяжении всего периода будет определяться ценами поставок нефти из региона Урала и Западной Сибири. При этом особенно существенный рост цен произойдет до 2015 г.: в этот период добыча нефти в стране приблизится к пиковым значениям и будет определяться условиями вовлечения в оборот дорогих ресурсов нефти. К 2025 г. заметное влияние на баланс нефти начнет оказывать синтетическая нефть, производство которой станет рентабельным по сравнению с дальнейшим расширением добычи более дорогих запасов природной нефти. В этих условиях цены в регионах станут определяться затратами на производство синтетической нефти из угля. Подобная ситуация будет наблюдаться и в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, хотя в нем синтетическая нефть может появиться раньше, так как стоимость угля для ее производства (прежде всего канско-ачинского угля открытой добычи) будет ниже, чем в соседнем регионе. Это и обусловливает снижение в 2025 г. цены нефти в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока на 15-20 долл./т по сравнению с регионом Урала и Западной Сибири.
Что касается цены природного газа, то к 2015 г. следует ожидать почти удвоения ее, а к концу периода - увеличения в 2,2-2,4 раза по сравнению с начальным моментом. В европейской части цена газа будет определяться затратами на поставки из региона Урала и Западной Сибири. Рост добычи газа в этом регионе будет неизбежно связан с увеличением затрат на его добычу из-за истощения дешевых месторождений и перехода к освоению удаленных и труднодоступных месторождений (п-ов Ямал, а в дальнейшем на шельфе арктических морей и на п-ове Гыдан). Однако к 2025 г. с учетом ожидаемого экспорта газа из России спрос на западносибирский газ приблизится к предельной величине его возможной добычи в регионе по условиям ресурсной обеспеченности.
В результате, цена газа будет заметно выше, чем затраты на его добычу. Это приведет к появлению дополнительной ренты, возникающей в связи с конкуренцией с другими, более дорогими природными энергоресурсами (уголь и ядерная энергия). Газ из замыкающего топлива, цена которого определяется затратами на замыкающих месторождениях, переходит в разряд дефицитных с неизбежным ростом его цены за счет появления не только природной, но и межтопливной и межрегиональной ренты.
Развитие добычи природного газа в регионе Восточной Сибири и Дальнего Востока, скорее всего, может привести к снижению его цены уже к 2015 г. В дальнейшем регион будет обеспечивать свои потребности в газе самостоятельно по цене, определяемой условиями добычи газа в регионе. Это позволит предположить, что к 2025 г. при опережающей подготовке запасов газа в этом регионе будут наиболее низкие цены газа по сравнению со всеми другими регионам страны.
В итоге прогнозные цены нефти и газа на внутреннем рынке России позволяют определить ожидаемые минимальные значения налоговых (рентных) платежей
нефтяного и газового секторов за счет внутреннего рынка. Для рассмотренного сценария они составляют (млрд. долл.)4:
1995-2005 гг. 2006-2015 гг. 2016-2025 гг.
Нефтяной сектор 110-120 230-240 170-190
Газовый сектор 60-62 140-150 270-290
Итого 170-182 370-390 440-480
Максимальные оценки прогнозных внутренних цен и потенциальных рентных платежей с учетом налоговой политики государства и ситуации на мировых рынках энергоресурсов
Верхняя граница цен определена по условиям комплексного моделирования финансовой, экономической и производственной деятельности нефтяного и газового секторов с учетом цен мирового рынка, которые рассматриваются как заданные. Суть подхода заключается в следующем. На основе данных о спросе на природный газ, оцененного раздельно для внутреннего и внешнего рынков, определяются величина добычи газа, требуемая для наполнения подземных газохранилищ, обеспечения собственных нужд, а также потери. По этим данным рассчитывается общая выручка газовой промышленности, исходя из прогнозируемых цен на внутреннем и внешнем рынках. Вычитанием из полученного результата прогнозных затрат на добычу и транспортировку газа получают прибыль отрасли до выплаты налогов. Зная (или задавая) величину налоговой нагрузки, можно получить оценку ожидаемой чистой прибыли, которая вместе с амортизационными отчислениями дает ориентировочную величину (с учетом или без намечаемых выплат дивидендов) инвестиционных ресурсов отрасли. Эти ресурсы сопоставляются с необходимыми капиталовложениями, исходя из рассчитываемого уровня их добычи, темпов выбытия существующих производственных мощностей, прогнозов удельных капиталовложений в добычу, газотранспортную систему и систему подземного хранения газа. При наличии задолженности величина инвестиционных ресурсов должна быть уменьшена на величину прогнозных ежегодных выплат по долгам. Аналогичный подход используется при оценке ожидаемых выплат дивидендов. В конечном счете определяется величина инвестиционных ресурсов, которые явятся движущей силой развития газовой отрасли в последующие годы. Эта величина сопоставляется с потребными капиталовложениями. При этом могут возникнуть три ситуации:
- обеспечивается равенство спроса и предложения инвестиционных ресурсов, т. е. ситуация носит сбалансированный характер;
- спрос на инвестиции превышает возможности, т. е. для обеспечения баланса необходимы специальные меры за счет корректировки экзогенных параметров: цен, издержек, налогов, выплат дивидендов, кредитов и т. п. Возможно, что при определенных условиях сбалансированности достичь не удастся, тогда придется сокращать внутреннее потребление и экспорт или увеличивать импорт газа;
- спрос на инвестиции оказывается ниже инвестиционных возможностей отрасли, что означает получение сверхприбыли, которая может быть изъята через налоги в пользу государства, выплачена акционерам в виде дополнительных дивидендов, направлена на досрочную оплату долгов, приобретение активов других компаний и т. п. Таким образом, этот подход позволяет исследовать влияние различных факторов государственной и корпоративной политики на
4 В расчетах принято, что в распоряжении компаний остается определенная часть сверхприбыли от реализации продукции на внутреннем рынке.
финансовые и экономические показатели развития топливодобывающей отрасли (впервые этот подход применен одним из авторов в работах [16, 17]).
Этот подход в отличие от первого более полно отражает влияние мирового рынка на внутренние цены энергоресурсов, однако он представляет в усеченном виде внутренний рынок. Таким образом, оба подхода дополняют друг друга.
Ниже в качестве иллюстрации рассмотрены результаты моделирования внутренних цен и потенциальных рентных платежей в нефтегазовом комплексе, полученные в рамках рассмотренного сценария, но при различном уровне цен нефти на мировом рынке. В реальных условиях круг рассматриваемых параметров и сценариев может быть расширен в соответствии с поставленными целями и задачами исследования.
Моделирование максимально допустимой внутренней цены выполнено с соблюдением тех же основных предпосылок, что и минимально допустимой. При этом предполагалось, что потенциальные рентные платежи в нефтегазовом комплексе, определяемые как доля налоговых платежей в суммарной выручке, остаются практически неизменными на протяжении всего периода прогнозирования при заданных ценах мирового рынка нефти и определенных в первом подходе трендов изменения себестоимости и удельных капиталовложений в добычу, транспорт и переработку ресурсов. Выполнение этого условия достигается за счет корректировки внутренней цены нефти и нефтепродуктов или газа.
Оценки максимально допустимых цен и рентных платежей в нефтяном комплексе (рис. 4). В соответствии с принятым сценарием развития российской экономики внутренний спрос на сырую нефть возрастет с 185 млн. т в 2000 г. примерно до 220-230 млн. т к 2025 г. По условиям вышепринятой ресурсной обеспеченности добыча нефти в рассматриваемом периоде может полностью насытить ожидаемый внутренний спрос и реализовывать стабильный, около 250 млн. т в год, экспорт сырой нефти. Ожидаемая добыча нефти к концу периода составит 460-470 млн. т. Однако условие неизменного уровня потенциальных рентных платежей (или налоговой нагрузки) при низких ценах нефти на мировом рынке (25 долл./барр.), а следовательно, и низких ценах на внутреннем рынке при прогнозируемом росте затрат на добычу и транспорт нефти и нефтепродуктов не позволят нефтяному комплексу аккумулировать достаточно финансовых средств, чтобы поддерживать баланс спроса и предложения, несмотря на то, что внутренние цены уже к 2015 г. должны достичь мирового уровня. Это, скорее всего, скажется на снижении экспорта сырой нефти до 120-130 млн. т к 2025 г., чтобы удержать потенциальные рентные платежи на постоянном уровне.
При высоких ценах на мировом рынке (35 долл./барр.) внутренние цены нефти достигнут мирового уровня только к концу периода, т. е. к 2025 г.
При сокращении разрыва в ценах нефтепродуктов на внешнем и внутреннем рынках будет возрастать доля поступлений от их реализации на внутреннем рынке. При низких ценах нефти суммарная выручка нефтяного сектора увеличится с 325 млрд. долл. в период 2000-2005 гг. до 560 млрд. долл. к 2015 г. и далее останется на этом уровне до конца периода. При этом следует ожидать значительного увеличения поступлений от внутреннего рынка, доля которого в суммарной выручке возрастает с 24% до почти 75%. При высоких ценах суммарная выручка увеличивается на протяжении всего периода, достигая в 2021-2025 гг. 815 млрд. долл., а доля внутреннего рынка - до 57%.
При принятых допущениях максимально возможная внутренняя цена сырой нефти при низких ценах на мировом рынке (около 25 долл./барр.) должна возрасти к 2010 г. до 145-150 долл./т и к 2015 г. выйти на мировой уровень (около
185 долл./т), оставаясь далее постоянной до конца периода. Если цены нефти на мировом рынке сохранятся на высоком уровне (35 долл./барр.), то допустимые значения внутренней цены при сохранении налоговой нагрузки на постоянном уровне могут быть соответственно: к 2010 г. - 155-160 долл./т, 2015 г. - около 200, к 2020 г. - около 215 и к концу периода - 230-235 долл./т. В этом случае цены внутреннего рынка вполне могут оказаться даже несколько ниже мировых в конце рассматриваемого периода (см. рис. 4, правая часть).
Прогнозируемые уровни добычи нефти потребуют инвестиций в размере 265-340 млрд. долл. в период 2000-2025 гг. (меньшая величина относится к сценарию с низкими мировыми ценами нефти).
Нефтяной сектор с при цене нефти
25 долл./барр.
Млн. т
35 долл./барр.
Год
-добыча нефти;-----внутреннее потребление; —^-экспорт нефти; —■—экспорт нефтепродуктов
%
60
*40
20
0
Год
2000 2005 2010 2015 2020 2025
%
60-
40-
20-
0_,
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Год
Налоговая нагрузка
Млрд. долл.
Млрд. долл. 1000 -|
800 -600 400 200 0
Период
□ выручка •
1 затр аты •
I и нв е сти ц и и •
Млн. т
Долл. /т
300 -
250
200
150
100
50 -
0
Долл./т
----1-----1-----1------1-----1 Год
2000 2005 2010 2015 2020 2025
—О— цена на мировом рынке;---------внутренняя цена; —♦—себестоимость добычи нефти
Год
Рис. 4. Прогноз финансово-экономического положения нефтяного сектора России в период до 2025 г. в зависимости от цены нефти на мировом рынке и при сохранении налоговой нагрузки на практически постоянном уровне
В рассмотренных прогнозах добычи нефти и ее стоимостных показателей размер потенциальной ренты (величины налоговой нагрузки) нарастает. Ожидаемые суммарные поступления с учетом ренты в рассматриваемых сценариях составляют:
- при низких ценах (25 долл./барр.): суммарно около 1 трлн. долл. за весь период (в том числе: 2000-2005 гг. - 130 млрд. долл., 2006-2010 гг. - 175, 2011-2015 гг. - 215, 2016-2020 гг. - 245 и 2021-2025 гг. - около 250 млрд. долл.);
- при высоких ценах (35 долл./барр.): всего более 1,6 трлн. долл. за весь период (в том числе: 2000-2005 гг. - 180 млрд. долл., 2006-2010 гг. - 295, 2011-2015 гг. -335, 2016-2020 гг. - 390 и 2021-2025 гг. - 440 млрд. долл.).
По мере сдерживания роста собственных издержек на добычу нефти резко увеличиваются эффективность комплекса и доходы государства. При высоких мировых ценах нефти поддержание после 2010 г. затрат на ее добычу на стабильном уровне позволит снизить внутреннюю цену сырой нефти и нефтепродуктов на треть для сохранения на том же уровне рентных платежей. Это сократит итоговые поступления с учетом налоговых платежей нефтяного комплекса всего на 6-7%, т. е. снижение внутренней цены нефти за счет сокращения издержек в нефтяном секторе будет способствовать значительному финансовому оздоровлению всей экономики от снижения цены нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке, в результате выпадающие доходы бюджета будут заранее перекрыты дополнительными поступлениями от других секторов экономики (см. например, [18]).
Оценки максимально допустимых цен и потенциальных рентных платежей в газовом комплексе (рис. 5). В рассматриваемый период (2000-2025 гг.) ограничения по природным запасам не должны проявиться, если будут приняты соответствующие меры по подготовке запасов газа. Однако на уровень добычи газа может оказывать сильное влияние финансовая политика государства и самой отрасли. По нашим расчетам, внутреннее потребление газа может повыситься с 400 млрд. куб. м в 2000 г. до 550-560 в 2025 г. Увеличение экспорта с 200 до 380-400 млрд. куб. м потребует роста добычи природного газа с 558 млрд. куб. м в 2000 г. до 670-680 в 2010 г. и 840-850 млрд. куб. м в 2025 г.
Низкие цены нефти на мировом рынке будут сдерживать рост экспортных цен газа, что заставит производителей газа увеличивать внутренние цены более высокими темпами. Однако темпы роста внутренней цены газа на российском рынке в отличие от цен сырой нефти имеют обратную зависимость от цены на мировом рынке. При низких
ценах нефти на мировом рынке темпы роста внутренней цены газа должны быть выше, чем при высоких ценах нефти и газа на мировом рынке. Только в этом случае удается обеспечить финансовую сбалансированность газового комплекса. Сохранение налоговой нагрузки на постоянном уровне в течение всего оставшегося после 2005 г. периода приведет к сокращению доходов газового сектора, так как ожидаемый рост затрат в отрасли может составить двукратную величину5. Даже выход цены внутреннего рынка на уровень мировых цен6 не позволит в дальнейшем наращивать добычу газа. Это отразится на экспорте газа: после 2020 г. придется или снижать его примерно на 20-25%, или сокращать налоговую нагрузку. В результате такой политики внутренняя цена газа к 2025 г. достигнет предельного (мирового) уровня (около 140 долл./1000 куб. м). В результате суммарная выручка от операций продажи газа на внутреннем и внешнем рынках возрастет со 145 млрд. долл. в период 2000-2005 гг. до 515 млрд. долл. в последнем периоде - 2021-2025 гг. Причем доля внутреннего рынка в суммарной выручке повысится с 32 до 65%.
Газовый сектор при цене нефти
Млрд. 2 ю и
1000 -
750 -
500
250
0
25 долл./барр.
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Год
35 долл./барр.
Млрд. куб. м
-добыча природного газа; —внутреннее потребление; —□— экспорт
Налоговая нагрузка
%
%
5 Напомним, что в этом подходе затраты на добычу и транспорт нефти и газа внутри страны приняты на основании расчетов первого подхода, где рассматриваются достаточно детально условия добычи и транспорта по отдельным месторождениям.
6 Авторами в расчетах принято отношение цены нефти (долл./т) и природного газа (долл./1000 куб. м) на уровне 1,3:1, что характерно для большинства мировых рынков энергоресурсов.
Млрд. долл.
о о
г.,
Млрд. долл. 700 1 600 -500 -400 -300 -200 -
100
Период
Период
гV
0
□ выручка ;
(затраты ;
Долл./1000 куб. м
Год
I инвестиции ; В
Долл./1000 куб. м
Год
Цена газа на внутреннем рынке
Рис. 5. Прогноз финансово-экономического положения газового сектора России в период до 2025 г. в зависимости от цены нефти на мировом рынке и при сохранении налоговой нагрузки на постоянном уровне При высоких ценах нефти поддержание налоговой нагрузки на постоянном уровне будет происходить с меньшей напряженностью. Суммарная выручка возрастает до 585 млрд. долл. в период 2021-2025 гг. Внутренние цены даже в конце периода окажутся на 20-25% ниже цен на зарубежных рынках газа (около 120 долл./1000 куб. м).
Суммарные налоговые поступления в обоих вариантах различаются мало, что объясняется выравниванием поступлений от продажи газа на отечественном рынке за счет более быстрого роста внутренних цен при низких ценах газа на мировом рынке и замедлением этого роста при высоких ценах. Ожидается, что за весь период прогнозирования налоговые поступления от газового сектора могут составить 885-920 млрд. долл.,
в том числе в период 2000-2005 гг. - около 75 млрд. долл.; 2006-2010 гг. - 135-140; 20112015 гг. - 180-185; 2016-2020 гг. - 230-235 и 2021-2025 гг. - 255-285 млрд. долл.
Сокращение издержек на добычу и транспорт газа после 2010 г., как и в нефтяном секторе, увеличивает рентабельность отрасли. Это позволяет при низких экспортных ценах уменьшить внутреннюю цену газа в конце периода до 120125 долл./1000 куб. м без сокращения бюджетных поступлений от газового сектора. При высоких ценах снижение внутренней цены будет более существенным - практически в 2 раза (до 100 долл./1000 куб. м к 2025 г.). Правда, в этом случае следует ожидать меньших налоговых поступлений в целом за период примерно на 10%. Но снижение внутренней цены газа в период до 2025 г. будет
благоприятно влиять на экономику страны, в результате налоговые поступления от других отраслей могут превысить ожидаемые потери от снижения внутренней цены газа.
Этот фактор еще раз подчеркивает важность активного участия государства в сокращении текущих и капитальных затрат в нефтегазовом комплексе как важного фактора повышения эффективности экономики.
* * *
Итак, предлагаемые подходы к прогнозированию развития нефтегазового сектора страны позволяют определить допустимые уровни цен нефти и газа на внутреннем рынке страны в рамках принятых сценарных допущений. Последние охватывают широкий круг экономических, финансовых, технологических и природных условий, обусловливающих спрос на энергоресурсы и возможности его удовлетворения в рассматриваемой перспективе. В части потенциальных рентных платежей решающую роль играет налоговая нагрузка. Результаты исследования позволяют отразить процесс адаптации государства и отрасли в условиях изменения цен на внешнем рынке, экономических показателей добычи и транспорта энергоресурсов, географии размещения топливных баз и центров потребления. Использование различных модельных подходов, основанных на идентичных исходных данных, позволяет надеяться на получение более обоснованных результатов.
Рис. 6(а) иллюстрирует результаты расчетов внутренних цен нефти в России в период до 2025 г.: минимальных и максимальных (при цене нефти на мировом рынке 25 и 35 долл./барр.), а также динамику изменения ожидаемых затрат на добычу нефти. Результаты показывают, что при низких ценах нефти на мировом рынке внутренние цены, быстро возрастая, достигнут мирового уровня уже к 2015 г. Далее они стабилизируются на этом уровне до конца периода, но, как было показано выше, это создает трудности финансирования развития нефтяного сектора, которые приведут к 2025 г. к неизбежному сокращению экспорта (или налоговой нагрузки). При высоких ценах на мировом рынке также следует ожидать заметного роста цен внутреннего рынка, но даже к концу периода максимальный уровень цен только приблизится к цене мирового рынка.
Аналогичная картина будет наблюдаться и в газовом секторе (рис. 6(б)) с той лишь разницей, что при низких ценах на мировом рынке нефти внутренние цены газа в России будут расти более высокими темпами, чем при высоких ценах. Внутренние цены газа достигают уровня экспортных цен только в сценарии с низкими мировыми ценами нефти к концу периода (2025 г.).
Долл./т
250 -|
200 -150 100
2000 2005 2010 2015 2020 2025
(а)
Год
Долл./1000 куб. м
160 -|
140 -120 100 80 -60 40 20 0
Год
2000 2005 2010 2015 2020 2025
(б)
Рис. 6. Максимальная и минимальная прогнозные цены нефти (а) и природного газа (б) на внутреннем рынке России:
0
минимум; максимум - 35 долл./барр.; 1 1 максимум - 25 долл./барр.; затраты на добычу
Предлагаемый подход позволяет также оценить эффективность финансовых отношений между государством и нефтегазовыми компаниями. Напомним, что представленные результаты относятся к ситуации, когда налоговая нагрузка сохраняется на постоянном уровне после 2005 г. Однако здесь вполне возможно рассматривать более гибкую налоговую политику государства, направленную на ослабление налоговой нагрузки. Это должно привести к сокращению уровня максимальной цены на внутреннем рынке. При этом естественно полагать, что налоговые (рентные) поступления от нефтегазового сектора сократятся. Однако более низкие цены энергоресурсов будут способствовать активизации других отраслей экономики, что в конечном счете позволит увеличить суммарные поступления в бюджет.
Заслуживает внимания вывод о замедлении темпов роста затрат на добычу нефти и газа. Зарубежный опыт последнего десятилетия свидетельствует о больших возможностях сокращения издержек на разведку и добычу нефти и газа. В этой ситуации вполне разумно предполагать участие государства в инициировании научно-исследовательских работ по снижению издержек путем вложения части (очень небольшой!) получаемых налоговых (рентных) платежей в эту область. Сокращение издержек может позволить в конечном итоге сохранить или даже преумножить налоговые поступления при меньших ценах на внутреннем рынке и более низкой налоговой нагрузке.
Литература
1. Hotelling, H., The Economics of Exhaustible Resources, Journal of Political Economy, April 1931, 39.
2. Hanson D.A., Exhaustible Resources; Second Best Pricing Policies for an Exhaustible Resource, Proceedings: American Economic Review, Feb. 1977, 67.
3. Stiglitz J., The Efficiency of Market Prices in Long-Run Allocations in the Oil Industry, in G. Bronnon, ed., Studies in Energy Tax Policy, Cambridge, Mass., 1975.
4. Волконский В.А., Кузовкин А.И., Мудрецов А.Ф., Прокопьев М.Г. Оценки природной ренты и ее роль в экономике России. М.: Институт экономических стратегий, 2003.
5. Меньшиков С. Структурные проблемы и решения в российской экономике. Инф. бюлл. ЭКААР Россия, вып. 8, 2003, ноябрь (http://rusrefnm.ru).
6. Беликов Д. Природная рента: за и против // Российская газета. 2003. 24 октября.
7. Николаев ИЛ., Калинин A^. Природная рента: цена вопроса (на примере нефтяной отрасли), аналитический доклад AКК ФБК. М., 2GG3, ноябрь.
S. Орлов В.П., Немерюк Ю.В. Рента в новой системе налогообложения //Минеральные ресурсы. 2GG1. № З.
9. Некрасов A.С., Синяк Ю.В. Развитие энергетического комплекса России в долгосрочной перспективе // Проблемы прогнозирования. 2GG4. № 4.
1G. Недра России, т. 1 «Полезные ископаемые»/Подред. Н.В. Межеловского, A.A. Смыслова. СПб.-М., 2GG1.
11. О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации. Государственный доклад Минприроды, Минэкономразвития и Минэнерго России. 2GG1. (www.mineral.ru/Chapters/Production/Issues/33/Issue_Files.html)
12. World Petroleum Assessment 2GGG, USGS, 2GG1. Assessment Results Summary — Russia.
13. Куликов A.П. Оценка влияния ресурсных ограничений на развитие ТЭК России до 2G23 г. (модельный подход). Сб. научных трудов. Гл. ред. AT. Коровкин, ИНПР.^Н. М.: М,4КС-.Пресс, 2GG3.
14. Меньшиков СМ. Aктyальность экономической модели ЛВ. Канторовича в наше время. Доклад на Международной конференции в память Л.В. Канторовича, СПб, 2GG4, январь (http://www.fastane.ru/smenshikov/Kantorovichhtm).
1З. Данилов-Данильян В.И. Природная рента и управление использованием природных ресурсов // Экономика и математические методы. 2GG4. Т. 4G. Вып. З.
1в. Синяк Ю.В. Нефть и газ на внешнем и внутреннем рынках: возможности и ограничения // Проблемы прогнозирования. 2GGG. № в.
17. Синяк Ю.В. Природный газ России в среднесрочной перспективе: возможности и ограничения // Проблемы прогнозирования. 2GG3. № 1.
15. Иконников В. В. Влияние тарифной и налоговой политики в отраслях топливно-энергетического комплекса на российскую экономику в рамках межотраслевой модели RIM. Дисс. на соискание ученой степени магистра, МФТИ (Гос. университет). М., 2GG2.
