Макроэкономический анализ перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Колпаков Андрей Юрьевич

• Колпаков Андрей Юрьевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Колпаков Андрей Юрьевич

Введение

Глава 1. Концепция и методология исследования

1.1. Существующие подходы построения прогнозов сбалансированного развития нефтегазового сектора России

1.2. Модель макроэкономического анализа нефтегазового сектора России как расширение функционала модели долгосрочного прогнозирования состояния ТЭК России

Глава 2. Взаимосвязь затрат на добычу и цены нефти на мировом рынке

2.1. Эволюция механизмов ценообразования на мировом рынке нефти

2.2. Релевантность концепции допустимого коридора нефтяных цен на современном этапе и формирование сценариев мировой цены на нефть

2.3. Эволюция взаимосвязи затрат на добычу и цен на нефть

Глава 3. Анализ перспектив сбалансированного развития нефтяного сектора России

3.1. Анализ и прогноз себестоимости добычи нефти и производства нефтепродуктов

3.2. Инвестиции в секторе нефтедобычи и нефтепереработки

3.3. Параметры налогообложения нефтяного сектора России

3.4. Цены реализации российских нефти и нефтепродуктов на внутреннем и внешнем рынках

3.5. Прибыльность реализации российских нефти и нефтепродуктов на внутреннем и внешнем рынках

3.6. Анализ баланса использования финансовых ресурсов в нефтяном секторе России и определение возможных траекторий его развития

3.7. Релевантность полученных результатов

Глава 4. Анализ перспектив сбалансированного развития газового сектора России

4.1. Анализ и прогноз себестоимости добычи, транспорта и распределения природного газа в России

4.2. Инвестиции в газовом секторе России

4.3. Цены реализации российского природного газа

4.4. Параметры налогообложения газового сектора России

4.5. Анализ баланса использования финансовых ресурсов в газовом секторе России и определение возможных траекторий его развития

Заключение

Список использованной литературы

Приложение А. Прогноз предельных затрат на добычу нефти в мире

Приложение Б. Оценка доли добычи нефти и газа в России за счет новых районов

Приложение В. Структуры цен и выручки при реализации российских нефти, нефтепродуктов и газа на внутреннем и внешнем рынках

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Макроэкономический анализ перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора России»

Введение

Актуальность темы исследования. Нефтегазовый комплекс играет особую роль в современной экономике России. Он обеспечивает рынки наиболее конкурентоспособными энергоресурсами, занимает доминирующее положение в структуре российского экспорта, обеспечивает приток валютных поступлений, гарантирует государству получение средств для проведения социально-экономической политики и реализации государственных программ. Очевидно, высокая значимость нефтегазового сектора для российской экономики сохранится и в перспективе первой половины XXI века.

Существующие подходы к анализу перспектив развития нефтегазового сектора направлены на построение отраслевых моделей, сбалансированных с точки зрения обеспечения надежного снабжения российских потребителей необходимыми энергоресурсами (в частности нефтью, нефтепродуктами, и газом), выполнения экспортных обязательств, реализации инвестиционных проектов и достижения целевых ориентиров, зафиксированных в государственных программах развития. Фактически они сводятся к поиску набора выпускаемых товаров, который с учетом технологических и экономических особенностей производственных процессов, ценовых и налоговых параметров позволяют достичь удовлетворения поставленных целей.

Однако такие подходы постепенно утрачивают свою актуальность и требуют корректировки, поскольку реальная рыночная экономика, в рамках которой развивается российская энергетика, основана, в первую очередь, на отношениях между экономическими агентами, вовлеченными в процессы функционирования отрасли, каждый из которых может выстраивать свою стратегию поведения, преследуя собственные интересы. Причем интересы разных агентов могут не совпадать и даже быть прямо противоположными, что создает принципиальные развилки при построении прогнозных оценок и ориентиров развития.

В нефтегазовом секторе России конфликт интересов возникает прежде всего при распределении полученной природной ренты. В числе потенциальных бенефициаров можно выделить как минимум трех уникальных агентов:

- государство, для которого изъятие ренты из нефтегазового сектора в виде налогов является важным источником наполнения бюджета и финансирования программ социально-экономического развития страны;

- собственно нефтегазовый бизнес, для которого генерируемая рента является источником прибыли;

- потребители продукции нефтегазового сектора, поскольку часть генерируемой ренты может направляться на субсидирование внутренних цен на энергоресурсы в рамках проводимой государством социальной или промышленной политики.

Общий недостаток существующих исследований заключается в одностороннем учете интересов отдельных агентов - например, только государства (интересы которого на практике часто оказываются достаточно краткосрочными и сводятся к балансированию бюджета текущего года), только нефтегазовых компаний (такие работы обычно нацелены на обоснование необходимости предоставления им налоговых льгот), или (что встречается очень редко) только потребителей. При этом общий консенсус по заявленной тематике может быть найден только в результате комплексного рассмотрения проблемы адаптации параметров функционирования системы «нефтегазовый бизнес - государство -потребители» к интересам указанных агентов в рамках единого исследования.

При таком подходе понятие сбалансированности путей развития нефтегазового сектора приобретает новое значение оно рассматривает баланс интересов вовлеченных в рыночные отношения агентов. А под макроэкономическим анализом понимается не только оценка агрегированных на макроуровне экономических показателей, но и учет общих ориентиров и правил функционирования экономики страны, задаваемых государством как регулятором рынка.

Ситуация распределения природной ренты между государством, нефтегазовым бизнесом и потребителями с концептуальной точки зрения является типичной задачей теории конфликта интересов.

Между тем, реальные отношения указанных экономических агентов характеризуются рядом особенностей, основными из которых являются их существенно различающаяся рыночная сила, а также двоякая роль государства (с одной стороны он выступает в роли рыночного агента с определенными финансовыми интересами, с другой рыночным регулятором. С одной стороны, в российских реалиях государство озабочено в первую очередь требованием сбалансированности бюджета и поэтому акцентирует внимание на налоговых сборах. С другой стороны, оно может активно проводить, например, политику, направленную на поддержку промышленных производителей, или социальную политику снижения ценовой нагрузки на население, вследствие чего его интересы в отношении распределения нефтегазовой ренты отчасти могут совпадать с интересами потребителей по сдерживанию внутренних цен на моторные топлива. Однако если учесть, что государство имеет мажоритарное участие в капитале ОАО «НК «Роснефть»

и ОАО «Газпром» и получает часть их прибыли в виде дивидендов, то здесь его интересы, напротив, совпадают уже с нефтегазовым бизнесом).

Вследствие этого, перенесение классических преставлений теории игр на исследуемое пространство и попытки получения решения математическими методами, вероятно, способны воспроизводить его только для самых простых случаев.

Однако применение основополагающих концепций теории конфликтов интересов к анализу взаимоотношений экономических агентов (государства, нефтегазового бизнеса и потребителей) в нефтегазовом секторе России с тем, чтобы обозначить поле потенциальных путей его развития и определить варианты адаптации системы к меняющимся условиям, представляется автору чрезвычайно актуальным и перспективным направлением исследований.

Еще более актуальным данный подход становится в ситуации снизившихся цен на мировом рынке нефти, что вместе с ростом производственных издержек по разработке углеводородных запасов ввиду истощения существующих месторождений и необходимостью перехода к освоению новых регионов приводит к существенному уменьшению объема генерируемой природной ренты в отрасли. Важность поиска баланса конфликтующих интересов экономических агентов в нефтегазовом секторе в условиях сокращающегося финансового ресурса приобретает принципиально новый уровень.

До настоящего времени задача в предлагаемой постановке применительно к перспективам сбалансированного развития нефтегазового сектора России не ставилась.

Степень разработанности научной проблемы. К настоящему времени достигнут значительный прогресс в вопросах изучения перспектив развития ТЭК и его отраслей. Традиционные подходы, основанные на применении экономико-математических моделей для решения задачи нахождения оптимальных производственных показателей отраслей ТЭК и построения топливно-энергетических балансов, соответствующих параметрам социально-экономического и демографического развития страны с учетом технико-экономических особенностей производственных процессов, инфраструктурных и институциональных ограничений, экспортных обязательств, ценовой конъюнктуры и особенностей режима налогообложения, развиты и широко применяются как за рубежом (International Energy Agency, U.S. Energy Information Administration, World Energy Council, International Institute of Applied Systems Analysis, BP, ExxonMobil, IHS), так и в России (Мелентьев Л.А., Макаров А.А., Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Бушуев В.В., Крюков В.А., Саенко В.В., Башмаков И.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шафраник Ю.К., Шмат В.В., Кулагин В.А., Кононов Д.Ю. и другие). Значительный вклад в изучение экономических

показателей функционирования нефтегазового сектора России внесли Выгон Г.В., Белова М.А., Эдер Л.В., Филимонова И.В., Григорьев Л.М., Брагинский О.Б., Чернавский С.Я., Пусенкова Н.Н., Давыдов Б.Н., Конторович А.Э., Коржубаев А.Г. и другие. Механизмы ценообразования на мировых и региональных рынках нефти и газа широко освещены Конопляником А.А., Митровой Т.А., Жуковым С.В., Копытиным И.А., Масленниковым А.О. и другими.

Теория конфликта интересов, изучающая вопросы построения стратегий поведения различных агентов, получила свое развитие в XX в. Наиболее известны основополагающие работы Дж. фон Неймана и О. Моргенштерна, Дж. Нэша, в рамках которых обосновывается применимость теории игр к широкому перечню экономических проблем и вводится понятие равновесных ситуаций как метода решения бескоалиционных игр. К. Эрроу ввел проблематику теории справедливого социального выбора и рассматривал проблемы согласованности интересов экономических агентов. Подходы решения задач теории игр в условиях разной информированности экономических агентов, а также в случаях предоставления ложной информации в процессах коллективного выбора разработаны Дж. Харшаньи, Р. Гиббонсом, Д. Фуденбергом, Ж. Тиролем, А. Гиббардом. Теория конфликта интересов в кооперативных играх (которая рассматривает распределение некоторого количества однородной полезности между игроками при возможности их объединения в коалиции) получила свое развитие в работах Л.С. Шэпли, В. Лукаса, М. Дэвиса, М. Машлера, Ж-П. Обена и других.

Концептуальные и математические подходы теории игр применялись при решении задач распределения затрат и прибыли, налогообложения в работах Г.П. Юнга, К. Херрерро, М. Машлера, А. Виллара, Г. Мулена, С. Шенкера. Р.Б. Братвольд и Ф. Кох показали возможность применения подходов теории игр в отношении нефтяного сектора на примере поиска стратегий объемов предложения нефти в разных странах при зависимой от них рыночной цене и, соответственно, выручке.

Теория ренты в экономической науке начала формироваться в XVII-XVIII вв. в рамках исследований У. Петти применительно к феномену увеличения количества продукта при использовании земли (в противовес промышленному производству, где происходит только преобразование товаров). Создаваемый излишек производства назывался рентой. А. Смит, Дж. Андерсон и Д. Рикардо рассматривают ренту как специфический доход, связанный с ограниченностью и разной производительностью земли. Они исходили из того, что при увеличении спроса необходимо вовлечение в обработку земель со все более худшими характеристиками плодородия и территориального

расположения, что ведет к росту производственных затрат и, соответственно, рыночных цен на продукцию, вследствие чего возникает рента (равная разности цены и затрат) на более качественных участках с меньшими издержками. Кроме того, указанные авторы уделяли особое внимание вопросам уплаты ренты арендатором земли ее собственнику. Было показано, что землевладелец заинтересован оставлять арендатору только средства, достаточные для воспроизводственного процесса. К. Маркс ввел дополнительную классификацию ренты с ее делением на дифференциальную и абсолютную части. Если первая зависит от качества фактора производства, то вторая является следствием самого факта владения землей, ведь собственник будет взымать плату с арендатора даже за самый плохой участок земли.

Несколько иной подход к определению ренты предложил Г. Хотеллинг. В рамках своих теоретических построений он создал концептуальные основы для формирования цены ограниченных природных энергоресурсов исходя из стоимости их замещения для потребителя, которая может быть существенно выше предельных затрат у производителей. При таком подходе рента определяется как разность указанной стоимости замещения энергоресурса для потребителя и затрат производителя. Описанный принцип существенно расширил теорию ренты и установил механизмы ее определения, в том числе, в отношении экспортных поставок.

Ввиду высокой значимости природопользующих отраслей в экономике России, теория ренты легла в основу исследований широкого перечня отечественных авторов. Методология оценки и распределения природной ренты в нефтегазовом секторе России разработана Волконским В.А., Кузовкиным А.И., Глазьевым С.Ю., Львовым Д.С., Буздаловым И., Дынкиным А.А., Кузыком Б.Н. и другими.

Объект исследования - структура распределения финансовых средств в нефтегазовом секторе России.

Предмет исследования - влияние реализации альтернативных вариантов сбалансированности интересов государства, нефтегазового бизнеса и потребителей в процессе перераспределения природной ренты на перспективные параметры функционирования нефтегазового сектора России.

Цель исследования состоит в определении пространства возможных траекторий развития нефтегазового сектора России. Для ее достижения предполагается решение ряда связанных задач.

1. Разработка методического подхода к исследованию перспектив развития нефтегазового сектора России с использованием концепций теории конфликтов как комплексной задачи балансировки интересов государства, нефтегазового бизнеса и потребителей при распределении природной ренты.

2. Разработка прогнозно-аналитического инструментария, позволяющего оценивать последствия реализации альтернативных вариантов сбалансированности интересов государства, нефтегазового бизнеса и потребителей.

3. Анализ текущих и построение перспективных балансов использования финансовых ресурсов в нефтегазовом секторе России.

4. Формирование возможных траекторий развития нефтегазового сектора России на основе анализа балансов использования финансовых ресурсов и определения возможных путей перераспределения ренты между государством, нефтегазовым бизнесом и потребителями как способов адаптации системы при несбалансированности интересов экономических агентов.

Теоретической и методологической основой исследования послужили фундаментальные работы отечественных и зарубежных авторов в области теории ренты, теории конфликтов, системного подхода, балансового, оптимизационного, эконометрического методов, методов экономико-математического моделирования развития топливно-энергетического комплекса, методов статистического и логико-структурного анализа, а также алгоритмы и расчеты автора.

Информационная база исследования представлена статистическими данными Росстата и ЦДУ ТЭК, данными федеральных органов исполнительной власти, обзорами российских и зарубежных научных и экспертных организаций, отчетностью российских и зарубежных отраслевых компаний, а также публикациями ведущих отечественных и зарубежных авторов.

Соответствие диссертации Паспорту научной специальности. Диссертационное исследование соответствует паспорту специальности научных работников ВАК 08.00.05 -«Экономика и управление народным хозяйством» (специализация - Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - Промышленность: 1.1.2 Формирование механизмов устойчивого развития экономики промышленных отраслей, комплексов, предприятий; 1.1.19 Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса).

Научная новизна диссертационной работы состоит в комплексном анализе перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора с точки зрения конфликтующих интересов триады экономических агентов - нефтегазового бизнеса, государства и потребителей продукции нефтегазового сектора.

В диссертации сформулированы и выносятся на защиту следующие положения, обладающие научной новизной.

1. Разработан методический подход к анализу перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора России, в рамках которого ситуация перераспределения природной ренты рассматривается как конфликт интересов государства, нефтегазового бизнеса и потребителей продукции нефтегазовой промышленности.

2. Разработан алгоритм и прогнозно-аналитический инструментарий для оценки условий и последствий реализации различных вариантов соотношения интересов государства, нефтегазового бизнеса и потребителей при перераспределении природной ренты, как расширение существующих подходов к оценке перспектив развития ТЭК и его отраслей.

3. Предложены рациональные адаптационные варианты перераспределения природной ренты между нефтегазовым бизнесом, государством и потребителями нефтегазовой продукции, которые не нарушают воспроизводственные процессы в отрасли и не создают необоснованную ценовую нагрузку на потребителей.

4. Выявлена положительная зависимость затрат в секторе добычи углеводородов от мировой цены на нефть в период 2000-2014 гг., определяемая поведенческими особенностями современных процессов формирования бизнес-стратегий нефтегазовых компаний, в рамках которых мировая цена на нефть является фактором, ограничивающим доступный им финансовый ресурс.

5. Показана финансово-экономическая устойчивость нефтяного сектора России (в виде практически инвариантного финансового результата) к изменению мировых цен на нефть в условиях текущей системы налогообложения отрасли.

Теоретическая значимость исследования состоит в развитии методических основ и прогнозно-аналитических инструментов комплексного прогнозирования перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора России. Практическая значимость работы заключается в разработке рекомендаций и целевых ориентиров для выстраивания государственной налоговой и ценовой политики в отношении нефтегазового сектора России, не подрывающей его финансовой устойчивости в долгосрочной перспективе и не нарушающей воспроизводственные процессы в отрасли.

Степень достоверности результатов определяется использованием официальной статистической информации. Кроме того, их релевантность проверена на примере оценки последствий внедрения налогового маневра в нефтяном секторе России путем сравнения с мнениями широкого круга экспертов и организаций, а также информацией новостных агентств об адаптационных управленческих решениях в нефтяных компаниях.

Апробация и публикация результатов исследования. Отдельные элементы диссертационного исследования докладывались на Шестой международной конференции «Управление развитием крупномасштабных систем MLSD'2012» (ИПУ РАН, октябрь 2012 г.), Конференции молодых ученых «Мировая экономика: современные вызовы и их влияние на Россию», (Институт экономики РАН, ноябрь 2013 г.), Всероссийской научной конференции «Вызовы для России в меняющемся мире» (ИМЭМО РАН, сентябрь 2014 г.). Результаты исследования были детально рассмотрены на Сто пятьдесят седьмом заседании постоянно действующего открытого семинара «Анализ и прогноз развития отраслей топливно-энергетического комплекса (семинар А.С. Некрасова)» (ИНП РАН, март 2015 г.).

Основные результаты проведенных исследований изложены в 10 печатных работах общим объемом 31,1 п.л. (личный вклад автора - 15,1 п.л.), из них 5 печатных работ опубликованы в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 1 01 наименования и трех приложений. Диссертация содержит 1 29 страниц текста и библиографии и 20 страниц приложений, 26 таблиц, 55 рисунков.

Глава 1. Концепция и методология исследования

1.1. Существующие подходы построения прогнозов сбалансированного развития

нефтегазового сектора России

Существующие подходы к построению прогнозов сбалансированного развития нефтегазового сектора России можно разделить на два основных направления.

Первым направлением является построение отдельных отраслевых моделей, сбалансированных с точки зрения параметров социально-экономического развития страны, обеспечения надежного снабжения российских потребителей нефтью, нефтепродуктами, и газом, выполнения экспортных обязательств по поставкам нефти, нефтепродуктов и газа в зарубежные страны, реализации инвестиционных проектов. Примером может служить имитационный модельный комплекс Института энергетической стратегии (Бушуев, Крюков, Саенко, Силкин, Токарев, Шафраник, Шмат 2010).

Вторым (более распространенным) направлением является рассмотрение перспектив нефтегазового сектора в рамках комплексных прогнозов развития ТЭК России. В рамках таких подходов обеспечивается дополнительная сбалансированность с точки зрения учета конкуренции со стороны других энергетических отраслей при удовлетворении спроса на энергию в стране. Рассмотрим данное направление более подробно.

К настоящему времени достигнут значительный прогресс в области применения математических моделей для прогнозирования развития ТЭК. Практически все развитые страны сегодня обосновывают свою энергетическую политику с помощью модельных исследований. К числу наиболее известных зарубежных моделей подобного рода относятся MARKAL (Loulou, Goldstein, Noble 2004), используемая в International Energy Agency (IEA), MESSAGE (Messner, Strubegger 1995), используемая в International Institute for Applied Systems Analysis (IIASA), NEMS (EIA 2009), используемая в U.S. Energy Information Administration (EIA) и другие.

Среди отечественных организаций показателен в данном отношении опыт Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, который совместно с Институтом «Энергосетьпроект» с начала 60-х годов прошлого века разрабатывал математические модели в целях оптимизации энергетического хозяйства страны. Результаты расчетов на основе этих моделей использовались в высших органах государственной власти при определении перспектив и ориентиров стратегического развития ТЭК (Макаров, Мелентьев 1973).

В России широко известен модельно-информационный комплекс SCANER (Макаров 2011), применяемый для прогнозирования развития ТЭК России и мировых энергетических рынков, а также подготовки рекомендаций для органов государственной власти страны и энергетических компаний. В модельном комплексе используется трехуровневая система согласованности расчетов при формировании рациональных вариантов развития экономики, ТЭК и энергетических компаний. Это обеспечивает комплексность проводимых расчётов, поскольку учитывает межотраслевые и территориальные взаимосвязи энергетики и её связи с экономикой путём формирования «сверху вниз» целевых требований и ограничений на развитие отраслей энергетики. Основой расчётов является прогноз развития экономики (включая платежеспособный внутренний спрос, темпы роста оптовых цен топлива и энергии, динамику мировых цен на энергоносители, инвестиционную нагрузку отраслей энергетики, параметры их налогообложения, меры сдерживания эмиссии парниковых газов и др.). Кроме того, учитывается и ответное воздействие ТЭК на экономику (учёт обратных связей) для корректировки исходных сценариев социально-экономического развития страны и регионов. Учет обратных связей («снизу-вверх») производится на основе сводных финансово-экономических показателей развития отраслей ТЭК (оптовые цены топлива и энергии, налоговая нагрузка в отраслях энергетики, их инвестиционные программы, размеры привлечения средств для финансирования инвестиций, эмиссии парниковых газов и др.).

В лаборатории прогнозирования ТЭК ИНП РАН разработана и уже многие годы применяется в прогнозно-аналитической работе оптимизационная модель долгосрочного прогнозирования состояния ТЭК России (Некрасов, Синяк 2001; Некрасов, Синяк 2005; Некрасов, Синяк 2007; Синяк, Некрасов, Воронина, Семикашев, Колпаков 2013; Синяк 2014). Как и перечисленные выше модели, она построена на основании представления о топливно-энергетическом комплексе страны как о совокупности взаимосвязанных систем, предназначенных для обеспечения экономики всеми видами энергоресурсов и состоящих из предприятий и установок по добыче, переработке, хранению, транспорту и использованию топливно-энергетических ресурсов. Отличительной чертой данной модели является серьезная проработка затрат в ТЭК России для корректной оценки сравнительной конкурентоспособности разных энергоресурсов. Данный аспект зачастую выпадает из рассмотрения научно-исследовательских групп.

Модель долгосрочного прогнозирования состояния ТЭК России, применяемая в ИНП РАН, в общем виде представляет собой динамическую задачу линейного

программирования, в качестве критерия оптимизации которой выступает минимум общих приведенных затрат на удовлетворение спроса в топливно-энергетических ресурсах в России и обеспечение экспортных поставок при заданных ресурсных и экологических ограничениях (Куликов 2006, Колпаков 2012).

Обобщенная формулировка задачи в упрощенном виде имеет следующее выражение:

MIN ^ (^(t) * Xjim(t) - pexp?(t) * expf(t) + pimp?(t) * imp^(t))

i,n,m

при условии ограничений:

^ Ei * (X™(t) + impjn(t)) = ^ Djn (t), т = 1М

i j

^ Xjim(t) + expj1 < S?(t)

m

Xjim(t) < Tr?m(t) expjl(t) < Texpf(t)

^ COi * X™(t) + ^ exp? ) < Ecology(t)

i \n,m n '

Xjim(t) > 0

где

Cjim(t) - полные удельные приведенные затраты на добычу и транспорт ресурса вида i из региона-производителя n в регион-потребитель m в период времени t;

pexp]l(t) - удельная прибыльность экспорта ресурса вида i из региона-производителя n в период времени t;

pimp1jn(t) - удельная стоимость импорта ресурса вида i в регион-потребитель m в период времени t;

Xjim(t) - физический объем перетока ресурса вида i из региона-производителя n в регион-потребитель m в период времени t;

expf(t) - физический объем экспорта ресурса вида i из региона-производителя n в период времени t;

íшp^n(t) - физический объем импорта ресурса вида г в регион-потребитель т в период времени

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Колпаков Андрей Юрьевич, 2015 год

Список использованной литературы

1. Башмаков И. (2006). «Цены на нефть: пределы роста и глубины падения»// Вопросы экономики, 2006. №3, с. 4-6.

2. Бобылев Ю.Н., Идрисов Г.И., Синельников-Мурылев С.Г. (2012). «Экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты: необходимость отмены и сценарный анализ последствий», Научные труды № 161Р, Институт экономической политики имени Е.Т. Гайдара, 2012 84 с.

3. Бобылев Ю.Н., Турунцева М.Ю. (2010). «Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики», Научные труды № 140Р, Институт экономической политики имени Е.Т. Гайдара, 2010 200 с.

4. Буздалов И. (2004). «Природная рента как категория рыночной экономики», Вопросы экономики, 2004, №3, с. 24-35.

5. Бушуев В., Исаин Н. (2012). «Насколько закономерны цены на нефть?», Нефть России, № 12, 2012 г.

6. Бушуев В.В., Крюков В.А., Саенко В.В., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шафраник Ю.К., Шмат В.В. (2010). «Нефтяная промышленность России - сценарии сбалансированного развития». - М.: ИАЦ Энергия, 2010. 160 с.

7. Волконский В.А. (2005) «Природная рента и методы ее оценки», Проблемы прогнозирования, 2005, №1, с. 50-61.

8. Глазьев С.Ю., Волконский В.А., Кузовкин А.И., Мудрецов А.Ф (2003). «Методика расчета ренты по основным видам полезных ископаемых» М.: ИНЭС, 2003.

9. Григорьев Л.М. (2015). «ОПЕК», доклад на форуме «Нефтегазовый диалог» ИМЭМО РАН, семинар «Новая роль ОПЕК: цены и добыча», 10 февраля 2015 г.

10. Давыдов Б.Н. (2014). «О конкурентной среде на региональных рынках производства нефтепродуктов в России с учетом перспектив развития новых независимых НПЗ», доклад на постоянно действующем открытом семинаре: «Экономические проблемы энергетического комплекса», ИНП РАН, 27 мая 2014 г.

11. Жуков С.В., Копытин И.А., Масленников А.О. (2012). «Интеграция нефтяного и финансового рынков и сдвиги в ценообразовании на нефть», Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса» (семинар А.С. Некрасова)», Сто двадцать восьмое заседание от 27 марта 2012 года, Издательство: ИНП РАН, Москва, 2012.

12. Завальный П.Н. (2014). «Конкурентность рынка голубого топлива», Независимая газета, 09.12.2014 http://www.ng.ru/ng_energiya/2014-12-09/9_gas.html.

13. Закон РФ от 21.05.1993 № 5003-1 «О таможенном тарифе».

14. ИНЭИ РАН и АЦ при Правительстве РФ (2013). «Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года».

15. Колпаков А.Ю. (2012). «Влияние европейского рынка природного газа на состояние ТЭК России в долгосрочной перспективе», Управление развитием крупномасштабных систем (MLSD'2012). Шестая международная конференция, 1-3 окт. 2012 г., Москва - Труды: в 2 томах / общ. ред.: С.Н.Васильев, А.Д.Цвиркун. -М.: ИПУ РАН, 2012. - Т. I. - 439 с., с. 372-383

16. Колпаков А.Ю. (2014а). «Анализ взаимосвязи цены и операционных затрат на добычу нефти», Научные труды ИНП РАН / Гл ред А Г Коровкин - М.: МАКС Пресс, 2014 - 456 с, с. 279-296.

17. Колпаков А.Ю. (2014Ь). «Замыкая газовый баланс Европы», Нефть России, № 5, 2014, с. 22-27.

18. Конопляник А.А. (2011а). «В поисках справедливости», Нефть России, № 10, 2011 г., с. 30-33.

19. Конопляник А.А. (2011Ь). «В поисках справедливости», Нефть России, № 11, 2011 г., с. 11 -16.

20. Конопляник А.А. (2011с). «Европа - больше, чем Европа. Третий энергетический пакет ЕС будет иметь последствия и за пределами Евросоюза», Нефть России, № 8, 2011, с. 79-83.

21. Конопляник А.А. (2012а). «Эффект формулы (за что сидит Юлия Тимошенко?)», Нефтегазовая Вертикаль, 2012, № 13-14, с. 18-23.

22. Конопляник А.А. (2012Ь). «Слезают с иглы. Российско-украинские газовые войны скоро канут в Лету российский газ на украинском рынке медленно, но неуклонно теряет безальтернативность», Эксперт, №38, 24-30 сентября 2012 г., с. 52-54.

23. Конопляник А.А. (2013). «Однополярный нефтяной мир - реальная перспектива», Экспертный канал «Экономическая политика», 5 сентября 2013 г.

24. Кузык Б. Н. (2004) и др. «Природная рента в экономике России» М.: ИНЭС, 2004.

25. Куликов А.П. (2006). «Перспективы государственного регулирования российского ТЭК применительно к природной ренте», диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук.

26. Лукойл (2013). «Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года».

27. Львов Д.С. (2004) «Вернуть народу ренту» - М.: Алгоритм-ЭКСМО, 2004 256 с.

28. Макаров А.А. (2011). SCANER: Модельно-информационный комплекс / под ред. А.А. Макарова. М.: ИНЭИ РАН, 2011.

29. Макаров А.А., Мелентьев Л.А. (1973). «Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства». - изд. Наука (Сибирское отделение), Новосибирск, 1973.

30. Маркс К. (1894). «Капитал», т. 3.

31. Минэкономразвития России (2013). «Прогноз долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года».

32. Налоговый кодекс Российской Федерации.

33. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. (2001). «Проблемы и перспективы российской энергетики на пороге XXI века», Проблемы прогнозирования, № 1, 2001, с. 86-101.

34. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. (2005). «Макрорегиональный прогноз долгосрочного развития энергетического комплекса России», Пространственная экономика, № 1, 2005, с. 60-90.

35. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. (2007). «Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России на период до 2030 года», Проблемы прогнозирования, № 4, 2007, с. 21-53.

36. Полтерович В.М. (1998). «Кризис экономической теории», Экономическая наука современной России, 1998, № 1. с. 46-66.

37. Постановление Правительства РФ № 276 от 29.03.2013 (ред. от 20.12.2014) «О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти, и признании утратившими силу некоторых решений Правительства Российской Федерации» (вместе с «Методикой расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую», «Методикой расчета ставок вывозных таможенных пошлин на отдельные категории товаров, выработанных из нефти»).

38. Постановление Правительства РФ № 716 от 26.08.2011 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1155».

39. Постановление Правительства РФ от 07.03.1995 № 239 (ред. от 25.02.2015) «О мерах по упорядочению государственного регулирования цен (тарифов)».

40. Постановление Правительства РФ от 21.07.2012 № 756 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на товары, вывозимые из Российской Федерации за пределы государств - участников соглашений о Таможенном союзе, и о признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации».

41. Постановление Правительства РФ от 28.05.2007 № 333 «О совершенствовании государственного регулирования цен на газ».

42. Постановление Правительства РФ от 29.12.2000 № 1021 (ред. от 03.12.2014) «О государственном регулировании цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации» (вместе с «Основными положениями формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации»).

43. Принципы экономического анализа практик ценообразования на предмет их соответствия Закону о защите конкуренции ФАС России http://www.fas.gov.ru/fas-news/fas-news_35878.html.

44. Рикардо Д. (1817). «Начала политической экономии и налогового обложения». Перевод М.: Эксмо, 2007.

45. Синяк Ю.В. (2014). «Сценарные условия и результаты моделирования развития ТЭК России до 2060 г.», ж. Экологический вестник России, № 10-12, 2014 г.

46. Синяк Ю.В., Колпаков А.Ю. (2014). «Анализ динамики и структуры затрат в нефтегазовом комплексе России в период 2000-2011 гг. и прогноз до 2020 г.», Проблемы прогнозирования № 5 (146) 2014, с. 15-38.

47. Синяк Ю.В., Колпаков А.Ю. (2015). «Макроэкономический анализ перспектив сбалансированного развития нефтегазового сектора России», доклад на постоянно действующем открытом семинаре «Экономические проблемы энергетического комплекса (семинар Некрасова А.С.)», ИНП РАН, 24 марта 2015 г.

48. Синяк Ю.В., Некрасов А.С., Воронина С.А., Семикашев В.В., Колпаков А.Ю. (2013). «Топливно-энергетический комплекс России: возможности и перспективы», Проблемы прогнозирования, № 1, 2013, с. 4-21.

49. Смит А. (1776). «Исследование о природе и причинах богатства народов». Перевод М.: Эксмо, 2007.

50. Федеральный закон от 30.09.2013 № 263-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе»».

51. Федеральный Закон от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации».

52. Финансовый отчет ОАО «Газпром» за 2011 год.

53. Цибульский В.Ф. (2013). «Энергетический индикатор состояния экономики», доклад на Открытом семинаре «Экономические проблемы энергетического комплекса (семинар А.С. Некрасова)», ИНП РАН, 28 мая 2013 г.

54. Широв А.А. Гусев М.С. (2011). «Разработка сценарных условий как ключевой этап подготовки экономического прогноза», ж. Проблемы прогнозирования, № 1, 2011 г., с. 17-29.

55. Эдер Л., Филимонова И., Мочалов Р. (2015). «Налоговый маневр или разворот?», ж. Нефть России, 1-2, 2015, с. 4-9.

56. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года, проект.

57. Arrow K.J. (1951). «Social Choice and Individual Values», New York: Wiley. In 1963, 2nd ed.

58. Aubin J-P. (1979). «Mathematical Methods of Game and Economic Theory», Amsterdam.

59. Aubin J-P. (1981). «Locally Lipschitz Cooperative Games», Journal of Mathematical Economics, 8, p. 241-262.

60. Baumol W.J. (1959). «Business Behaviour, Value and Growth», Macmillan, London.

61. BP (2015) Statistical Review of World Energy 2015.

62. Bratvold R.B., Koch F. (2011). «Game Theory in the Oil and Gas Industry», The Way Ahead, v. 7, n. 1, 2011.

63. Coase R.H. (1937). «The nature of the firm» - Economica. - N.S. 1937 Vol. 4. p. 386-405.

64. Davis, M.; Maschler, M. (1965). «The kernel of a cooperative game», Naval Research Logistics Quarterly 12, p. 223-259.

65. Deutsche Bank (2012). «Markets Research, Global Integrated Oil 2012».

66. Deutsche Bank (2014). « EM oil producers: breakeven pain thresholds», 16 October 2014.

67. EIA (2009). «The National Energy Modeling System: An Overview». - U.S. Energy Information Administration, 2009 - http://www.eia.gov/oiaf/aeo/overview.

68. Energy Aspects (2015) приведено в http://www.bankofcanada.ca/wp-content/uploads/ 2014/07/mpr-2015-01-21.pdf, p. 3.

69. Energy Charter Secretariat (2007). «Putting a Price on Energy: International Pricing Mechanisms for Oil and Gas».

70. Fudenberg. D., Tirole J. (1989). «Noncooperative Game Theory for Industrial Organization: An Introduction and Overview», Handbook of Industrial Organization, Elsevier Science Publishers.

71. Gibbard A. (1973). «Manipulation of voting schemes: A general result», Econometrica, v.41, 587.

72. Gibbons R. (1992). «Game Theory for Applied Economists», Princeton University Press.

73. Herrero C., Maschler M., Villar A. (1995). «Personal rights and collective ownership: the rights-egalitarian solution», University of Alicante.

74. Hotelling H. (1931). «The Economics of Exhaustible Resources», Journal of Political Economy, № 2, 1931, p. 137-175.

75. IMF (2015). «Regional Economic Outlook. Middle East and Central Asia 2015».

76. International Energy Agency «World Energy Outlook 2014».

77. Leach A. (2015). «The oil price crash and the oil sands» http://www.macleans.ca/ economy/economicanalysis/the-oil-price-crash-and-the-oil-sands/.

78. Loulou R., Goldstein G., Noble k. (2004). «Documentation for the MARKAL: Family of Models», Energy Technology Systems Analysis Programme - http://www.iea-etsap.org/web/MrklDoc-I_StdMARKAL.pdf.

79. Lucas, William F. (1969), «The Proof That a Game May Not Have a Solution», Transactions of the American Mathematical Society (American Mathematical Society) 136: p. 219-229.

80. Marris R. (1964). «The Economic Theory of Managerial Capitalism», Macmillan, London.

81. Messner S., Strubegger M. (1995). «Model-Based Decision Support in Energy Planning» -IIASA, 1995.

82. Moulin H. (1996). «Incremental Cost Sharing: Characterization by Coalition Strategy Proofness», Discussion Paper. Department of Economics, Duke University March 1996.

83. Moulin H., Shenker S. (1994). «Average Cost Pricing Versus Serial Cost Sharing: an Axiomatic Comparison», Journal of Economic Theory, 64, p. 178-201.

84. Nash John F. (1950), «Equilibrium points in N-person games», Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America 36, p. 48-49.

85. Nash, John F. (1951), «Non-cooperative games», Annals of Mathematics 54, p. 286-295.

86. Nash, John F. (1953). «Two-person Cooperative Games». Econometrica 21, p. 128-40.

87. OPEC «Annual Statistical Bulletin 2015».

88. OPEC «World Oil Outlook 2014».

89. Rutledge I., Wright P. (1998). «Profitability and taxation in the UKCS oil and gas industry: analyzing the distribution of rewards between company and country?», Energy Policy, v. 26, № 10, 1998, p. 795-812.

90. Shapley L. (1953). «A value for n -person games», in Kuhn, H.; Tucker, A.W., Contributions to the Theory of Games II, Princeton, New Jersey: Princeton University Press, p. 307-317.

91. Shapley L. (1967). «On Balanced Sets and Cores», Naval Research Logistics Quarterly, 14, p. 453-460.

92. Simon H.A. (1959). «Theories of decision making in economics», American Economic Review, Vol 49, June p 56-65.

93. U.S. Energy Information Administration «International Energy Outlook 2014».

94. Von Neumann J., Morgenstern O. (1944). «Theory of games and economic behavior». Princeton: Princeton University Press.

95. Wall Street Journal (2014). «Oil-Price Slump Strains Budgets of Some OPEC Members», 10 October 2014.

96. Williamson O.E. (1964). «The Economics of Discretionary Behaviour», Prentice-Hall, New York.

97. Wood Mckenzie, Business Insider, U.S. Global Investors (2014). http://www.proactiveinvestors.com/columns/frank-talk/5212/everyone-loves-a-discountbut-wheres-the-support-for-oil-prices-5212.html

98. Yardeni E. (2015). «S&P 500 Sectors & Industries Profit Margins», Yardeni Research, Inc., May 6, 2015.

99. Young H.P. (1985). «Producer Incentives in Cost Allocation», Economitrica, 53, p. 565575.

100. Young H.P. (1986). «Taxation and bankruptcy», University of Maryland, July 1986.

101. Young H.P. (1988). «Distributive justice in taxation», Journal of Economic Theory, 48, p. 321-335.

Приложение А. Прогноз предельных затрат на добычу нефти в мире

В рамках научно-исследовательской работы автор принял участие в разработке модели формирования предложения углеводородов на мировых рынках. Ниже дано краткое описание модели и основных результатов.

В рамках моделирования мирового предложения нефти рассматривается следующий перечень стран-производителей нефти: Саудовская Аравия, Россия, США, Китай, Канада, Иран, ОАЭ, Кувейт, Ирак, Мексика, Венесуэла, Нигерия, Бразилия, Ангола, Катар, Ливия, Алжир. Выбранная номенклатура покрывает более 80% мировой добычи нефти в 2013 г.

Выделяются следующие типы нефти:

- традиционная оншорная;

- традиционная оффшорная;

- нефть труднопроницаемых пород / сланцевая нефть (tight oil);

- сверхтяжелая нефть;

- нефтяные пески.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов делятся на:

- накопленную. добычу;

- разрабатываемые запасы;

- неразрабатываемые запасы;

- ресурсы.

Запасы и ресурсы агрегируются в зависимости от их крупности:

- гигантские - уникальные по своим масштабам отдельные месторождения с начальными запасами более 1,7 млрд. т нефти;

- крупные - совокупности провинций/залежей/месторождений с начальными запасами от 70 млн. т до 1,7 млрд. т нефти;

- малые - совокупности провинций/залежей/месторождений с начальными запасами менее 70 млн. т нефти.

Оценки показателей запасов и ресурсов нефти, а также затрат на их разработку приведены в таблицах А1 и А2 соответственно.

Таблица А1. Оценка объемов накопленной добычи, запасов и ресурсов нефти в крупнейших странах-производителях, млн. т

i s о S g % о о <С в « od У od к od а Г) < >У (D « w л а

ч а О о Рч 8 я « Ы Si о Si

Накопленная добыча 18 717 21 696 30 875 5 874 5 272 9 386 4 329 5 884 4 820

Традиционная оншорная нефть

Разрабатываемые гигантские запасы 20 353 540 366 1 642 2 218 8 486

Разрабатываемые крупные запасы 1 299 3 239 430 1 329 216 1 314 6 018 1 305 4 570

Разрабатываемые малые запасы 3 455 1 355 375 54 693 830

Неразрабатываемые крупные запасы 2 944 2 099 320 327 93 7 557 901 5 486 6 032

Неразрабатываемые малые запасы 2 239 1 008 92 23 3 988 3 488

Крупные ресурсы 6 419 4 378 1 652 5 686 705 2 677 458 330 4 880

Малые ресурсы 4 670 5 205 1 604 176 1 413 210

Традиционная оффшорная нефть

Разрабатываемые гигантские запасы 4 566 939 2 389

Разрабатываемые крупные запасы 4 387 167 97 72 112 358 2 777 97

Разрабатываемые малые запасы 56 306 117 194 389 61

Неразрабатываемые крупные запасы 2 621 100 72 18 48 3 059 730 199

Неразрабатываемые малые запасы 33 228 29 1 657 102 127

Крупные ресурсы 3 021 750 274 308 378 1 084 371 12

Малые ресурсы 250 869 502 587 52 8

Запасы сверхтяжелой нефти

Запасы нефтяных песков 26754

Запасы сланцевой нефти

Ресурсы сверхтяжелой нефти 2 250 119 1

Ресурсы нефтяных песков 1 680 25 14 561

Ресурсы сланцевой нефти 5 150 4 582 2 091 359

Мексика Венесуэла Нигерия Бразилия Ангола Катар Алжир Ливия Прочие

Накопленная добыча 6 139 9 596 4 224 1 927 1 387 1 503 2 884 3 735 25 000

Традиционная оншорная нефть

Разрабатываемые гигантские запасы 611

Разрабатываемые крупные запасы 134 841 608 70 309 3 346 5 522

Разрабатываемые малые запасы 145 159 233 97 345 511 5 522

Неразрабатываемые крупные запасы 44 3 364 683 102 187 1 551 10 255

Неразрабатываемые малые запасы 48 636 262 32 209 237 10 255

Крупные ресурсы 269 1 262 639 28 673 535 13 904

Малые ресурсы 292 239 245 200 752 82 13 904

Традиционная оффшорная нефть

Разрабатываемые гигантские запасы 636 200

Разрабатываемые крупные запасы 247 1 611 1 173 689 1 149 563 2 366

Разрабатываемые малые запасы 618 246 623 176 86 2 366

Неразрабатываемые крупные запасы 291 272 750 381 216 1 681 261 4 395

Неразрабатываемые малые запасы 52 288 80 195 257 40 4 395

Крупные ресурсы 1 775 1 169 3 058 788 461 90 11 376

Малые ресурсы 448 642 712 71 14 11 376

Запасы сверхтяжелой нефти 21 200

Запасы нефтяных песков

Запасы сланцевой нефти

Ресурсы сверхтяжелой нефти 30 250 4 657

Ресурсы нефтяных песков 90 200 12 812

Ресурсы сланцевой нефти 1 426 912 721 776 3 551 8 936

Источники: BGR, USGS, EIA, IEA, Wood Mackenzie, Роснедра, ЦДУ ТЭК, OGJ, BP

Таблица А2. Затраты на добычу разных типов нефти в странах-производителях, долл./т

ак я си « « О СЗ ис с <С В « а ати а даа ар Г) < т « е в Л

др С о Р С и « Ы Si О £ S

Гиганты оншор 58 93 100 57 64 165

Оншор крупные разрабатываемые запасы 61 110 106 124 106 63 69 70 78

Оншор крупные неразрабатываемые запасы 68 165 186 194 186 67 93 107 181

Оншор крупные ресурсы 180 231 201

Оншор малые разрабатываемые запасы 120 117 137 117 69 76

Оншор малые неразрабатываемые запасы 175 207 217 207 73 116

Оншор малые ресурсы 200 254 222

Гиганты оффшор 110 103 108

Оффшор крупные разрабатываемые запасы 116 161 217 246 217 113 118 154

Оффшор крупные неразрабатываемые запасы 156 221 317 326 317 154 214 245

Оффшор крупные ресурсы 241 332 363 332

Оффшор малые разрабатываемые запасы 177 241 273 123 129 168

Оффшор малые неразрабатываемые запасы 237 351 363 168 233 267

Оффшор малые ресурсы 257 373 400

Нефтяные пески 1 категория 280 270

Нефтяные пески 2 категория 340 330

Нефтяные пески 3 категория 412 402

Нефтяные пески 4 категория 485 475

Сланцевая / Tight нефть 1 категория 475

Сланцевая / Tight нефть 2 категория 547

Сланцевая / Tight нефть 3 категория 585

Сланцевая / Tight нефть 4 категория 657

ак и 9 а л m сэ я и р е я ли а л о ар т | ив е и

е 2 е н е m г и Н аз р w гн <С & <С и Ч О £

Гиганты оншор 77

Оншор крупные разрабатываемые запасы 70 73 83 78 86 60 145

Оншор крупные неразрабатываемые запасы 122 92 137 71 159 83 200

Оншор крупные ресурсы 129 79 173

Оншор малые разрабатываемые запасы 86 89 101 93 95 66 150

Оншор малые неразрабатываемые запасы 150 112 167 150 174 91 220

Оншор малые ресурсы 158 172 191

Гиганты оффшор 110 144 295

Оффшор крупные разрабатываемые запасы 117 154 140 100 122 115 180

Оффшор крупные неразрабатываемые запасы 281 328 290 245 163 191 260

Оффшор крупные ресурсы 297 312 258

Оффшор малые разрабатываемые запасы 188 171 123 133 127 200

Оффшор малые неразрабатываемые запасы 401 331 299 178 210 260

Оффшор малые ресурсы 353 315

Сверхтяжелая нефть 1 категория 270

Сверхтяжелая нефть 2 категория 330

Сверхтяжелая нефть 3 категория 402

Сверхтяжелая нефть 4 категория 475

Сланцевая / Tight нефть 1 категория 365

Сланцевая / Tight нефть 2 категория 415

Сланцевая / Tight нефть 3 категория 475

Сланцевая / Tight нефть 4 категория 540

Источники: Wood Mackenzie, Deutsche Bank, BP, EIA, 1EA, 1-предприятие, оценки ИНП РАН

Представляется, что такая степень агрегирования позволяет говорить о получении достаточно однородных совокупностей углеводородов, каждая из которых будет характеризоваться типовыми условиями разработки. В модели такие типовые условия формализуются в виде кривых разработки каждого типа углеводородов - они представлены на рис. А1. При этом по горизонтальной шкале обозначено время разработки, а по вертикальной - та доля разрабатываемых запасов, которая будет добыта в конкретный год (площадь под кривой равна объему разрабатываемых углеводородов). Отличительными чертами каждой кривой являются время разработки, время достижения пика, уровень пика и кривизна падающей послепиковой части.

20%

15%

Традиционная нефть

I ОФФШОРНАЯ

10%

5%

0%

—I—I—I—I I Т I—I—I—I—I—I—I—Г^

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 Год разработки

25% 20% 15% 10% 5% 0%

Нетрадиционная нефть

Т—I—I—I—I—I—I—I I Н I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I 14 I—ГТ—I—I—I—I—I—п

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 Год разработки

Рис. А1. Типовые кривые разработки нефти

На рис. А2, А3 и А4 показаны построенные с использованием модели кривые наиболее эффективного предложения нефти в мире, удовлетворяющего спрос в 2015, 2020 и 2030 годах. Замыкающими поставщиками оказываются наиболее дешевые запасы сланцевой нефти в США (затраты на месторождении около 50-55 долл./барр.), битуминозных песков Канады (45-55 долл./барр.) и сверхтяжелой нефти Венесуэлы (4555 долл./барр.), а также оффшорная нефть Китая, Бразилии, Нигерии (45-49 долл./барр.).

60

50

- 40

■а

■с

3 30 н

Н 20

3

10

2015 год Спрос

К

___^

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

ОБЪЕМ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ, млн т

4000

4500

5000

Рис. А2. Кривая наиболее эффективного предложения нефти в мире, покрывающего спрос

в 2015 г.

0

0

0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

ОБЪЕМ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ, млн т

Рис. А3. Кривая наиболее эффективного предложения нефти в мире, покрывающего спрос

в 2020 г.

ОБЪЕМ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ, млн т

Рис. А4. Кривая наиболее эффективного предложения нефти в мире, покрывающего спрос

в 2030 г.

Приложение Б. Оценка доли добычи нефти и газа в России за счет новых районов

Процесс оценки доли добычи нефти и газа в России за счет новых районов состоит из двух этапов. На ретроспективном периоде используется статистика ЦДУ ТЭК в разрезе компаний, на перспективном - результаты модели долгосрочного прогнозирования состояния ТЭК России.

В таблице Б1 представлен оценочный расчет доли добычи нефти в России за счет новых районов на ретроспективном периоде, в таблице Б2 - аналогичный показатель для добычи газа. Эта информация собиралась частями - большая часть таблиц сформирована на основе данных журнала ИнфоТЭК, где публикуется статистика ЦДУ ТЭК (однако вследствие отсутствия у автора некоторых выпусков существуют «пробелы» в динамических рядах. Также следует отметить, что в некоторые годы в приводимой номенклатуре одна и та же компания может то появляется, то исчезать). Первичные таблицы ЦДУ ТЭК имеются у автора только для нескольких лет по добыче нефти.

Таблица Б1. Оценка доли добычи нефти в России за счет новых районов на

ретроспективном периоде

Наименование компании** 2000* 2001* 2002 2003 2004 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Северная нефть 760 988 1516 2267 3403 5616 5349 4759 4083 3633 3514 3086

Полярное сияние 1557 1409 1173 757 1333 1166 1062 911 698 609 518 443

Сахалинморнефтегаз 1351 1378 1590 1652 1836 1767 1764 1636 1665 1516 1420 1423

Сахалинморнефтегаз-шельф 1107 943 802 927 815 815

Ванкорнефть 3 8 3640 12700 15002 18310 21440

Верхнечонскнефтегаз 38 156 1180 2602 5022 7050

Восточно-Сибирская

нефтегазовая компания 38 5 135 39 28 46 63 63 50

Нарьянмарнефтегаз 51 1488 617 7442 3888 1854 1199

Лукойл-КОМИ 3600 3833 3277 5885 6651 9874 11920 13373 13061 13556 13720 13947

Ямалнефтегаз 741 547 476 416 383 341

Газпромнефть-Восток 412 974 1012 1387

Заполярнефть 4862 4463 4191 4101 4173 3964 3763 4033

Сургутнефтегаз (Якутия) 255 260 223 194 233 597 1760 3318 5384 6598 7218

Севернефтегазпром 346 375 339 340 219 125 125

Восточносибирская

управляющая компания 18 99 81 135 441 512 71 346 756 832

Арктикгаз 98 16 190 164 2 0 224 707

Ямал СПГ 1 2 0 0 4 1473 4332

Сахалинэнерджи 1553 1957 1460 1400 1581 1681 1432 5504 6047 5758 5508 5395

Якутскгазпром/Якутская ТЭК 69 70 71 71 71 77 80 84 86 84 87 88

Таймыргаз 22 35 66 86 84 90 118

КомиАрктикОйл 857 848

Арктикнефть 96 89 82 73 40 38 29 31 33 32 31

Петросах 197 203 202 155 128 70 68 6 62

Печоранефтегаз+Печоранефть 245 261 335 454 597 645 621 506 415 395 245 255

Печоранефтегазпром 4233 4124

ДО Роснефть (Сахалин-1) 1418 1752

Итого новые районы 10189 11760 10485 13438 23039 27119 29610 39210 58426 61726 73079 73028

Добыча нефти в России 295018 317621 379027 421346 458805 491306 488486 494247 505130 511422 518042 523296

Доля новых районов 3,5% 3,7% 2,8% 3,2% 5% 5,5% 6% 8% 12% 12% 14% 14%

* в 2000 и 2001 гг. расчет сделан на основании данных за 11 месяцев

** Наименования компаний приводятся без уточнения формы их организации и (для большей части) принадлежности материнским компаниям

Таблица Б2. Оценка доли добычи газа в России за счет новых районов на ретроспективном периоде

Наименование компании** 2000* 2001* 2002 2003 2004 2005* 2006* 2007* 2008* 2011 2012 2013

Северная нефть 4 25 62 125 173 219 272 276 343 308 267

Полярное сияние 14 27 28 29 27 28 65 51 44

Ванкорнефть 9 36 49 4381 5552 6548

Верхнечонскнефтегаз 2 573

Нарьянмарнефтегаз 4 22 7 7 6 37 420 255 259

Лукойл-КОМИ 343 336 399 388 546 604 750 675 701 1534 1556 1806

Ямалнефтегаз 3648 4907 7272 9477 9267 9645

Газпромнефть-Восток 105 136

Заполярнефть 177 981 980 1126 832 878 2580 2830 2903

Сургутнефтегаз (Якутия) 1 2 7 28 560 633 699

Газпром добыча Иркутск 12 41 83

Ханчейнефтегаз 115 417 528 632 534 417 278

Севернефтегазпром 3035 2952 2896 2861 2803 2584 15800 23300 23100

Восточносибирская

управляющая компания 1 1 190 554 705

Ямал СПГ 78 66 101

Сахалинэнерджи 245 194 180 279 264 203 221 123 16201 17440 17592

Якутскгазпром/Якутская ТЭК 1370 1360 1402 1157 1217 1027 1099 1622 1700 1728

Добыча за счет новых районов 3493 3954 5412 5678 6719 6217 7490 8011 10494 54001 63746 65509

Добыча в России 530110 525639 594864 620325 633502 581526 596012 533298 552590 687540 671520 683992

Доля новых районов 0,7% 0,8% 0,9% 1% 1,1% 1,1% 1,3% 1,5% 1,9% 7,9% 9,5% 9,6%

* в 2000, 2001, 2005, 2006 гг. расчет сделан на основании данных за 11 месяцев; в 2007-2008 гг. - на основании данных за 10 месяцев

** Наименования компаний приводятся без уточнения формы их организации и (для большей части) принадлежности материнским компаниям

Помимо неполной статистической базы, которая была отмечена выше, возникли дополнительные нюансы, связанные со сделками слияния-поглощения и переименованием добывающих компаний. Однако в процессе сбора информации автору удалось учесть, вероятно, большую часть таких примеров.

Что касается гипотез доли новых районов на перспективе, то они сформированы с учетом прогнозов добычи нефти и газа, которые получены в модели долгосрочного прогнозирования состояния ТЭК России в рамках формирования оптимальных топливно-энергетических балансов (см. раздел 1.1). На рисунках Б1 и Б2 представлен прогноз добычи нефти и газа в России в разрезе регионов и категорий запасов углеводородов, которые описаны в таблицах 1.2-1.3. Если на графиках в названии категории присутствует слово «новые», значит в рамках авторских расчетов она относится к новым районам добычи.

Таким образом, на долю новых районов в 2020 году приходится порядка 27% добычи нефти и 15% газа в России, в 2030 году - порядка 52% добычи нефти и 29% добычи газа. С учетом полученных оценок были сформированы гипотезы доли новых районов на перспективном периоде в разделах 3.1 и 4.1.

Рисунок Б1. Прогноз добычи нефти в России в разрезе регионов и категорий запасов нефти, а также оценка доли добычи за счет новых районов на перспективном периоде

Рисунок Б2. Прогноз добычи газа в России в разрезе регионов и категорий запасов газа, а также оценка доли добычи за счет новых районов на перспективном периоде

Приложение В. Структуры цен и выручки при реализации российских нефти, нефтепродуктов и газа на внутреннем и внешнем рынках

Часть 1. Нефтяной сектор

Таблица В1. Структура цены реализации нефти на внутреннем рынке России в сценарии _Reference, долл.(2012)/т_

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость* 37,6 84,4 99,0 64,0 110,6 131,8 151,2

Амортизация 8,8 22,8 27,5 28,4 30,6 32,9 35,2

НДПИ 52,1 80,7 138,8 102,9 221,6 233,2 243,4

Инвестиции за счет прибыли 6,4 14,5 27,5 28,4 30,6 32,9 35,2

КЭШ компаний 27,4 5,9 34,0 79,4 67,6 56,2 47,1

Налог на прибыль 8,4 5,1 15,4 27,0 24,6 22,3 20,6

Цена производителя 140,7 213,4 342,0 330,1 485,6 509,1 532,7

Таблица В2. Структура цены реализации нефти на внешнем рынке в сценарии Reference, _долл.(2012)/т_

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость* 37,6 84,4 99,0 64,0 110,6 131,8 151,2

Амортизация 8,8 22,8 27,5 28,4 30,6 32,9 35,2

НДПИ 52,1 80,7 138,8 102,9 221,6 233,2 243,4

Транспортные затраты 15,1 39,9 47,9 29,4 44,0 46,7 49,4

Инвестиции за счет прибыли 6,4 14,5 27,5 28,4 30,6 32,9 35,2

КЭШ компаний 33,5 8,0 6,6 52,1 40,2 28,9 19,7

Налог на прибыль 10,0 5,6 8,5 20,1 17,7 15,4 13,7

Экспортная пошлина 137,6 277,0 392,2 134,7 191,3 207,6 223,8

Цена реализации 301,1 532,9 748,0 460,0 686,7 729,2 771,7

Таблица В3. Структура цены реализации бензина промышленным потребителям в России _в сценарии Reference, долл.(2012)/т_

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость производства 258,6 298,5 469,8 508,8 716,2 755,9 795,6

Чистая прибыль 28,9 191,0 94,9 35,2 92,4 91,4 90,4

Налог на прибыль 7,2 47,8 23,7 8,8 23,1 22,9 22,6

Отпускная цена производителя 294,7 537,3 588,4 552,8 831,7 870,1 908,6

Акциз 116,8 128,4 232,7 130,0 106,7 100,1 99,3

Транспортные затраты 14,5 33,2 50,3 30,9 46,2 49,0 51,9

Сбытовая надбавка 59,4 57,2 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Цена реализации 485,3 756,1 971,4 813,7 1 084,5 1 119,3 1 159,8

Таблица В4. Структура цены реализации ДТ промышленным потребителям в России в _сценарии Reference, долл.(2012)/т_

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость производства 233,7 256,6 433,9 466,0 656,0 692,4 728,7

Чистая прибыль 121,9 215,3 260,8 117,7 189,1 196,9 204,7

Налог на прибыль 30,5 53,8 65,2 29,4 47,3 49,2 51,2

Отпускная цена производителя 386,1 525,7 759,9 613,1 892,4 938,5 984,6

Акциз 34,7 38,2 168,4 77,1 72,3 67,8 67,3

Транспортные затраты 14,5 33,2 50,3 30,9 46,2 49,0 51,9

Сбытовая надбавка 34,5 59,1 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Цена реализации 469,8 656,3 1 078,6 821,1 1 110,8 1 155,3 1 203,8

Таблица В5. Структура цены реализации мазута промышленным потребителям в России в _сценарии Reference, долл.(2012)/т_

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость производства 119,5 164,5 237,3 251,9 355,2 374,8 394,4

Чистая прибыль 10,2 69,3 7,5 -48,5 -57,2 -58,7 -60,2

Налог на прибыль 2,5 17,3 1,9 -12,1 -14,3 -14,7 -15,0

Отпускная цена производителя 132,2 251,1 246,7 191,3 283,7 301,4 319,2

Транспортные затраты 10,0 22,9 34,6 21,3 31,8 33,8 35,7

Сбытовая надбавка 1,5 90,8 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Цена реализации 143,7 364,8 381,4 312,6 415,5 435,2 454,9

Таблица В6. Структура цены реализации бензина на внешнем рынке в сценарии Reference,

долл.(2012)/т

2005 2010 2013 2015 2020 2025 2030

Себестоимость производства 258,6 298,5 469,8 508,8 716,2 755,9 795,6

Транспортные затраты 14,5 33,2 50,3 30,9 46,2 49,0 51,9

Чистая прибыль 27,1 62,1 -96,2 -140,4 -95,4 -98,7 -102,0

Налог на прибыль 6,8 15,5 -24,0 -35,1 -23,9 -24,7 -25,5

Экспортная пошлина 74,2 199,0 353,0 105,1 57,4 62,3 67,1

Цена реализации 381,1 608,4 752,8 469,2 700,4 743,8 787,2

Таблица В7. Структура цены реализации ДТ на внешнем рынке в сценарии Reference,