CC BY
20
МОДЕЛИРОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕМ СЕКТОРЕ РОССИИ
В статье показана зависимость затрат в нефтедобывающем секторе России от мировой цены нефти. Предложен метод моделирования инвестиций в добычу нефти с использованием технико-экономических и макроэкономических показателей. Приведены примеры использования метода для формирования согласованных сценариев добычи нефти и инвестиций, а также для оценки факторов изменения капиталоемкости добычи нефти в России.
Динамика затрат в нефтегазовом секторе России уже исследовалась в наших работах (см., напр., [1]). Основной вывод заключался в констатации высокой корреляции затрат и мировой цены нефти, которая прослеживалась не только в российской, но и в мировой практике в целом. В данной статье приводится более подробный анализ природы выявленной зависимости в российском нефтедобывающем секторе отдельно для операционных (себестоимости добычи) и капитальных (инвестиций в добычу) затрат.
Анализ операционных затрат в нефтедобывающем секторе России. Динамика и структура себестоимости добычи нефти в России в 2007-2017 гг. приведены на рис. 1. За этот период себестоимость возросла почти в 2,7 раза с 4,6 до 12,3 тыс. руб./т в текущих ценах. В структуре себестоимости выделяются следующие составляющие: сырье, материалы, топливо, энергия (снижение доли с 7 до 4% за 2007-2017 гг.); оплата труда и страховые взносы (снижение доли с 6 до 5%); амортизационные отчисления (рост доли с 8 до 15%); услуги сторонних организаций (снижение доли с 15 до 14% - это расходы, связанные с транспортировкой грузов, ремонтами и пр.); прочие производственные затраты (снижение доли с 13 до 7%); и налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ, рост доли с 50 до 54%).
Обращает на себя внимание сходная динамика себестоимости добычи и цены реализации нефти. Безусловно, примерно половина всей себестоимости приходится на НДПИ, который в своей формуле имеет цену Urals и поэтому напрямую зависит от ее динамики. Но даже если рассматривать себестоимость за исключением НДПИ, корреляция с ценой нефти сохраняется.
В рамках классической экономической теории это не выглядит странным -можно было бы сделать вывод, что производители добавляют к себестоимости некоторую норму прибыли и таким образом формируют отпускную цену. Однако на практике дело обстоит иначе.
Специфика российского нефтяного сектора (как и ряда других сырьевых производств) заключается в том, что отпускные цены производителей устанавливаются по принципу нетбэк, или критерию равной доходности с поставками на экспорт. Такой подход соответствует Принципам экономического анализа практик ценообразования на предмет их соответствия Закону о защите конкуренции ФАС России [2]. Цена-нетбэк определяется как цена реализации нефти на внешнем рынке за вычетом логистических издержек (в стране и за ее пределами) и экспортной пошлины.
На рис. 1 можно видеть сопоставление фактических отпускных цен производителей на нефть и расчетного уровня нетбэк. Они очень похожи в своей динамике, причем, согласно укрупненным оценкам, внутренний рынок все же получает небольшую льготу. Это указывает на релевантность принципа нетбэк на российском рынке.
Тыс. руб./т
Рис. 1. Динамика и структура средней себестоимости добычи нефти в России
в сравнении с ценой реализации: ■ сырье, материалы, топливо, энергия; И оплата труда, страховые взносы;
И амортизационные отчисления; ЕЗЗ услуги сторонних организаций: □ прочие производственные затраты; □ НДПИ;-средняя цена реализации;
---- средняя расчетная цена-нетбэк
Источник: расчеты автора на основе данных Росстата, ФНС России, Единого портала бюджетной системы Российской Федерации «Электронный бюджет», отчетности ПАО «Транснефть».
Производители действительно придерживаются данных ориентиров и устанавливают свои рыночные цены таким образом, чтобы не нарушались правила расчета экономически обоснованных цен для экспортно-ориентированных хозяйствующих субъектов, и не было причин для антимонопольного разбирательства.
В таком случае можно умозаключить, что именно себестоимость «подстраивается» под уровень отпускных цен. Это достаточно сильное утверждение, основанное на эмпирическом анализе. Его нельзя обосновать, опираясь только на общую экономическую теорию. Но здесь хорошо применимы поведенческие подходы для описания логики происходящих процессов.
Планирование расходов на основе имеющихся доходов - естественное поведение как для основной массы людей, так и компаний. Имеющиеся или прогнозируемые финансовые ресурсы являются важным ориентиром при планировании расходов в рамках бюджетного процесса. Не секрет, что динамика заработной платы обычно тесно связана с текущим состоянием компаний. Закупочная деятельность и обсуждение цен с поставщиками также ведутся с учетом имеющихся лимитов. Поскольку сохранить важного клиента в интересах самих подрядчиков, они практикуют лояльную ценовую политику, подстраиваясь под конъюнктуру рынка.
Другим значимым фактором, на который следует обращать внимание, является способность адаптации экономики российской нефтедобычи к внешним условиям. Это становится очевидным, если рассматривать все показатели в долларовом выражении (рис. 2). Себестоимость добычи нефти в России (как с учетом НДПИ, так и без него) имеет ту же динамику, что и цена нефти Urals на внешних рынках"'.
1 Рублевые значения переведены в доллары по официальному курсу.
Долл./барр.
Долл./барр.
50
40 -
30
100
- 80
60
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Год
Рис. 2. Себестоимость добычи и цена российской нефти в долларовом выражении:
-----себестоимость добычи; -♦- себестоимость добычи без НДПИ;
-цена нефти Urals (правая шкала)
Источник: расчеты автора на основе данных Росстата, ФНС России
60 -
20 -
- 40
20
0
0
Причина данного феномена очень проста - это курс доллара по отношению к рублю. Традиционно он находился в противофазе с ценой нефти. Когда нефть дорожала, рубль укреплялся; когда цена падала, это сглаживалось девальвацией рубля. Такая взаимосвязь позволяла сгладить колебания внешней конъюнктуры для российской экономики, нормализовать состояние торгового баланса страны и стабилизировать доходы бюджета от нефтяных налогов. Кроме того, это предотвращало также и резкие колебания внутренних цен на товары, которые в существенной степени опираются на внешнюю конъюнктуру (например, моторные топлива, металлы, химическую продукцию). В случае нефтедобычи, например, ослабление рубля при падении цен на нефть позволяет производителям снизить долларовые затраты и адаптироваться к неблагоприятным для них ценовым условиям.
Понятно, что при моделировании себестоимости привязывать ее целиком к цене нефти нерационально, так как формула НДПИ является многофакторной, она часто модифицируется и, самое главное, управление размером НДПИ находится в руках государства. В этом смысле моделирование НДПИ является отдельной задачей. В то же время оставшаяся часть себестоимости (за исключением НДПИ) находится в сфере ответственности нефтяных компаний, соответственно это более однородный параметр.
Регрессионный анализ на данных 2007-2017 гг. выявляет следующую зависимость себестоимости добычи без НДПИ (C, долл./барр.) от цены нефти Urals (P, долл./барр.):
C = 6,0 + 0,106 P. (1)
2 (5,1) (7,4)
При этом R = 0,86; F-статистика = 54,63; i-статистика приведена в скобках под коэффициентами регрессии.
Насколько допустимо использовать выявленную эмпирическую зависимость для моделирования на прогнозном периоде? Это дискуссионный момент. С одной стороны, зависимость четко наблюдается на ретроспективном периоде и логически обоснована. С другой - она несет в себе неопределенность, связанную с курсом национальной валюты. И если в ретроспективном периоде поведение рубля отно-
сительно цены нефти было предсказуемым, то с середины 2017 г. в России действует жесткая редакция бюджетного правила, которое создает условия для ослабления рубля даже при дорожающей нефти [3]. Не известно, как долго будет применяться данный механизм, но за счет валютного фактора он способен ослабить корреляцию себестоимости добычи и цены нефти.
Между тем экспертная практика показывает, что прогнозные оценки себестоимости получают чаще всего путем простой ее индексации - обычно на величину индекса потребительских цен или цен производителей, которые в свою очередь берут, например, из актуальных сценарных параметров социально-экономического развития России, утвержденных Правительством РФ. Поэтому использование выявленных здесь зависимостей может как минимум обеспечить дополнительное качественное приращение в сфере моделирования затратных характеристик нефтедобычи.
Анализ инвестиций в нефтедобывающем секторе России. Зависимость затрат от цен на мировом рынке нефти наблюдается и в инвестиционной деятельности российского нефтедобывающего сектора. И речь идет не о том, что при падении цены у компаний снижаются стимулы и финансовые возможности инвестирования (этот тезис справедлив для мирового нефтяного сектора в целом). Имеется в виду, скорее, технико-экономическая сторона процесса.
На рис. 3 приведены динамика и структура инвестиций в добычу нефти в России. За 2007-2017 гг. они увеличились с 554 до 1537 млрд. руб., т. е. на 178% в текущих ценах и на 42% в постоянных ценах. Прирост добычи нефти за этот период составил только 11%, что указывает на опережающий рост ее капиталоемкости.
Млрд. руб.
Рис. 3. Динамика и структура инвестиций в добычу нефти в России:
0 строительство скважин; ЕЗ эксплуатационное бурение; Е1 прочие инвестиции;
-♦- суммарные инвестиции
Источник: Росстат.
Если суммарные инвестиции в 2007-2017 гг. увеличивались в среднем на 10,7% в год, то инвестиции в строительство скважин и эксплуатационное бурение - на 13,1%, а прочие инвестиции - только на 6%. При этом среднегодовой прирост цен производителей за этот период составил 7,5%, а прирост потребительских цен - 8,2%.
Ключевым структурным сдвигом стало наращивание суммарной доли затрат на строительство скважин и эксплуатационное бурение: за 2007-2017 гг. она повысилась с 60 до 75%. Именно этими направлениями капитальных вложений преимущественно определялся достигнутый рост добычи нефти в стране. В состав прочих
инвестиций включаются затраты на приобретение машин, оборудования, транспорта (основная составляющая - 69% прочих инвестиций в 2017 г.), на разведочное бурение, строительство жилищ и зданий. Суммарная доля этих категорий снизилась соответственно с 40 до 25% за рассматриваемый период.
Ежегодный ввод новых скважин увеличился на 57% за 2007-2017 гг. с 5,2 до 8,2 тыс. ед.; проходка в эксплуатационном бурении - вдвое: с 13,8 до 27,6 тыс. км (рис. 4).
Тыс. ед.
9 ,
8 -
7 -
6 -
5 -
4 -
3 __
Тыс. км
г 30
- 25
- 20
- 15
- 10
- 5
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Год
Рис. 4. Динамика ввода новых скважин (---) (левая шкала) и эксплуатационного
бурения (-------) (правая шкала) в российской нефтедобыче
Источник: ЦДУ ТЭК.
Однако опережающий (добычу) рост ввода новых скважин и эксплуатационного бурения был не единственной негативной характеристикой развития добычи нефти в России. Кроме этого происходило снижение параметров эффективности данных процессов (рис. 5).
Тыс. т Тыс. м
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Рис. 5. Динамика прироста добычи (---) (левая шкала) и проходки эксплуатационного
бурения (-----) (правая шкала) в расчете на одну новую скважину
Источник: оценки автора на основе данных ЦДУ ТЭК.
Так, прирост добычи с одной новой скважины снизился с 6,7 тыс. т в 2007 г. до 5,3 тыс. т в 2017 г.; проходка эксплуатационного бурения в расчете на одну новую скважину, напротив, увеличилась с 2,6 до 3,4 тыс. м. Сформировавшиеся тенденции изменения приведенных показателей означают, что для добычи каждой единицы нефти в России с каждым годом требуется все больше новых скважин и объемов бурения.
Между тем следует отметить, что в период 2014-2017 гг. указанные негативные тенденции прекратились, демонстрируя, скорее, стабилизацию. По нашему мнению, это связано с распространением практики горизонтального бурения в России.
По мере бурного развития сланцевой добычи в США технико-экономические параметры применяемых там технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) улучшались, делая эти методы более доступными. Конечно, горизонтальное бурение и ГРП не являются основой проектов традиционной добычи, но они позволяют повысить их эффективность и улучшить показатели извлечения нефти. Поэтому результат технологического скачка в США будет распространяться по всему миру и адаптироваться к применению на самых разнообразных нефтяных залежах.
Можно констатировать, что в России применение горизонтального бурения становится обычной практикой. За период 2007-2017 гг. доля горизонтального бурения в проходке эксплуатационного бурения увеличилась с 11 до 41%. Причем основной прирост наблюдался с 2013 г. Вероятно, именно этими тенденциями объясняется удержание параметров эффективности инвестиционного процесса в российской нефтедобыче даже на фоне постоянно ухудшающихся условий разработки нефтяных залежей (см. рис. 5).
Очевидно, что на отраслевом уровне сдерживающее влияние масштабного внедрения горизонтального бурения на негативные последствия ухудшения природных условий добычи ограничено. Пока потенциал наращивания доли горизонтальной проходки не исчерпан, но он постепенно будет сокращаться по мере приближения структуры бурения к оптимальным пропорциям с технологической и экономической точек зрения. Согласно имеющимся данным, доля горизонтального бурения в 2018 г. достигла уже 48%. Вопрос - к какому максимальному уровню она будет стремиться, вызывая при этом рост эффективности бурения в отрасли?
Теперь рассмотрим стоимостные характеристики нефтесервисных работ. Разделив инвестиции в эксплуатационное бурение на инвестиции в общую проходку, получим динамику удельных инвестиций на метр эксплуатационного бурения в России (рис. 6). Разделив инвестиции в строительство скважин на число новых скважин, а также проходку эксплуатационного бурения на одну скважину (это целесообразно в связи с тем, что длина скважин увеличивается), получим удельные инвестиции в строительство скважин на каждый метр (рис. 7)2
Найденная таким образом корреляция удельных инвестиций в сектор нефтедобычи с мировой ценой нефти (цена Urals полностью отражает конъюнктуру мирового рынка нефти). Эта корреляция определяется системой ценообразования на рынке нефтесервисных услуг, для которой цена нефти, очевидно, является ключевым индикатором. При этом в некоторых временных точках заметен годовой лаг, с которым показатели удельных инвестиций следуют за ценой нефти. Это объясняется спецификой отношений в отрасли. Дело в том, что нефтедобывающие компании обычно заключают договоры на выполнение работ с нефтесервисными компаниями сроком на один год, фиксируя цены под текущую конъюнктуру рынка.
2 Рублевые значения показателей переведены в доллары по официальному курсу.
Долл./м
700
600
500
400
300
200
100
0
Долл./барр.
г 120 100 80 - 60
- 40
- 20 0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Год
Рис. 6. Сравнительная динамика стоимости метра эксплуатационного бурения (---) (левая
шкала) в России и цены нефти Urals (-----) (правая шкала)
Источник: оценки автора на основе данных Росстата, ЦДУ ТЭК.
Рис. 7. Сравнительная динамика стоимости метра построенной скважины (----) (левая
шкала) и цены нефти Urals (------) (правая шкала)
Источник: оценки автора на основе данных Росстата, ЦДУ ТЭК.
В результате фактические цены на нефтесервисные услуги могут запаздывать по отношению к мировой цене нефти, которая подвержена сильным колебаниям и может существенно отклониться от значений, оговоренных в контракте. При большом числе договоров, заключаемых в течение каждого года, средние значения цен на нефтесервисные работы в определенной степени все же подстраиваются под конъюнктуру мирового рынка.
Регрессионный анализ данных 2007-2017 гг. воспроизводит следующую зависимость удельных инвестиций в эксплуатационное бурение (I(, долл./м) и удельных инвестиций в строительство скважин (12, долл./м скважины) от цены нефти Urals (P, долл./барр.):
11 = 55,5 + 4,98 P, (2)
t (1,2) (8,9)
12 = 265,5 + 3,41 P. (3) (4,4) (4,7)
Для уравнения (2) показатель Я2 = 0,9; /-статистика = 79,11. Для уравнения (3) показатель Я2 = 0,71; /-статистика = 21,76 (результаты хуже из-за того, что в период 2010-2014 гг. наблюдается годовой лаг, а в остальные годы - нет). Параметры ¿-статистики приведены в скобках под коэффициентами регрессии.
Моделирование инвестиций в нефтедобывающем секторе России. Полученные уравнения (2) и (3) можно применять для решения задач построения согласованных прогнозных сценариев инвестиций и добычи нефти в России.
Алгоритм оценки необходимых инвестиций для достижения целевых уровней добычи:
Т' = Р + Р + Р (4)
1 1 бур 1 скв пр' v v
Т Б ур = (Р') X Е' х N с кв X 4в , (5)
Т скв = 12 (Р') х Е' х N С кв х /Скв , (6)
' ^кв = (Бц - Бд)/Ас к в. (7)
где Т - инвестиции в добычу нефти в год '; ТБУР - инвестиции в эксплуатационное бурение в год '; /СКВ - инвестиции в строительство скважин в год '; Т'пр - прочие инвестиции в добычу нефти в год '; 1*(Р')- функция, описывающая зависимость удельных инвестиций в эксплуатационное бурение от цены нефти Р' в год '. Она введена формулой (2); 12'(Р') - функция, описывающая зависимость удельных инвестиций в строительство скважин на каждый метр от цены нефти Р ' в год '. Она введена формулой (3); Е' - обменный курс доллара по отношению к рублю в год '; NСКВ -число новых скважин в год '; /СКВ - проходка эксплуатационного бурения в расчете на одну новую скважину в год '; А'СКВ - прирост добычи нефти с одной новой скважины в год '; Б'ц - целевой уровень добычи нефти в год '; Б'д - добыча нефти на ранее введенных скважинах (кроме новых) в год '3.
При этом экзогенными параметрами являются Б' ц, Т ПР (которые можно индексировать с привязкой к ИПЦ), Р', Е', а также /'СКВ, А'СКВ (их перспективная динамика опирается на тренды, представленные на рис. 5).
Алгоритм оценки возможной добычи нефти при доступном объеме инвестиций (обратная задача):
Б' = Б д + А'с кв х N Скв , (8)
N С кв = (I' - ТПр )/((Т' (Р') + Т 2 (Р' ))* Е х /^ ). ' ' (9)
В этом случае экзогенными параметрами являются Т , Т ПР, Р , Е , / СКВ, А СКВ.
До сих пор практика моделирования инвестиций обычно сводилась к следующему. Ключевой характеристикой выступала удельная капиталоемкость добычи, т.е. объем инвестиций, необходимый для добычи единицы нефти. Чтобы исключить влияние таких факторов, как мировая цена нефти, курс национальной валюты, инфляция, удельная капиталоемкость выражается в постоянных ценах. Перспективная динамика удельной капиталоемкости обычно представлена возрастающим трендом, подразумевающим усложнение условий добычи и постепенное истощение дешевых запасов. Рост удельной капиталоемкости может задаваться экзогенно, или на основе построения кривой предложения нефти в стране по регионам/месторождениям - перспективные регионы/месторождения вводятся в эту кривую предложения с изначально более высокой удельной капиталоемкостью, чем у существующих. Соответственно по мере вовлечения в разработку более затратных залежей увеличивается капиталоемкость добычи. Чтобы получить оценку необходимого объема инвестиций, удельная капиталоемкость умножается на объем добычи нефти за определенный период (год, пять лет, десять лет).
3 Построение прогнозной динамики добычи нефти на существующем (переходящем) фонде скважин
является отдельной задачей, которая не рассматривается в данной статье.
Еще одним применяемым способом является метод аналогов на основе доступной сметной документации существующих проектов. Проблема такого подхода заключается в слабой проработке существующих тенденций. Вместо этого фиксируется и тиражируется частная проектная практика в конкретный временной период, что может существенно искажать общеотраслевые оценки.
Преимущество предлагаемого здесь подхода заключается в том, что он адекватно описывает логику инвестиционного процесса в нефтедобыче, при этом серьезно опираясь на технико-экономические показатели в отрасли, а также на макроэкономические индикаторы. Это дает принципиальное приращение качества моделирования взаимоувязанных показателей добычи нефти и инвестиций. Однако фактически это макроподход, который в настоящее время не учитывает специфику разных залежей, различающихся по региону расположения, развитости инфраструктуры, горно-геологическим условиям, компаниям-собственникам, т.е. сфера его использования ограничена и сводится к общеотраслевым оценкам.
Рассмотрим возможности прикладного применения подхода.
Во-первых, можно провести факторный анализ динамики капиталоемкости в секторе добычи нефти. Например, в 2007-2017 гг. инвестиции в строительство одной новой скважины увеличились с 38,6 до 87,2 млн. руб. в текущих ценах. Снижение цены нефти Urals с 69 до 53 долл./барр. привело к удешевлению новой скважины на 9,1 млн. руб. Ухудшение геолого-технических условий добычи привело к удорожанию скважины на 8,6 млн. руб. Основным же фактором роста капиталоемкости стала девальвация рубля (среднегодовой курс доллара возрос в 2007-2017 гг. с 25,6 до 58,5 руб.), которая обусловила увеличение стоимости скважины на 49,1 млн. руб.
Приведенный пример показывает, насколько упрощенным выглядит анализ динамики удельной капиталоемкости добычи нефти в России, если рассматривается только фактор ухудшения геолого-технических условий.
Во-вторых, мы можем строить взаимоувязанные сценарии развития добычи нефти в России и инвестиций в отрасли. В таблице представлены результаты реализации предложенного подхода.
Таблица
Взаимоувязанные прогнозные сценарии развития добычи нефти в России и динамики инвестиций в отрасли
Показатель 2010 г. 2015 г. 2017 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г.
Ключевые сценарные параметры
Цена нефти Urals, долл./барр. 79 51 53 70 75 80 85
Курс доллара, руб. 30,4 61,0 58,5 63,8 69,3 76,5 84,4
Прирост добычи с одной новой
скважины, тыс. т 6,6 5,3 5,3 5 4,7 4,4 4,1
Проходка бурения в расчете на одну
новую скважину, тыс. м 2,8 3,5 3,4 3,6 3,8 4,0 4,2
Добыча нефти, млн. т
Сценарий
стабилизации инвестиций 505 534 546 543 515 482 447
стабилизации добычи 505 534 546 555 555 555 555
роста добычи 505 534 546 560 574 587 600
Инвестиции, млрд. руб. (2017)
Сценарий
стабилизации инвестиций 1058 1593 1537 1540 1540 1540 1540
стабилизации добычи 1058 1593 1537 1697 1898 2056 2270
роста добычи 1058 1593 1537 1804 2063 2287 2579
Источник: оценки автора.
В числе основных экзогенных параметров - цена нефти Urals, курс доллара, а также показатели, характеризующие эффективность капитального строительства: прирост добычи с одной новой скважины и проходка бурения в расчете на одну новую скважину.
При сохранении реальных инвестиций на текущем уровне (порядка 1,5 трлн. руб. в ценах 2017 г.) добыча нефти в России будет снижаться вследствие роста ее капиталоемкости. К 2035 г. она снизится до 447 млн. т. Для того, чтобы удержать объем добычи на уровне 555 млн. т (целевой уровень, зафиксированный в проекте Энергетической стратегии России до 2035 года [4]) потребуется рост инвестиций в среднем на 2% в год. К 2035 г. они должны составить примерно 2,3 трлн. руб. в ценах 2017 г. Рост добычи потребует еще больших капиталовложений. Чтобы производство нефти в России к 2035 г. достигло 600 млн. т, инвестиции должны расти среднегодовым темпом, равным 3%, до величины порядка 2,6 трлн. руб. в ценах 2017 г.
Представленный подход применяется в ИНП РАН а) в отраслевых моделях прогнозирования ТЭК для моделирования связки физического и финансового балансов нефтяной отрасли и б) в блоке межотраслевых моделей для детализации сценариев развития нефтедобывающей отрасли.
* * *
Выводы. Затраты в нефтедобывающем секторе России, выраженные в долларах, существенно зависят от динамики мировой цены нефти. Главными причинами являются практика планирования расходов в нефтяном секторе, а также система ценообразования на нефтесервисные работы и услуги, увязанные с ценовой конъюнктурой мировых нефтяных рынков. Курс национальной валюты является инструментом, который транслирует долларовые затраты в их рублевый эквивалент. Таким образом, динамика рублевых затрат в российской нефтедобыче отражает в первую очередь не общие инфляционные процессы в экономике, а волатильность рублевого эквивалента цен мирового рынка нефти.
Методы моделирования инвестиций в российской нефтедобыче должны учитывать технико-экономические показатели, связанные с бурением и строительством скважин, а также валютные и ценовые индикаторы.
Ключевым фактором повышения капиталоемкости российской нефтедобычи в 2007-2017 гг. была девальвация рубля. Ухудшение геолого-технических условий было фактически скомпенсировано снижением мировой цены нефти.
Сохранение текущего объема инвестиций в долгосрочной перспективе приведет к падению добычи нефти в России. Для того, чтобы сохранить текущий уровень добычи, необходим ежегодный прирост инвестиций на 2% в постоянных ценах.
Литература
1. Синяк Ю.В., Колпаков А.Ю. Анализ динамики и структуры затрат в нефтегазовом комплексе России в период 2000-2011 гг. и прогноз до 2020 г. //Проблемы прогнозирования. 2014. № 5. С. 15-38.
2. ФАС России. Принципы экономического анализа практик ценообразования на предмет их соответствия Закону о защите конкуренции. 2014. [Электронный ресурс]. Режим доступа: URL: https://fas.gov.ru/documents/575617.
3. Широв А.А. Оттолкнуться от нефти //Нефтегазовая вертикаль. 2019. № 1-2. С. 45-50.
4. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года. Проект, редакция от 01.02.2017. [Электронныйресурс]. Режим доступа: URL: https://minenergo.gov.ru/node/1920.
