CC BY
47
Куликов
ПРОГНОЗЫ ЦЕН НА ВНУТРЕННЕМ РЫНКЕ И ВЕЛИЧИНЫ ПРИРОДНОЙ РЕНТЫ В ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ В ПЕРСПЕКТИВЕ ДО 2025 г. И ДАЛЕЕ
Энергетика играет системообразующую роль в российской экономике, поэтому особый смысл приобретает изучение государственного регулирования в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК). Всестороннее исследование возможностей государства в части регулирования энергетического хозяйства способно принести значительную пользу в деле развития экономического потенциала России.
В настоящей статье рассматриваются главным образом два показателя развития российского ТЭК: динамика цен на первичные энергоресурсы (ЭР) и величина природной ренты (ПР).
Цены на ЭР влияют, прежде всего, на их объем и территориальную структуру добычи, величину экспорта, уровень производства вторичных ЭР и экономическое состояние страны в целом. Вопрос о природной ренте был актуализирован в последнее время из-за значительной диспропорции в прибыльности сырьевых и остальных отраслей. При этом возникают некоторые проблемы с идентификацией понятия природной ренты - разные авторы предлагают свои интерпретации.
Проблемы, связанные с природной рентой, находятся пока только лишь в стадии теоретических разработок (см., например, [1-7]). В настоящее время в России еще не внедрен удобный и адекватный инструмент государственного регулирования под названием природная рента.
Социальноответственная реализация прав государства на полезные ископаемые, согласно последним разработкам [8], предполагает решение трех задач:
• совершенствование использования изымаемой ПР;
• содействие мерами государственного регулирования эффективному использованию оставляемой недропользователю части ПР, включая ее рациональное межотраслевое перераспределение;
• оптимизация доли изымаемой государством ПР.
Оценки, приведенные в данной статье, могут выступать ориентирами для перспективного развития российского ТЭК до 2025 г. и далее. Указанные оценки представляют собой взгляд на нераскрытые до конца резервы повышения эффективности и конкурентоспособности отечественной энергетики, а также обоснование для изменения политики государственного регулирования в нефтегазодобывающей отрасли в сторону более пристального внимания к объемам и структуре природной ренты.
Обзор теоретических подходов к изучению природной ренты. Практически все исследователи согласны, что ПР представляет собой форму регулярного дохода, который должен получать собственник ресурса с того, кто использует этот ресурс. Например, владелец земельного участка может получать доход от арендатора в виде арендной платы. В целом, природная рента представляет собой доход, таким образом получаемый в процессе природопользования.
Рента в природопользовании вообще делится на абсолютную, дифференциальную и монопольную [3, 6]. Абсолютная рента равна ренте на худших по своим свойствам используемых объектах. Она возникает в силу конкуренции данного природного ресурса с другими ресурсами. Дифференциальная рента обусловлена отличием характеристик данного природного объекта от характеристик того, который обладает наихудшими свойствами. Монопольная рента определяется монопольным положением собственника ресурсов, если оно имеет место.
В связи с этими обстоятельствами разные исследователи по разному трактуют переход от ренты вообще к природной ренте. Другими словами, если природная рента обусловлена природопользованием и является частью ренты вообще, то дискуссия возникает по вопросу: какие части полной ренты (абсолютную, дифференциальную, монопольную) относить к ПР?
Сделаем небольшое отступление для разъяснения этого тезиса. Что же является предметом обложения рентой, если считать ренту в некотором смысле аналогом налога1? Существующие подходы (в порядке популярности) можно разбить на 3 группы.
1. ПР определяется абсолютной и дифференциальной частями полной ренты.
2. ПР определяется монопольной, абсолютной и дифференциальной частями полной ренты.
3. ПР определяется дифференциальной частью полной ренты.
Таким образом, все авторы согласны с тем, что в ПР входит дифференциальная часть полной ренты. В тоже время, большая часть сторонников первого подхода включает в ПР и абсолютную ренту (см., напри-
1 Как будет указано ниже, вопрос об однозначном отнесении природной ренты к налоговым платежам является спорным (см. [7]). Существует мнение, что хотя ПР и имеет много общего с налогами и сборами, расчет и изъятие природной ренты предпочтительно осуществлять в рамках системы, которая станет отдельным инструментом государственного регулирования, не связанным непосредственно с налоговой системой.
мер, [1, 2, 9]), при этом она, как правило, играет ведущую роль2. Поскольку абсолютная рента по своей сути является платой за использование природных ресурсов, получается, что эти авторы не отделяют ее априори от указанных платежей.
Сторонники второго подхода предлагают включить в состав ПР также и монопольную ренту, которую можно (с небольшими оговорками) вычислить как разницу между мировыми и внутренними ценами на энергоресурсы (см., например, [3, 4]).
Исследователи, отстаивающие третий подход, толкуют ПР как разницу в хозяйственно-экономической деятельности предприятий, возникающую за счет лучших природных характеристик определенного ресурса, т.е. отождествляют ее с дифференциальной рентой. При таком исчислении абсолютная рента выводится за скобки ПР и функционирует в качестве фиксированных платежей за пользование месторождениями. Основополагающим в третьем подходе является то, что природная рента обусловливается не самим фактом использования ресурсов, а разностью в условиях их добычи [5, 10].
Проведенный анализ показал также несоответствие включения монопольной ренты во втором подходе принципу преобладания природного фактора образования ренты. Таким образом, данная точка зрения не представляется корректной для определения природной ренты.
Проиллюстрировать принципиальное расхождение двух других подходов можно следующим образом. Предположим гипотетически, что имеются месторождения с одинаковыми условиями добычи и характеристиками добываемого ресурса. Согласно третьему подходу, природная рента, которая определяется дифференциальной рентой, должна быть нулевой. В то же время, согласно первому подходу, ПР, включающая еще и плату за ресурсы, может быть ненулевой.
В случае, когда месторождения различаются по своим свойствам, согласно третьему подходу, ПР даже у предприятия, обладающего наилучшими по характеристикам добычи месторождениями, может быть равна нулю, если равна нулю его прибыль (см. [9]). Согласно первому подходу, в описанной ситуации предприятие имеет природную ренту (даже при нулевой прибыли), так как оно использует наилучшие по сравнению с конкурентами месторождения и при этом осуществляет неэффективные затраты. По аналогии с налогообложением, никто не освобождает предприятие от уплаты налога на имущество по той причине, что его прибыль равна нулю, и платить вроде бы нечем.
2 Это обусловлено главным образом тем обстоятельством, что в данном подходе используется «сверхприбыльная концепция природной ренты» (см. [5]), которая базируется на финансово-экономических показателях недропользователя, а не природных условий добычи из используемых им недр.
При всем уважении к разработчикам первого рода, ПР правильнее называть именно экономическое выражение разности условий добычи. В противном случае теряется одна из функций ПР - выравнивание условий хозяйствования субъектов добывающих отраслей. Таким образом, предмет исследования сторонников первого подхода логично назвать, как и в мировой практике, ресурсной рентой (resource rent). В современной зарубежной научной теории она рассматривается через призму Концепции устойчивого экономического развития. Например, в [11] предлагаются разнообразные трактовки ограничений Концепции устойчивого развития и их влияние на величину ресурсной ренты, которая может в зависимости от этого оценивается в диапазоне от 4 до 9 долл./барр.
Итак, в данной работе под ПР понимается дифференциальная часть полной ренты природопользования, как имеющая главным образом природный характер возникновения. Это часть неразработанной «сверхприбыли», подлежащая изъятию с налогами в государственный бюджет.
Меры государственного регулирования могут воздействовать как на абсолютную, так и на дифференциальную часть ренты. Как объяснялось ранее, абсолютная часть по своей сути ничем не отличается от фиксированных платежей за пользование ресурсами. Поэтому этот вопрос относится к сфере установления указанной платы в системе налогообложения и в данной статье имеет второстепенное значение.
В соответствии с принципами недропользования, рента или ее часть подлежит изъятию у предприятий. Большинство исследователей сходится во мнении, что часть природной ренты (5-10%) следует оставить в распоряжении компаний для стимулирования инвестиционных вложений в повышение экономической, производственной и экологической эффективности недропользования.
Изъятая природная рента подлежит распределению. Вопросы распределения данного финансового ресурса находятся в центре внимания многих исследователей. Информационные источники дают разные варианты использования природной ренты, которые определяются отраслевой или региональной принадлежностью авторов.
Нами с позиций третьего подхода рассматриваются вопросы оценки (без изъятия и дальнейшего распределения) величины годового объема природной ренты в отношении первичных ЭР (нефти, природного газа и угля), а также цен на ЭР и нефтепродукты (мазут и моторное топливо).
Использованный подход к прогнозированию природной ренты и цен на энергоресурсы. В основе анализа и прогнозирования ренты лежит ее определение как возможной дополнительной экономической нагрузки на отрасль. Другими словами, величина природной ренты для данного месторождения представляет собой сумму, изъятие которой не повлечет за собой значительного изменения объемов добычи из недр месторождения в структуре топливно-энергетического баланса.
Вследствие наличия природного фактора разные месторождения обладают разными удельными затратами на добычу и капиталовложениями в добычу топлива, цена на данный ЭР в данном регионе определяется затратами на добычу наиболее дорогого топлива из имеющихся, количество которого покрывает разрыв между спросом и предложением (так называемые «замыкающие затраты»). В качестве замыкающих могут быть затраты на вывоз ресурса за пределы региона (в другие регионы страны или экспорт за рубеж). Потребитель, приобретающий топливо в данном регионе, платит за него вне зависимости от того, из какого месторождения оно было добыто и какие при этом были понесены расходы, поэтому цена продажи любого добытого топлива в регионе будет определяться замыкающими затратами. Следовательно, рента на единицу топлива для определенного месторождения, которую можно изъять без ущерба для уровня добычи и производственных показателей предприятий, представляет собой разницу между замыкающими затратами и затратами добычи для этого месторождения. Графически это показано на рис. 1.
Затраты на добычу, долл./ед.
Объем добычи, ед.
Рис. 1. Условный пример расчета природной ренты
Допустим, есть четыре конкурирующих между собой ресурса (соответственно, месторождения), которые характеризуются следующими затратами и предельным уровнем добычи (табл. 1)
Расположив ресурсы месторождений по мере возрастания затрат на их добычу, получаем кривую предложения (рис. 1). Если потребность в топливе в данном регионе составляет 75 ед., цена на него составит 15 долл. (замыкающими выступают затраты на втором месторождении). ПР в этом случае составит 100 долл. Она рассчитывается как
20 ед. топлива первого месторождения, помноженные на разницу между замыкающими затратами (15 долл.) и затратами на добычу топлива из первого месторождения (10 долл.). Месторождения № 3 и № 4 окажутся неконкурентоспособными, вследствие чего на них не будет производиться добыча ресурса. В случае, если потребность в топливе в регионе вырастет до 85 ед., то в разработку потребуется вовлечь месторождение № 3. Тогда замыкающими затратами будут его затраты на добычу для указанного месторождения (20 долл.), а величина природной ренты составит 20 ед.(20-10) + 60ед.(20-15) = 500 долл.
Таблица 1
Затраты на добычу топлива в месторождениях и ее предельный уровень для условного примера расчета природной ренты
Показатель Месторождение
№1 №2 № 3 № 4
Затраты на добычу 1 ед., долл. 10 15 20 25
Предельный уровень добычи, ед. 20 60 20 20
Если потребность в топливе вырастет до 105 ед., то замыкающие затраты будут равны 25 долл., (месторождение №4), а величина ПР составит 1000 долл. Добычу на месторождении № 4 можно заменить на экспорт топлива в данный регион, если, допустим, цена на него в соседнем регионе составит 15 долл., а затраты на транспортировку между регионами - 10 долл. При этом ограничение уровня добычи эквивалентно ограничению на транспортные возможности (например, на пропускную способность трубопровода между регионами).
Таким образом, ПР в простейшем случае рассчитывается как интеграл от нуля до уровня потребности в топливе в регионе функции разности между ценой (замыкающими затратами) и затратами на добычу и поставку топлива в регион (более подробно см. в [6]).
Производя подобный анализ для каждого региона и каждого вида топлива, можно вычислить общую величину ПР и ее структуру, а также проследить динамику изменений данной величины. Следует отметить, что помимо конкуренции между месторождениями за обеспечение потребности в топливе данного региона, существует конкуренция между самими топливами. Она обусловлена взаимозаменяемостью первичных ЭР в части переработки, выработки электро- и теплоэнергии и конечного использования. Таким образом, с учетом соответствующих коэффициентов переработки и использования, можно для данного региона описать конкуренцию не только между месторождениями конкретного вида топлива, но и топлив вообще. Следовательно, замыкающими затратами для региональных топливных рынков могут быть затраты добычи одно-
го из месторождений в регионе, а при наличии ненулевых объемов перетока (экспорта-импорта) топлив между регионами - одного из всех возможных месторождений в стране.
Определив механизм возникновения и определения природной ренты, произведем анализ и прогноз ренты согласно описанному подходу. Оценку ренты осуществим с помощью оптимизационной модели ТЭК, разработанной в ИНП РАН. Модель описывает взаимосвязи основных элементов ТЭК в динамике их изменений и позволяет выбрать наилучшее решение по формированию структуры топливно-энергетического баланса по заданному критерию. Ниже приведено краткое описание модели3.
Система ТЭК была описана в виде математической модели линейного программирования (более 5000 уравнений и неравенств, 6400 переменных). Она является динамической и в текущей версии 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 осуществлялась путем разбиения территории России на три укрупненных региона: «А» - Европейская часть, «В» - Урал и Западная Сибирь, «С» - Восточная Сибирь и Дальний Восток. В части ЭР выделены пять основных подсистем: природный газ, нефть, уголь, электроэнергия и теплоэнергия. Первичные ЭР классифицированы по трем категориям, которые характеризуют экономику их извлечения - дешевые (категория I), средней стоимости (категория II) и дорогие (категория III). Построение модели по технологическим признакам включало в себя выделение следующих групп преобразования энергии: добыча первичных ЭР, переработка ЭР, (производство электро- и теплоэнергии) и конечное потребление энергоносителей. В качестве целевой функции принята недисконтированная сумма затрат по системе по всем периодам прогнозирования.
В работе [9] подвергается сомнению возможность моделирования и получения адекватных результатов с помощью задач линейного программирования и теории замыкающих затрат, а также утверждается, что налоговая система в своем сегодняшнем качестве в целом справляется с функцией расчета и изъятия ПР.
Однако, автор работы [9] придерживается, скорее, первого подхода к определению ПР (см. выше), поэтому большая часть его рассуждений по своей сути касаются не ПР, а определения платы за ресурсы. В частности, утверждается, что природная рента даже у предприятия, обладающего наилучшими по характеристикам добычи месторождениями, может быть равна нулю, если равна нулю прибыль этого предприятия. Однако, как отмечалось ранее, такой подход выводит из рассмотрения сам природный фактор.
3 Более подробно о ней см. работу [12].
Аргументы, выдвигаемые против использования результатов моделирования для оценки ПР, по своей сути не отличаются от возражений против экономического моделирования вообще. Представляется странным, что математические оптимизационные модели могут использоваться в различных экономических исследованиях [13, 14], за исключением оценки ПР.
В работе [15] убедительно показано, что применение таких моделей вполне оправдано и актуально, в частности, в таких исследовательских сферах, как расчет оптимального варианта рентных платежей в отдельных отраслях экономики.
Впрочем, автор [9] справедливо отмечает, что достоверные результаты можно получить при достаточно надежных исходных данных. Соглашаясь с этим тезисом, следует отметить, что совершенствование информационной базы должно идти параллельно с углублением и детализацией применяемых моделей. Таким образом, аргументы, приводимые в [9], не представляются достаточно весомыми, чтобы отказаться от подхода, применяемого в настоящем исследовании.
Неадекватность утверждения о том, что существующая налоговая система и так справляется с расчетом и изъятием ПР, показана в [10]. Неочевиден также тезис о том, что расчет и изъятие ПР следует вести исключительно в системе налогообложения. Если рассматривать передачу недр государством хозяйствующим субъектам в пользование как арендные отношения [7], то ПР является скорее доходом от сдачи государственного имущества в аренду, нежели налогом или сбором. Помимо этого, у налогообложения и изъятия природной ренты разные цели, лежащие в различных плоскостях. Налоговая система предназначена для регулирования хозяйственной деятельности всех хозяйствующих субъектов и использует в качестве исходной информации в основном бухгалтерские данные. Тогда как ПР должна быть направлена, прежде всего, на выравнивание условий добычи экономическими методами и использует данные характеристик ресурса и условий их добычи.
Автор настоящей работы не претендует на то, что полученные результаты являются математически выверенными величинами, которые можно практически использовать как достоверные оценки объема ПР в России. На самом деле, полученные цифры представляют собой оценку величины ПР и структуры ее распределения по месторождениям страны, на основе которой можно судить прежде всего о порядке денежного выражения ПР. В этой связи предлагаемый подход и результаты моделирования методологически не уступают большинству исследований, посвященных, допустим, налогообложению, вследствие чего он имеет право на жизнь. Отдельные недостатки, справедливо отмеченные в [9], -повод для дальнейшего совершенствования предлагаемого подхода путем решения выявленных проблем.
Отметим, что имеется принципиальная родственность применяемого подхода с «характеристической концепцией ПР», базирующейся на оценках природных условий разрабатываемых месторождений [5]. Разница между замыкающими и удельными затратами на добычу топлив, приводимыми в настоящей статье, может выступать аналогом вычисленной по характеристикам добычи удельной ПР для каждого месторождения.
В рамках применяемого подхода ПР можно разложить на три составляющие: внутрирегиональную, межрегиональную и межтоплив-ную4. Внутрирегиональная составляющая ПР в добыче данного топлива определяется различием между затратами на добычу и замыкающими затратами этого же топлива в этом же регионе. Межрегиональная составляющая обусловливается различием между замыкающими затратами на добычу ЭР в данном регионе и затратами на импорт этого же ЭР в данный регион из других регионов. Межтопливная составляющая определяется наличием конкуренции между различными топливами в разных процессах их использования, например, между сырой нефтью и синтетической нефтью, изготовляемой из угля. Ниже будут приведены иллюстрации возникновения таких составляющих в структуре ПР.
Результаты моделирования. Сценарные расчеты5 на модели ИНП РАН позволили получить результаты (табл. 2), которые отражают прогнозную динамику величины и структуры ПР нефтегазодобывающей отрасли России6.
Прогнозируемая добыча природного газа в 2025 г. оценивается в 885 млрд. м куб., что на 52% превосходит уровень базового 1995 г. После 2025 г. общий объем добычи колеблется около достигнутого уровня, но структура его претерпевает значительные изменения: доля региона В снижается до 53%, региона А - возрастает до 34%, региона С - до 13%. Это связано с ограниченностью запасов Западносибирского месторождения и их замещением природным газом из других месторождений. Наибольший прирост добычи до 2025 г. ожидается в регионах А и В -более 100 млрд. м куб. в каждом. В Восточной Сибири и Дальнем Востоке (регион С) ожидается меньший в абсолютном выражении, но серьезный по отношению к базовому году прорыв - на 50 млрд. м куб. (с начальных 3,2 млрд. м куб.), в основном за счет разработки Иркутского и (в меньшей степени) Якутского и Сахалинского месторождений. Общее увеличение добычи природного газа в России прогнозируется в преде-
4 В зависимости от конкретной ситуации, указанные составляющие могут быть по отдельности как нулевыми, так и ненулевыми.
5 Сценарий подразумевал высокие темпы роста ВВП (к 2010 г. — в 1,8-2,0 раза, к 2015 г. — в 2,3 раза, к 2025г. — в 4,2 раза по отношению к уровню 2000 г.); уменьшение численности населения России до примерно 139 млн. чел. к 2025 г.; нижнюю границу оценки запасов дешевой нефти; незначительный рост экспорта ЭР за рубеж.
6 Оценки запасов ЭР и удельных затрат на их добычу приведены в Приложениях 1 и 2 работы [12].
лах 13-15% за десятилетие (до 2025 г.). Западносибирское месторождение по сравнению с общей цифрой дает гораздо меньший прирост - менее 10% за десятилетие до 2025 г., а к 2055 г. уровень газодобычи в этом месторождении опускается ниже базового уровня, но в абсолютном выражении оно останется определяющим для всей газодобычи России.
Таблица 2
Прогнозная динамика добычи энергоресурсов в перспективе до 2055 г. (агрегировано по месторождениям)
Показатель 1995 г. 2005 г. 2015 г. 2025 г. 2035 г. 2045 г. 2055 г.
1. Всего добыча угля, млн. т н.э. 149,1 158 196 365 505 680 750
Регион А 27,4 28 35 55 70 85 85
1.1. Печорское месторождение 15,2 20 27 31 35 35 30
1.2. Прочие месторождения 12,2 8 8 24 35 50 55
Регион В 79,8 85 105 196 250 340 390
1.3. Кузнецкое месторождение 59,8 70 105 135 175 190 205
1.4. Прочие месторождения 20,0 15 0 61 75 150 185
Регион С 41,9 45 57 115 185 255 275
1.5. Канско-Ачинское месторождение 16,0 20 40 85 130 195 195
1.6. Прочие месторождения 25,9 25 17 30 55 60 80
2. Всего добыча природного газа, млрд. м3 581,3 671 781 885 920 881 802
Регион А 61,3 94 125 178 245 266 282
2.1. Прикаспийское месторождение 4,3 30 57 66 70 70 70
2.2. Прочие месторождения 57,0 63 68 112 175 196 212
Регион В 516,8 565 622 654 600 530 425
Регион С 3,2 12 33 53 75 85 95
2.4. Якутское месторождение 3,2 5 10 13 20 20 25
2.5. Сахалинское месторождение 0,0 3 5 11 15 25 25
2.6. Иркутское месторождение 0,0 2 16 23 30 30 30
2.7. Прочие месторождения 0,0 3 3 6 10 10 15
3. Всего добыча нефти, млн. т н.э. 306,5 419 460 382 225 125 80
Регион А 95,2 108 110 94 60 50 40
3.1. Прикаспийское месторождение 3,4 43 49 60 35 35 25
3.2. Месторождение Коми 12,7 28 44 30 25 15 15
3.3. Прочие месторождения 79,1 37 18 4 0 0 0
Регион В 209,3 294 314 257 135 55 0
Регион С 2,0 17 35 32 30 20 40
3.5. Сахалинское месторождение 1,1 3 5 6 5 5 15
3.6. Прочие месторождения 0,9 14 30 25 25 15 25
Добыча нефти сначала имеет резкий взлет - в 2015 г. уровень нефтедобычи составит полтора уровня 1995 г., который через 10 лет снижается до 382 млн. т н.э. После рассматриваемого периода ожидается резкое сокращение нефтедобычи - приблизительно в два раза за каждое десятилетие. С другой стороны, как показывают расчеты, недостаток натуральной нефти компенсируется производимой из угля синтетической, которое начинается в 2025 г. в регионе С (15 млн. т н. э.). Существенный прирост объемов такого производства прогнозируется именно в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, что логично объясняется скудно-
стью запасов природной нефти и достаточным количеством дешевого канско-ачинского угля. Объемы нефти, производимой из угля, как ожидается, в 2045 г. перекроют добычу природной, а в 2055 г. добыча достигнет уровня 190-200 млн. т н.э. В регионе В за период 1995-2025 гг. планируется увеличение добычи более чем на 100 млн. т н.э. по сравнению с базовым годом, при этом пик приходится на 2015 г. Это обусловливается постепенным истощением дешевых категорий ЭР. Аналогичная ситуация прогнозируется в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (регион С). В Европейской части (регион А) добыча нефти после небольшого всплеска в 2005-2015 гг. возвращается на уровень 1995 г. После 2035 г. добыча нефти в регионе В стремительно снижается практически до нуля, в регионах А и С нефтедобыча в 2055 г. уменьшается до 40 млн. т н.э. в каждом.
Вследствие возрастающей потребности в синтетической нефти в рассматриваемой перспективе, прогноз дает постоянное повышение добычи угля. К 2025 г. ожидается двукратное, а в 2055 г. - четырехкратное увеличение по сравнению с уровнем базового года. Однако к 2015 г. наблюдается только 30% прирост. При этом региональная структура добычи угля кардинально не изменится.
В целом по стране, определяющими в рассматриваемой перспективе по всем видам топлива являются месторождения региона В (Западная Сибирь и Урал).
В задачах линейного программирования, используемых в сфере экономических исследований, значимое место занимает анализ двойственной задачи7. В нашем случае, с учетом того, что в функционале содержатся удельные затраты на добычу топлива, двойственные оценки, соответствующие ограничениям на добычу топлив, представляют собой удельную величину экономической нагрузки на данное месторождение без ущерба для объема добычи, т.е. ПР на этом объекте недропользования.
Такая интерпретация подтверждается тем, что сумма удельных затрат и ПР для каждой категории каждого месторождения совпадает с двойственной оценкой балансовых уравнений в данном регионе, которая по сути является оптимальной ценой на ЭР. Решение обладает тем свойством, что оптимальная оценка совпадает, как и проиллюстрировано на рис. 1, с максимальной величиной затрат по добываемым категориям и импорту в зависимости от потребностей в ЭР.
Оценки цен на первичные ЭР, полученные по результатам моделирования, приведены в табл. 3. Цены на все топлива в рассматриваемой перспективе имеют тенденцию к росту. Цена угля к 2025 г. возрастает до 45-50 долл./т н.э., к 2055 г. - до 90-100 долл./т н.э. Прогнозная оценка цены на природный газ составит 70-75 долл./тыс. куб. м к 2025 г., а в 2055 г. достигнет 120-130 долл./тыс. куб. м. Динамика цены на нефть позволяет гово-
7 Более подробно о применении решений двойственных задач в подобных исследованиях см. [16, 17].
рить о следующих цифрах: 165-170 долл./т н.э. к 2025 г., 295-305 долл./т н.э. к 2055 г. Следует отметить, что цены на нефть после 2035 г. практически представляют собой цены на синтетическую нефть на основе угля.
Таблица 3
Прогнозная динамика цен на используемые энергоресурсы в регионах
2005 г.* 2015 г. 2025 г. 2035 г. 2045 г. 2055 г.
Уголь, долл./т н.э.:
Регион А 41 45-50 88-93 120-130 110-120 120-130
Регион В 25 18-23 40-45 35-45 50-60 85-95
Регион С 21 20-25 20-25 20-30 35-45 70-80
Средневзвешенная 29 25-30 45-50 50-60 60-70 90-100
Природный газ, долл./тыс. куб. м:
Регион А 44 55-60 78-83 105-115 90-100 130-140
Регион В 28 40-45 60-65 90-100 70-80 115-125
Регион С 58 45-50 55-60 60-70 60-70 80-90
Средневзвешенная 40 50-55 70-75 100-110 80-90 120-130
Нефть, долл./т н.э.:
Регион А 120 150-155 175-180 200-210 230-240 310-320
Регион В 90 130-135 155-160 175-185 210-220 290-300
Регион С 135 145-150 145-150 140-150 170-180 220-230
Средневзвешенная 118 145-150 165-170 185-195 215-225 295-305
* Экспертная оценка.
Цены на указанные первичные ЭР в 2005 г. соотносятся с ценой на уголь как 1 : 1, с ценой природного газа - как 1 : 1,4), с ценой на нефть - как 1 : 4. К 2025 г. это соотношение меняется на 1 : 1,6 : 3,6. К 2055 г. уголь увеличивается в цене двукратно, природный газ - на 70%, нефть - на 78%. Соотношение цен в этом случае: 1 : 1,3 : 3,2. Таким образом, в перспективе следует ожидать относительного удешевления нефти по сравнению с природным газом и углем.
На примере добычи нефти в регионе В рассмотрим динамику спроса и предложения по периодам прогнозирования.
Замыкающим топливом в 2005 и 2015 гг. является III категория Западносибирского месторождения, затраты на добычу которого (132 долл.) определяют цену на нефть в регионе В (импорта в данный регион нет). Вся ПР в эти периоды представляет собой внутрирегиональную составляющую.
В 2025 г. цена в регионе В (156 долл.) определяется уже через цену нефти в регионе А (178 долл.) минус затраты на транспортировку (22 долл.), поскольку в Европейской части в это время замыкающим источником будет выступать импорт из регионов Урала и Западной Сибири. Это пример возникновения межрегиональной ренты, и она составляет 156-132=24 долл./т н.э.
В 2035 г. ситуация немного сложнее (рис. 2). Оценка цены нефти, отталкиваясь от ее цены в регионе А, составит опять 156 долл. Однако, прогнозная цена в регионе В намного выше - 180 долл. Объяснить этот «изли-
шек» можно тем, что в 2035 г. в Урале и Западной Сибири прогнозируется производство синтетической нефти из угля. Оценка затрат на ее производство, исходя из затрат на добычу замыкающей категории углей в Урале и Западной Сибири (35 долл.), составит 170 долл. Однако, цена на уголь в регионе В в 2035 г. (39,6 долл.) выше, чем замыкающие затраты, что вызвано импортом данного ЭР из региона С. Рассчитанные по такой цене, затраты на производство синтетической нефти как раз составят 180 долл.
Долл./т н.э.
60
0 ^Млн. т н.э.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
200
40
20
40
20
Рис. 2. Составляющие природной ренты в нефтедобыче в регионе В в 2035 г.
Примечание. Затраты на добычу Западносибирского месторождения: 1 - категория I; 2 -категория III; 3 - производство синтетической нефти; 4 - внутрирегиональная составляющая ПР; 5 и 7 - межрегиональная составляющая ПР; 6 - межтопливная составляющая ПР.
Таким образом повышение цены со 132 до 156 долл. является межрегиональной составляющей, со 156 до 170 долл. обусловлено конкуренцией между натуральной нефтью и углем (возникновение межтоп-ливной составляющей), а повышение со 170 до 180 долл. вызвано различием региональных рынков, следовательно, его тоже следует отнести к межрегиональной составляющей.
В 2045-2055 гг. наблюдается аналогичная картина, меняются только ее параметры. Распределение ПР в нефтедобыче региона В по составляющим приведено в табл. 4.
Постепенно характер ПР изменяется с внутрирегионального на межрегиональный, в это же время определенную долю приобретает межтопливная составляющая. Подобная тенденция наблюдается в других регионах и топливах. Таким образом, становится возможным оценить ПР по отдельным категориям, далее по месторождениям и, наконец, по всему ТЭК (табл. 5).
Таблица 4
Природная рента и ее составляющие в нефтедобыче в регионе Урала и Западной Сибири, млн. долл. США в год
Показатель 2005 г. 2015 г. 2025 г. 2035 г. 2045 г. 2055 г.
ПР 8500 18500 14700 9300 5300 500
в ее составе:
внутрирегиональная 8500 18500 8500 2800 900 200
межрегиональная 0 0 6200 4600 2800 200
межтопливная 0 0 0 1900 1600 100
Таблица 5
Оценка прогнозной динамики величины природной ренты в топливодобывающих отраслях России в перспективе до 2055 г., млрд. долл. США в год
Показатель 2005 г. 2015 г. 2025 г. 2035 г. 2045 г. 2055 г.
ВСЕГО по топливам 23,16 46,3 64,0 82,5 90,5 115,0
1. Всего по углю 1,82 2,3 9,0 13,6 23,0 46,7
Регион А 0,40 0,7 2,9 5,5 5,8 6,3
1.1. Печорское месторождение 0,30 0,6 1,8 2,9 2,8 2,4
1.2. Прочие месторождения 0,10 0,1 1,1 2,6 3,0 3,9
Регион В 1,12 1,0 5,1 6,0 11,1 24,9
1.3. Кузнецкое месторождение 1,10 1,0 4,2 4,8 7,6 15,1
1.4. Прочие месторождения 0,02 0,0 0,9 1,2 3,5 9,8
Регион С 0,30 0,6 1,0 2,1 6,1 15,5
1.5. Канско-Ачинское месторождение 0,30 0,6 1,0 1,9 5,0 11,8
1.6. Прочие месторождения 0,00 0,0 0,0 0,2 1,1 3,7
2. Всего по природному газу 7,34 16,4 32,8 55,9 58,0 61,0
Регион А 1,80 2,8 5,9 13,6 17,4 19,9
2.1. Прикаспийское месторождение 0,80 2,1 3,8 6,1 6,2 6,6
2.2. Прочие месторождения 1,00 0,7 2,1 7,5 11,2 13,3
Регион В 5,20 13,3 25,8 40,3 38,5 37,5
Регион С 0,34 0,3 1,1 2,0 2,1 3,6
2.4. Якутское месторождение 0,10 0,1 0,3 0,5 0,5 0,9
2.5. Сахалинское месторождение 0,10 0,0 0,1 0,3 0,4 0,7
2.6. Иркутское месторождение 0,10 0,2 0,6 1,0 1,0 1,6
2.7. Прочие месторождения 0,04 0,0 0,1 0,2 0,2 0,4
3. Всего по нефти 14,00 27,6 22,2 13,0 9,5 7,3
Регион А 4,70 7,6 5,9 2,6 3,1 5,6
3.1. Прикаспийское месторождение 1,80 3,5 3,4 0,9 2,1 3,4
3.2. Месторождение Коми 2,00 3,1 2,2 1,7 1,0 2,2
3.3. Прочие месторождения 0,90 1,0 0,3 0,0 0,0 0,0
Регион В 8,50 18,5 14,7 9,3 5,3 0,5
Регион С 0,80 1,5 1,6 1,1 1,1 1,2
3.5. Сахалинское месторождение 0,10 0,2 0,3 0,3 0,6 1,2
3.6. Прочие месторождения 0,70 1,3 1,3 0,8 0,5 0,0
Общая сумма ПР во всех рассматриваемых периодах превышает 20 млрд. долл. в год (а в 2055 г. достигает 115 млрд. долл. в год). До
2035 г. ее прирост идет высокими темпами, но после 2045 г. несколько замедляется. Большая часть ПР в 2025 г. относится к добыче природного газа (51%) и нефти (35%). Постепенно значимую роль начинает играть уголь. В 2025 г. его доля составит 14%, а в 2055 г. - уже 41%. Доля нефти, наоборот, после 2015 г. имеет тенденцию к существенному снижению, что не в последнюю очередь объясняется уменьшением самой нефтедобычи.
В региональной структуре ПР превалирует регион В. Его доля до 2025 г. оценивается в 70%, а к 2055 г. снижается до 55%. Вклад региона С в общей структуре падает до 6% в 2025 г., а к концу рассматриваемого прогнозного периода он возвращается на уровень 2005 г. (около 20%). Соответственно, доля рентных поступлений из Европейской части оценивается на относительно стабильном уровне (23-28%).
Выводы по результатам моделирования.
1. Представленный в настоящей статье подход к Оценке ПР в ТЭК на базе анализа замыкающих затрат на добычу топлив в регионах с помощью оптимизационной модели энергетики ИНП РАН оказался вполне применимым.
2. Общая величина ПР по порядку цифр сопоставима с общими показателями федерального бюджета России 2005 г. Поэтому ее необходимо изымать (не обязательно целиком, но значительную часть) не только для наполнения бюджета, но также и для выравнивания условий добычи у недропользователей в целях развития здоровой конкуренции и повышения эффективности использования природных ресурсов. В этой связи государству следует обратить более пристальное внимание на ПР, причем не только как на потенциальный источник бюджетного дохода, а как на инструмент государственного регулирования в недропользовании. Соответственно, целесообразно рассмотреть вопрос об изменении экономической политики в этой сфере.
3. Наибольшую долю в региональной структуре ПР будет иметь, как прогнозируется, регион Урала и Западной Сибири как за счет больших запасов ЭР, так и относительной дешевизны их добычи.
4. Уже к 2025 г. следует ожидать появления производства синтетической нефти на базе дешевых канско-ачинских углей (регион С), поскольку ее стоимость становится ниже затрат на добычу по замыкающим месторождениям.
5. До 2025 г. ПР будет иметь преимущественно внутрирегиональный характер. Но после 2035 г. главную роль начнут играть межрегиональные, а затем - и межтопливные факторы. Это связано первоначально с расширением существующих объектов нефте- и газодобычи, а затем - с вовлечением в разработку более дорогих топлив, что вызовет конкуренцию между ними в технологических переделах. Например, через переход к производству синтетических нефти и моторного топлива, расширение использова-
ния ядерной энергии в электроэнергетике, через вовлечение водорода и электроэнергии в качестве энергоносителей на транспорте.
6. Соотношение прогнозных цен на первичные ЭР показывает, что в будущем следует ожидать относительного удешевления нефти (после 2025 г. - синтетической) по сравнению с природным газом и углем. Данные результаты целесообразно учитывать при планировании развития отечественного ТЭКа и других отраслей, тесно с ним связанных, а также при финансировании социально-экономических программ.
Литература и информационные источники
1. Топливно-энергетический комплекс Европейского Северо-Востока: методы исследования, эффективность, направления развития. Екатеринбург: УрО РАН, 2002.
2. Разовский Ю.В. Горная рента. М.: Экономика, 2000.
3. Оценки природной ренты и ее роль в экономике России /Под рук. Глазьева СЮ. М.: Институт экономических стратегий, 2003.
4. Маневич В.Е. Природная рента, валютный курс и платежный баланс // Бизнес и банки, 2004, № 5.
5. Куликов А.П. Подход к оценке природной ренты с точки зрения характеристик месторождения. Научные труды: Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН / Гл. ред. А.Г. Коровкин. М.: МАКС Пресс, 2004.
6. Голуб АА, Струкова Е.Б. Экономика природных ресурсов. М.: Аспект Пресс, 2001.
7. Тропко Л А., Кимельман С А., Мелехин Е.С. К вопросу перехода к рентным платежам в отраслях ТЭК // Уголь, ноябрь 2003.
8. Язев В.А. Государство и бизнес: Основы социально-экономического партнерства в ТЭК. М.: Наука, 2004.
9. Данилов-Данильян В. Природная рента и управление использованием природных ресурсов // Экономика и математические методы. Т. 40, вып. 3, 2004.
10. Субботин М. Рента природная — игра народная //Российская газета, 16 сентября 2003 г.
11. Santopietro G.D. Alternative methods for estimating resource rent and depletion cost: the case of Argentina's YPF // Resources Policy, Vol. 24, №1, 1998.
12. Куликов А.П. Оценка влияния ресурсных ограничений на развитие ТЭК России до 2025 г. (модельный подход). Сборник научных трудов: Ин-т народнохозяйственного прогнозирования РАН. М.: МАКС Пресс, 2003.
13. Бруэр К.Д., Бержевен Ж., МкКалох Б.Р. Подходы Правительства к политике налогообложения в горно-добывающей промышеленности //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, февраль 2002.
14. Modeling Greenhouse Gas Mitigation in India // ETSAP News, № 1, November 1996. www.ecn. nl/unit_bs/etsap/.
15. Меньшиков А.С. Актуальность экономической модели Л.В. Канторовича в наше время // Международная конференция в память Л. В. Канторовича. СПб, 2004.
16. Юдин Д.Б., Гольштейн Е.Г. Задачи и методы линейного программирования. М.: Советское радио, 1961.
17. Математический аппарат экономического моделирования / Под ред. Е.Г. Гольштейна. М.: Наука, 1983.
