CC BY
58
РОЛЬ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА В ФОРМИРОВАНИИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ДИНАМИКИ РОССИИ1
В статье с использованием методологии «затраты-выпуск» рассматриваются возможные механизмы использования потенциала топливно-энергетического комплекса в целях реализации структурно-технологической модернизации экономики России. Оценены позитивные эффекты при преобразовании режима работы ТЭК в интересах платежеспособного потребителя конкурентоспособной отечественной продукции в рамках процессов импортозамещения, а также источника относительно дешевых энергоносителей для отечественных производителей.
Роль топливно-энергетического комплекса в экономике России. На протяжении почти полувека топливно-энергетический комплекс (ТЭК) оставался драйвером, обеспечивавшим динамику и качество экономического роста в России. Основную роль в этом играет нефтегазовый сектор, который занимает значимые позиции на мировых рынках, генерирует приток валютных поступлений в страну и является важнейшим источником бюджетных поступлений.
Однако в настоящее время вокруг ТЭК сформировался целый комплекс проблем. Во-первых, существует значительная неопределенность в отношении перспектив развития мировой энергетики, особенно спроса и цен на энергоресурсы. Во-вторых, топливный комплекс, по-видимому, больше не может играть роль единственного «локомотива» экономики, обеспечивающего высокие темпы роста производства. В-третьих, государство продолжает рассматривать нефтегазовый сектор в качестве источника финансовых ресурсов для нивелирования дисбалансов в государственных финансах, а не инструмента развития экономики.
В настоящее время сложилась странная ситуация: в качестве одного из ключевых сюжетов социально-экономической политики декларируется ослабление роли нефтегазового сектора в экономике России. Вопрос развития энергосырьевого сегмента постепенно оказался на периферии большинства рассматриваемых концепций долгосрочного развития, а его влияние на экономическую динамику рассматривается в лучшем случае как нейтральное. Более корректным являлся бы подход, нацеленный на максимально эффективное использование конкурентных преимуществ энергетического сектора для решения проблем социально-экономического и технологического развития нашей страны.
В России сложилась противоречивая практика использования экономического потенциала отраслей ТЭК. С одной стороны, значительные налоговые поступления из энергетического сектора в бюджет создавали возможность оперативного демпфирования ограничений в финансировании государственной экономической политики. Приток валюты от нефтяного экспорта способствовал укреплению рубля и облегчал импорт ресурсов, необходимых для оперативного преодоления общих и структурных дефицитов, обусловленных фундаментальными воспроизводственными проблемами в развитии других отраслей российской экономики, решение которых требовало длительного времени. С другой - существенная часть финансовых ресурсов энергетического сектора образуется вследствие масштабного их перераспределения из других секторов российской экономики. Произошедший на внутреннем рынке в начале 1990-х годов значительный рост относительных цен на энергоносители (в первую очередь на нефтепродукты и уголь) в условиях переживаемого экономикой воспроизводственного кризиса обусловил существенное снижение рентабельности производст-
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (проект № 17-02-00397а «Новые проблемы и риски в глобальной энергетике и их отражение в прогнозах развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России»).
ва большинства других секторов российской экономики. Опережающий рост тарифов на газ и электроэнергию с конца 2000-х годов также отвлекал на себя существенную часть затрат экономики и не способствовал преодолению кризиса. Перераспределение добавочной стоимости из неэнергетических производств стало важным фактором их экономической деградации и снижения конкурентоспособности.
Таким образом, налоговые поступления и доходы от экспорта продукции ТЭК в существенной мере используются для компенсации негативных последствий кризисного состояния и низкой конкурентоспособности других отраслей российской экономики. Подобный режим компенсации не имеет позитивной долгосрочной перспективы и должен быть преобразован в целях осуществления политики структурно-технологической модернизации российской экономики.
При этом данный сценарий лежит в плоскости стратегических интересов и энергетического сектора. В настоящее время над наиболее конкурентоспособными компаниями ТЭК висит угроза либо явного административного, либо более «тонкого» экономического давления, направленного на мобилизацию оставшегося в них потенциала. Причем в последние годы частота подобных решений только возрастает. Структурно-технологическая модернизация неэнергетических секторов, кардинальное повышение их экономической и энергетической эффективности, следовательно и конкурентоспособности, позволит обеспечить разгрузку энергетического сектора от «непрофильных» для него общеэкономических функций. Можно согласиться с тем, что энергетический сюжет останется центральным звеном концепции структурно-технологической модернизации экономики России, однако роль ТЭК в этом процессе будет определяться выбором механизмов использования его экономического потенциала.
Таким образом, для получения целостной многофакторной картины качественные внутриотраслевые оценки происходящих в энергетике процессов необходимо дополнять расчетами эффектов, возникающих на уровне экономики. В ИНП РАН имеется многолетний опыт подобных оценок, и эта практика основана на использовании системы межотраслевых макроэкономических моделей, разработанной в институте на базе методологии «затраты-выпуск» [1-3].
Далее приведены примеры прогнозно-аналитических исследований актуальных вопросов развития российского ТЭК с акцентом на макроэкономические аспекты.
ТЭК как платежеспособный потребитель конкурентоспособной отечественной продукции в рамках процессов импортозамещения. Сегодняшний ТЭК рассматривается как совокупность крупных компаний, с которых государству удобно собирать налоги в бюджет для финансирования социально-экономической политики. Этот вариант использования экономического потенциала энергосырьевого сектора фактически реализовывался в советской, а затем и российской экономике. Он наглядно продемонстрировал ограничения экономического развития, связанные с механизмом финансирования экономического роста за счет выручки от экспорта углеводородов. Так, после 2005 г., когда мировые цены на углеводороды достигли исторических максимумов, доходы от экспорта фактически полностью использовались для финансирования импорта, что стало причиной торможения экономического роста с 2013 г. при достаточно высокой ценовой конъюнктуре на мировых рынках сырья. При этом положительный вклад чистого экспорта в экономическую динамику в натуральном выражении стал отрицательным.
В перспективе газовая и угольная отрасли обладают хорошими конкурентными позициями на внешних рынках, а также имеют достаточный запас прочности в виде финансовых ресурсов для обеспечения позитивной траектории своего развития.
ПАО «Газпром» преодолел очень тяжелый для себя период 2009-2014 гг. на европейском рынке, когда компания столкнулась с недовольством ее ценовой и контрактной политикой со стороны потребителей, а также с доминированием соображений энергобезопасности в ЕС, сводящейся к попыткам отказа от российского газа в пользу других альтернатив (другие поставщики, энергоэффективность, замещение газа в структуре энергопотребления). Введение в долгосрочные контракты элементов гибкости и индексации по спотовым газовым ценам, выход на спотовые европейские рынки с существенными объемами газа, в целом аккуратная постепенная интеграция в европейскую модель газового рынка позволили компании укрепить свои позиции и улучшить имидж в глазах контрагентов. После падения цен на мировых энергетических рынках оказалось, что российский газ имеет доступную конкурентоспособную цену, а Газпром может надежно и оперативно удовлетворить резко увеличившийся спрос в Европе по рыночным принципам и без навязывания собственных условий.
В ближайшие годы компания будет работать в условиях необходимости финансирования масштабной инвестиционной программы, нацеленной на реализацию экспортно-ориентированных газотранспортных систем. Между тем комбинация низкой долговой нагрузки, растущих цен на энергетических рынках и ослабления рубля обеспечит компании условия для генерирования стабильного денежного потока.
Угольный сектор России динамично наращивает экспорт, особенно в восточном направлении. Произошедшая в 2014 г. резкая девальвация рубля позволила нивелировать основную проблему российского угля - высокие внутренние логистические затраты. В результате за 2013-2017 гг. поставки на внешний рынок увеличились на 33% - с 139 до 185 млн. т, т.е. росли в среднем более чем на 10 млн. т в год. В перспективе потребление угля в Европе будет снижаться, а в Азии из-за сокращения спроса в Китае и Японии центр потребления будет постепенно смещаться из северо-восточной в южную ее часть - преимущественно в сторону Индии. Поэтому перспективы экспорта угля из России во многом будут определяться его конкурентоспособностью на рынке Азии с учетом неизбежности увеличения «транспортного плеча». Целевой сценарий в проекте Энергостратегии Российской Федерации на период до 2035 г. предполагает рост экспорта угля до ~250 млн. т к 2035 г. Наши оценки показывают высокую вероятность достижения таких уровней, но для реализации этого сценария России необходимо проводить гибкую ценовую политику на традиционных рынках, учитывая падение спроса, а также «сдерживание» транспортных затрат.
На прогнозном периоде основная неопределенность возникает из-за сложно предсказуемой ситуации с собственной добычей угля в Индии и Китае, что может существенно повлиять на весь мировой угольный баланс. Например, в 2016 г. Китай снизил внутреннее потребление угля на 25 млн. т и при этом резко сократил внутреннее производство на 140 млн. т. В результате этих действий импорт угля Китаем увеличился с 88 до 202 млн. т, что позволило увеличить и российские поставки. Если в перспективе собственная добыча угля в Китае будет падать опережающими темпами по сравнению с потреблением, а в Индии - не успевать за спросом, то экспорт российского угля может оказаться выше целевых уровней.
Таким образом, сегодня отсутствуют серьезные внутренние препятствия для того, чтобы газовая и угольная отрасли России продолжали реализовывать свой энергосырьевой потенциал, а внешние условия, напротив, способствуют этому.
В нефтяном секторе ситуация кардинальным образом отличается. Многолетняя практика увеличения изъятия государством доходов из отрасли формирует риски неустойчивости ее долгосрочного развития. После падения цен на мировых рынках углеводородов государство с целью решения текущих проблем бюджетной системы в 2016-2017 гг. бы-
ло вынуждено значительно повысить фискальную нагрузку на нефтяной сектор вплоть до того, что налоговые ставки изменялись несколько раз за год.
Единственной перспективой дальнейшего использования подобного подхода является достижение критических уровней изъятий текущих доходов отрасли, что приведет к сокращению инвестиций, замедлению показателей добычи и экспорта, и к еще большему обострению бюджетной ситуации в перспективе. Движение по этому порочному кругу ведет к риску возникновения воспроизводственного кризиса.
При этом в России очевиден объективный тренд ухудшения условий добычи нефти. За 2007-2017 гг. 11-процентный рост добычи потребовал наращивания инвестиций на 42% (в постоянных ценах), увеличения числа вводимых скважин - на 57%, объемов эксплуатационного бурения - в 2 раза, объемов горизонтального бурения - в 7 раз. Средний прирост добычи, получаемый с каждой новой скважины, снизился на 21%, а стоимость проходки эксплуатационного бурения в расчете на одну скважину возросла на 28%. Указанные факторы определяют неизбежный рост капиталоемкости добычи нефти в России. На рис. 1 (оценки ИНП РАН) приведены сценарии динамики добычи нефти в России и оценки инвестиций, необходимых для достижения таких объемов.
Млн. т
Млрд. руб. (2015 г.)
650 600 -550 500 -450 -400
300 4
г 3500
- 3000 2500
- 2000
- 1500 1000
- 500 0
2010
2015
2020
2025
2030
2035
Год
350 -
Рис. 1. Сценарии инвестиций (правая шкала) и динамики добычи нефти в России: Инвестиции: □ сценарий удержания инвестиций; ■ удержания добычи; □ роста добычи Добыча:---сценарий удержания инвестиций;-----удержания добычи; -♦- роста добычи
При сохранении реальных инвестиций на текущем уровне (1,5 трлн. руб. в ценах 2015 г.) добыча нефти в России будет снижаться вследствие роста ее капиталоемкости. К 2035 г. она снизится примерно до 450 млн. т, т.е. на 18% относительно итогов 2017 г. Чтобы удержать добычу на уровне 555 млн. т (целевой уровень, зафиксированный в проекте Энергостратегии Российской Федерации на период до 2035 года) потребуется рост инвестиций в среднем на 2% в год. К 2035 г. они должны будут составить 2,2 трлн. руб. (в ценах 2015 г.).
Рост добычи потребует еще больших капиталовложений. Чтобы производство нефти в России к 2035 г. достигло 600 млн. т, инвестиции должны расти среднегодовым темпом 3% до около 2,6 трлн. руб. (в ценах 2015 г.).
Поскольку мировой спрос на нефть еще, по крайней мере, несколько десятилетий будет не ниже текущих уровней [4], разумно ориентироваться на сценарии,
предполагающие рост добычи и экспорта нефти, т.е. на постоянное увеличение инвестиций в нефтедобывающий сектор.
Проблема заключается в том, что в российском сегменте нефтесервисных услуг преобладают западные компании. Доля импорта в инвестициях нефтедобывающего сектора до последнего времени составляла порядка 60%, а в части наклонно-направленного бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) зависимость от импортного оборудования достигала 85-90%. Таким образом, подавляющая часть остающегося в отрасли финансового ресурса не создавала для российской экономики позитивных эффектов.
На наш взгляд, перераспределение инвестиций нефтяного сектора в пользу российских товаров и услуг является целесообразным направлением. Нефтедобыча - платежеспособный потребитель, доходы которого должны рассматриваться не только как ресурс для реализации задач бюджетной системы, слабо ориентированных на развитие реального сектора, но и как источник естественного (через хозяйственно-инвестиционную деятельность) потока финансовых средств в российскую экономику, вносящего вклад в процесс ее структурно-технологической модернизации.
Проект импортозамещения в нефтесервисе имеет понятный гарантированный долгосрочный спрос. В условиях введенных санкций в отношении нефтяного сектора России и существования значительных рисков дополнительных ограничений данное направление становится стратегическим.
В настоящее время государством обозначена ключевая задача по импортозаме-щению в энергетике, отраслевые компании с государственным участием разрабатывают и реализуют корпоративные планы импортозамещения. С 2015 г. через Фонд развития промышленности в России стали поддерживаться проекты по замещению импортного оборудования в нефтегазовом секторе. Уже есть определенные результаты. По словам Министра промышленности и торговли Д. Мантурова, к 2017 г. доля импортного оборудования снизилась до 52% [5].
Это направление следует поддерживать, делая акцент на технологии, которые не являются очень сложными, могут быть достаточно быстро воспроизведены и дать максимальный результат в условиях российской добычи. Представляется, что это - наклонно-направленное бурение и ГРП, которые повысят нефтеотдачу на зрелых месторождениях, будут применимы к труднопроницаемым породам и к разработке перспективных залежей баженовской свиты. Технологии шельфовой разведки и добычи также имеют потенциал, но в российских условиях это направление будет более капиталоемким и сложным (зависимость от высокотехнологического импорта носит пока критический характер), а отдача не сравнится с добычей на суше.
Принципиально не просто научиться самим производить оборудование, необходимо сделать российский продукт конкурентоспособным на стадии эксплуатации. Надежность, скорость ремонта и обслуживания, наличие и доступность запчастей, возможность оперативной замены вышедших из строя узлов и механизмов без длительных простоев - это необходимые условия, без которых потребитель переключится на другого поставщика при первой же возможности.
Особое внимание следует уделить цифровизации добычи. Нефтяной сектор всегда был крупным потребителем инновационной высокотехнологичной продукции. Несомненно, для контроля над производственными затратами и повышения эффективности на всех этапах строительства и эксплуатации скважин нефтяные компании будут применять современные решения в сфере информационных технологий. Крупнейшие нефтесервисные компании - Baker Hughes, Schlumberger - делают в настоящее время акцент именно на цифровизацию. Важно не упустить этот тренд и обеспечить условия для эффективного встраивания российского IT-сегмента в этот процесс.
Успешная реализация проекта импортозамещения в нефтяном секторе обеспечит значимый результат. Если удастся довести долю отечественного оборудования и услуг в структуре удовлетворения инвестиционного спроса российской нефтедобычи хотя бы до 55% к 2020 г. и 65% к 2035 г., то объем ежегодных внутреннеори-ентированных закупок увеличится с текущих 585 млрд. руб. до ~ 940 млрд. руб. в 2020 г. и 1,5-1,7 трлн. руб. в 2035 г. (в сопоставимых ценах). Совокупный объем расходов за 2016-2035 гг. составит 22-24 трлн. руб. по сравнению с 15-16 трлн. руб. в случае доминирования импортных закупок (таблица).
Таблица
Инвестиции нефтедобывающего сектора России в приобретение отечественных оборудования и услуг при реализации проекта импортозамещения в сегменте нефтесервиса, млрд. руб. (в ценах 2015 г.)
Сценарий 2015 г. 2020 г. 2025 г. 2030 г. 2035 г. Всего за 2016-2035 гг. при условии импортозамещения Справочно: всего за 2016-2035 гг. без импортозамещения
Удержание добычи Рост добычи 5 5 ОО 00 'Л 938 938 1087 1194 1253 1427 1446 1705 21882 24151 14995 16474
Источник: оценки ИНП РАН.
Таким образом, даже осторожные оценки показывают, что в период до 2035 г. в нефтедобыче сосредоточен потенциал в размере 7-8 трлн. руб. (в ценах 2015 г.), который можно перенаправить в российскую экономику по широкому спектру: от производства машин и оборудования до 1Т-услуг. Это обеспечит дополнительный мультипликативный эффект экономики, который оценивается за 2016-2035 гг. в дополнительные 1,3 трлн. руб. ВВП и 0,5 трлн. руб. для бюджета (в ценах 2015 г.). При этом средний за период мультипликатор инвестиций в нефтедобычу на ВВП составит 0,74, а для доходов бюджета - 0,28.
Другими словами, следует сменить акценты - не сокращать инвестиционный потенциал нефтедобычи для наполнения бюджета, а напротив, поддерживать рост инвестиций в добычу и создавать условия, при которых эти средства будут расходоваться на благо экономики России. В этом смысле следует отметить важность поддержания финансовой стабильности и сохранения платежеспособного инвестиционного спроса в нефтедобыче. Необходимо снижение фискальной избыточной нагрузки на отрасль, которая с 2016 г. не совместима с устойчивым долгосрочным развитием. При сохранении текущего ее уровня, по нашим оценкам, отрасль будет развиваться по негативному сценарию с падением уровня добычи нефти к 2035 г. до 450 млн. т.
Аналогичные проекты могут быть реализованы еще в двух секторах ТЭК, имеющих высокую зависимость от импорта - угледобыче и электроэнергетике. Причем в свете возможного введения ограничений на поставку современного генерирующего оборудования из Европы в Россию сегмент производства электроэнергии особенно нуждается в осуществлении мер, направленных на снижение его импортной зависимости.
С 2009 г. в России реализуется масштабная программа строительства новых генерирующих объектов в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ), которые фактически стали механизмом привлечения и окупаемости инвестиций. Всего на конец 2017 г. было введено порядка 28 ГВт мощностей тепловых электростанций в рамках ДПМ на общую сумму 1,3 трлн. руб. Эта программа на 90% основана на закупках импортного генерирующего оборудования, т. е., по сути, привлеченные инвестиции ушли за пределы российской экономики.
В настоящее время принято решение о запуске программы модернизации генерирующего оборудования в России. Объем мощностей тепловой генерации, в отношении которых будут приняты инвестиционные решения до 2035 г., оценивается вплоть до 130 ГВт, а размер финансирования - в 2 трлн. руб. При этом без решения проблемы зависимости сектора производства электроэнергии от импортного генерирующего оборудования все эти средства вновь уйдут за рубеж, не создав позитивных эффектов для экономики России.
ТЭК как источник относительно дешевых энергоносителей для отечественных производителей и стимул для эффективного удлинения цепочек создания добавленной стоимости. Успешная интеграция в мировое хозяйство и извлечение выгод от участия в международном разделении труда основывается на интенсивной эксплуатации того фактора производства, который в отдельно взятой стране имеется в относительном избытке. Это может быть количество рабочей силы (как в странах Юго-Восточной Азии, а также в Японии, Южной Корее и Тайване на начальном этапе индустриализации), наличие научно-технического потенциала (которое позволяет получать технологическую ренту развитым странам - США, Германии, Франции, Японии). Для России таким относительно избыточным ресурсом являются в первую очередь запасы полезных ископаемых, в том числе топливно-энергетических. Поэтому для целей структурно-технологической модернизации экономики России целесообразно обеспечение таких уровней внутренних цен на энергоресурсы, которые, с одной стороны, создавали бы достаточное ценовое преимущество внутренним производителям промышленной продукции на внутреннем и внешнем рынках, а с другой - не наносили бы ущерба долгосрочной финансовой стабильности компаниям ТЭК и бюджетной системе.
В последнее десятилетие максимальными темпами, превышающими инфляцию в экономике, росли цены в газовом секторе и электроэнергетике. Так, за 2005-2015 гг. средняя оптовая цена на газ возросла в 3,7 раза; тариф на магистральный транспорт газа - в 3,5 раза; средняя конечная цена на электроэнергию - в 3 раза; средний котловой тариф на передачу электроэнергии - практически в 4 раза. При этом средние потребительские цены на товары и услуги и средние цены на промышленные товары увеличились за этот же период только в 2,4 раза.
Опережающее повышение цен на газ и электроэнергию вносило существенный вклад в общий рост цен в экономике. В 2005-2013 гг. средний вклад этих факторов в итоговый показатель инфляции составлял 25%. В 2014-2015 гг. их роль снизилась, поскольку инфляция была вызвана преимущественно фактором изменения курса рубля.
Безусловно, одной из ключевых предпосылок наблюдаемых тенденций стало недоинвестирование газового сектора и электроэнергетики в предшествующие годы. Рост цен обеспечил приток финансовых средств, которые были направлены на строительство новых объектов генерации, развитие сетевого комплекса, создание нового центра газодобычи на Ямале и его присоединение к единой системе газоснабжения России. Было осуществлено снабжение газом для проектов «Северный поток» и «Турецкий поток» за счет строительства и расширения газотранспортной инфраструктуры на северо-западе и юге России. Также ПАО «Газпром» построил важный для газоснабжения востока трубопровод Сахалин - Хабаровск - Владивосток, а в настоящее время осуществляет развитие новых центров газодобычи на востоке страны (Чаяндинское и Ковыктинское месторождения) и активно работает над организацией экспорта в Китай.
Между тем возникает целый ряд вопросов. Например, программа ДПМ и инвестиционные решения в электросетевом комплексе, по всей видимости, не были в достаточной
степени согласованы с параметрами социально-экономического развития страны. Как результат - к 2017 г. в стране накоплено ~ 40 ГВт избыточных генерирующих мощностей, а электрические сети по отдельным направлениям остаются существенно недозаг-руженными. В то же время рост газовых цен в России сопровождался кратным (в 5 раз за 2005-2016 гг.) увеличением налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), т. е. государство решало свои бюджетные задачи за счет средств потребителей.
Смена парадигмы функционирования секторов энергоснабжения в направлении сдерживания цен на их продукцию может стать значимым позитивным фактором для отечественных производителей.
На рис. 2 показана оценка приростов ВВП при разных вариантах сдерживания тарифов на электроэнергию, а именно: при их ежегодной индексации по модели «Инфляция минус».
Млрд. руб.
4000
2000 -0
-2000 -
-4000 -
-6000 -
-8000 -1 ^
Год
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Рис. 2. Оценка изменения ВВП (в ценах 2015 г.) при индексации тарифа на электроэнергию по модели «Инфляция минус» по сравнению со сценарием индексации тарифа темпом инфляции:
--инфляция -1 проц. п.; -А- инфляция -2 проц. п.; -♦- инфляция -3 проц. п.;
------инфляция -4 проц. п.
Источник: оценки ИНП РАН.
Можно видеть, что максимальный позитивный эффект прироста ВВП достигается при индексации тарифов на электроэнергию темпом на 1-2 проц. п. ниже, чем инфляция. В этом варианте мультипликативные эффекты, достигаемые в неэнергетических секторах экономики, компенсируют сокращение выпуска в электроэнергетике. Но при длительном избыточном замедлении динамики тарифа относительно роста цен в экономике (индексация темпом на 3-4 проц. п. ниже, чем инфляция) возможна ситуация, при которой ухудшение финансово-экономической ситуации в электроэнергетике будет оказывать негативное, ограничительное воздействие на экономическую динамику страны.
Таким образом, представляется, что наиболее целесообразным ограничителем роста цены электроэнергии будет использование модели «Инфляция минус 1 проц. п.» или «инфляция минус 2 проц. п.».
Для обеспечения устойчивого функционирования электроэнергетики в условиях замедления роста цен необходимы действенные механизмы повышения эффективности и контроля над затратами. Такими инструментами могут стать:
- нормирование эксплуатационных, ремонтных, инвестиционных затрат;
- нормирование прибыли;
- внедрение системы аудита целесообразности и обоснованности инвестиций;
- внедрение «внешней» многофакторной системы ключевых показателей эффективности (КР1), основанной на показателях надежности, экономичности и доступности энергоснабжения.
Ввиду того, что основным топливом для производства электроэнергии в России является газ, рост внутренних цен на него также должен быть ограничен.
На рис. 3 представлен баланс использования финансовых средств компанией ПАО «Газпром». Ее собственные финансовые средства состоят из амортизационных отчислений и чистой прибыли.
Млрд. руб.
Рис. 3. Баланс использования финансовых средств компанией ПАО «Газпром»: Ш инвестиции в добычу газа; Ц инвестиции в транспортировку газа; 0 выплата
долгов и процентов; □ выплата дивидендов; ■ профицит(+)/дефицит(-) финансовых средств; -О- собственные финансовые средства
Источники: финансовая отчетность ПАО «Газпром», Росстат, оценки ИНПРАН.
Характер финансового баланса ПАО «Газпром» можно было бы назвать стабильным - дефицитные и профицитные годы чередуются, при этом долговая нагрузка компании находится на низком уровне. Так, в структуре капитала и обязательств компании последние занимают только 36%, а отношение чистого долга к годовому показателю результатов финансовой деятельности компании (EBITDA) составляло в 2015 г. около 110% - это один из самых низких показателей в мире среди нефтегазовых компаний. Вариант повышения долговой нагрузки для привлечения финансовых средств, минуя рост цен для внутренних российских потребителей, был бы целесообразным, однако современный санкционный режим, в рамках которого вынуждена работать компания, существенно ограничивает такие возможности.
При этом на ближайшие несколько лет ПАО «Газпром» имеет масштабную инвестиционную программу, особенно в части строительства газотранспортных мощностей в рамках реализации экспортных проектов «Сила Сибири», «Турецкий
поток», «Северный поток-2», «СПГ-завод КС Портовая». Для ее реализации компания будет вынуждена увеличить инвестирование. В этих условиях государство могло бы пересмотреть свою фискальную политику для сохранения надежного финансового потока ПАО «Газпром» при медленном росте цен для внутренних потребителей. Пока происходит обратное. В 2016-2017 гг. государство пошло на изменение параметров формулы расчета НДПИ с целью изъятия дополнительных средств в пользу бюджета. В результате ПАО «Газпром» столкнулся с дефицитом финансовых средств (см. рис. 3, 2016 г.). Вероятно, сохранение подобной логики приведет в итоге к росту цен для потребителей.
В то же время отказ государства от повышения налоговой нагрузки на газовый сектор в большей степени способствовал бы реализации сценария структурно-технологической модернизации экономики России. Это позволило бы сдержать внутреннюю цену на газ, который не только является топливом для электроэнергетики, но и используется в производственных процессах обрабатывающей промышленности, а также сырья для газохимии. Выпадающие доходы бюджета будут компенсироваться в будущие периоды за счет перераспределения налоговых сборов с увеличением роли обрабатывающих отраслей, а также за счет потенциала расширения экспорта продукции с более высокой добавленной стоимостью.
Обозначенные меры сдерживания цен на энергоресурсы создавали бы благоприятные условия для получения дополнительных мультипликативных эффектов и эффективного удлинения цепочек создания добавленной стоимости в экономике. При этом следует понимать, что стратегия удлинения производственных цепочек только внутри энергетики носит ограниченный характер. Дело в том, что чем сложнее продукт, тем меньше объем его мировой торговли, соответственно тем сложнее его продать на внешнем рынке. Это наглядно видно при анализе межстрановой торговли - на мировом рынке продается 45% добытой сырой нефти, 26% произведенного мазута, 18% нафты и сжиженных углеводородных газов, 11-16% - бензина, ДТ и авиатоплива.
Многие страны предпочитают закупать именно сырье (нефть или некачественные продукты первичной перегонки) и перерабатывать его для получения конечных продуктов с характеристиками, которые лучше соответствуют их внутреннему рынку с учетом имеющегося технического регламента, экологических норм и т. д. Это лучше согласуется с политикой энергобезопасности, поэтому очевиден четкий акцент на самообеспечение сложными продуктами и более простое отношение к импорту сырья. Организация перерабатывающих мощностей на своей территории позволяет странам также создать дополнительные рабочие места. Представляется, что это - стратегия, носящая объективный характер.
Более того, вводы новых мощностей нефтепереработки носят, скорее, стратегический, чем экономический характер. Происходит прирост мощностей вслед за спросом, а не наращивание выпуска у более эффективных (рентабельных) производителей. Например, в Европе, где маржа переработки в среднем оказывается выше2, чем в Азии,
3
мощности выводятся из эксплуатации, и этот процесс продолжится в перспективе . В Азии же происходит масштабное наращивание мощностей НПЗ при меньшей марже.
Все это указывает на то, что экспортно-ориентированные перерабатывающие проекты в России целесообразно реализовывать только под понятный и гарантированный спрос, желательно вблизи границ страны с целью минимизации логистических затрат. Часто может оказаться, что более эффективен вариант вхождения в зарубежные совместные (с национальными компаниями) перерабатывающие проекты в непосредственной близости от рынков сбыта (развивающиеся регионы, в первую очередь Азия).
2 Согласно данным ежегодного статистического обзора BP Statistical Review.
3 Согласно информации о планируемых выводах, которая приводится в ежегодных обзорах нефтяного рынка ОПЕК.
Таким образом, удлинение цепочек создания добавленной стоимости целесообразно концентрировать в неэнергетических секторах экономики, при этом обеспечивая их относительно дешевыми энергоресурсами. Кроме того, должен быть разработан механизм привлечения ведущих зарубежных производителей промышленной продукции на внутренний рынок для развития экспортного потенциала в обрабатывающей промышленности на основе конкурентного преимущества в стоимости сырья и энергии. Опыт показывает, что производства, организованные с использованием зарубежных технологий и капитала - эффективный вариант, демонстрирующий хорошие результаты, в том числе и в России.
Экономические последствия Парижского соглашения для России. Парижское рамочное соглашение по климату, заключенное в декабре 2015 г., стало значительным событием, имеющим потенциал влияния на перспективы развития мировой экономики в ближайшие десятилетия. Как и любая глобальная договоренность, она содержит в себе некоторый баланс преимуществ и недостатков для разных стран. Россия, находящаяся в ситуации нарастания ограничений развития демографического, технологического и финансового характера, должна своевременно реагировать на вызовы и возможности, которые формируются под воздействием глобальных процессов защиты окружающей среды.
Прежде всего, следует отметить, что проблема, на решение которой направлено Парижское соглашение, действительно существует. Экономическая деятельность человечества привела к значительному ущербу природного потенциала. В отдельных регионах экологическая ситуация приняла характер, угрожающий качеству жизни населения. Поэтому согласованные действия в области сокращения антропогенного воздействия на окружающую среду можно только приветствовать.
Вместе с тем глобальный характер решений в области климатического регулирования позволяет рассматривать их в качестве одного из факторов, влияющих на динамические и структурные характеристики развития экономики. Ограничения на объем выбросов в рамках Парижского соглашения могут значительно изменить структуру потребления энергии и географию торговли энергетическими ресурсами. Для ряда развивающихся стран ограничения экологического характера могут рассматриваться как еще один нетарифный барьер в мировой торговле, снижающий их конкурентоспособность. Именно поэтому достижение итогового консенсуса в ходе практически всех раундов переговоров в рамках Рамочной конвенции ООН об изменении климата было сопряжено со значительными трудностями.
Российская экономика находится в фазе формирования долгосрочной стратегии экономического развития, поэтому возможные ограничения выбросов парниковых газов, безусловно, должны учитываться при выработке комплекса мероприятий экономической политики и развития отдельных секторов экономики.
Конечно, следует исходить из того, что значимое влияние на национальную экономику будут оказывать не собственные обязательства России, а ограничения на выбросы, принимаемые на себя крупнейшими торговыми партнерами нашей страны. Речь, прежде всего, идет о странах, являющихся ключевыми импортерами российских энергетических ресурсов: страны Европы и Северо-Восточной Азии (Китай, Япония, Южная Корея). В этом смысле принципиальными станут вопросы поддержания конкурентоспособности российских поставок на «падающих» рынках. Однако в условиях возможных внешних ограничений важно не допустить, чтобы еще и собственная климатическая политика России противоречила интересам ее экономического развития.
В рамках Киотского протокола Россия взяла на себя обязательства по непревышению выбросами уровня 1990 г., который, согласно Национальному докладу о кадастре антропогенных выбросов, составляет 2590 млн. т без учета сектора «Зем-
лепользование, изменения в землепользовании и лесное хозяйство». Как известно, в результате кризиса 1990-х годов XX в. России без особенных усилий удалось выполнить требования Киотского соглашения. Более того, к настоящему моменту выбросы С02 оказались на 30% ниже уровня 1990 г.
На фоне таких результатов Россия считает возможным обозначить «национально определяемый вклад» в Парижский процесс, который соответствует удержанию выбросов к 2030 г. не выше 70-75% уровня 1990 г. В «Стратегии низкоуглеродного развития» с высокой вероятностью будет отражен порог 75% уровня выбросов 1990 г. Снижение выбросов до 70% может быть принято при условии учета поглощающей способности российских лесов [6].
Между тем Президент РФ обозначил четкую цель: темпы роста ВВП России должны быть выше мировых [7]. В среднесрочной перспективе для достижения среднегодовых темпов прироста в 3-4% аналогичный прирост в несырьевых секторах должен составлять 5-7% в год. Такая динамика возможна только при опережающем развитии обрабатывающей промышленности на уровне не менее 6-8% в год. Возникает вопрос о согласовании этой цели с ограничениями на выбросы С02, которые может принять на себя Россия.
Комплексные макроэкономические сценарные расчеты показывают, что уровень выбросов 1990 г. российской экономикой не достигается ни при одном конструктивном сценарии развития [8]. В то же время в сценарии структурно-технологической модернизации, в котором среднегодовые темпы прироста ВВП в 2017-2030 гг. превышают 3,5%, выбросы С02 могут уже в 2025 г. достичь уровня целей, обозначенных Россией в рамках Парижского процесса, а к 2030 г. - значительно его превысить. Движение в пределах уровня Парижских целей возможно только при более скромных темпах роста экономики России около 2% в год (рис. 4), что, очевидно, не выглядит приемлемым результатом.
Млн. т СО2
2000 -
1500 -1000 -500 -
0 -■
2010 2015 2020 2025 2030 Год
Рис. 4. Выбросы СО2 при разных сценариях экономического развития России:
Ш инерционный сценарий; И сценарий структурно-технологической модернизации; -♦- цель России в рамках Киотского протокола (уровень 1990 г.); ---цель России в рамках Парижского соглашения (75% уровня 1990 г.)
Источник: оценки ИНП РАН
Таким образом, экологические ограничения могут стать ограничением для реализации позитивных сценариев роста российской экономики. Поэтому принятие на себя амбициозных обязательств по сдерживанию выбросов СО2 должно происходить только при условии разработки комплексного пакета мер, обеспечивающих
безболезненный переход России на траекторию низкоуглеродного развития и увязанных с приоритетами социально-экономической политики страны.
Литература
1. Широв А.А., Литовский А.А. Межотраслевая макроэкономическая модель как ядро комплексных прогнозных расчетов //Проблемы прогнозирования. 2014. № 3. С. 18-31.
2. Узяков М.Н., Широв А.А. Макроэкономическая динамика российской экономики в долгосрочной перспективе //Проблемы прогнозирования. 2012. №. 6. С. 14-34.
3. Узяков М.Н., Маслов А.Ю., Губанов А.Ю. О разработке обновленной версии рядов межотраслевых балансов РФ в постоянных и текущих ценах за 1980-2004 годы //Научные труды: Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН. М.: МАКС Пресс, 2006. Т. 4. С. 648-657.
4. Kolpakov A. Shift to Electric Vehicles: Long-Term Effects. 41-st IAEE International Conference. Groningen. 2018. URL: http://iaee2018.com/wp-content/uploads/2018/06/Andrey-Kolpakov.pdf
5. Что изменилось в российском ТЭКе за время санкций // Ведомости. 19.12.2017. URL: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/12/19/745720-rossiiskom-teke
6. Федоров Б.Г. Выбросы углекислого газа: углеродный баланс России // Проблемы прогнозирования. 2014. № 1. С. 63-78.
7. Указ Президента РФ от 07.05.2018 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года».
8. Широв АА, Колпаков А.Ю. Экономика России и механизмы глобального климатического регулирования // Журнал новой экономической ассоциации. 2016. № 4 (32). С. 87-111.
