Нефтегазодобывающая отрасль

Возможен еще один принципиально нерыночный метод снижения цен на нефть. Как утверждает Боб Вудворд в книге «План атаки», между Вашингтоном и Эр-Риядом существовало тайное соглашение относительно того, что Саудовская Аравия в преддверии президентских выборов в США обязуется гарантировать сохранение мировых цен на нефть на уровне 22-28 долларов за баррель. И это было реально, учитывая, что по заявлениям Саудовской Аравии ее резервные производственные мощности составляют порядка 2-3 млн. баррелей в сутки. Вполне вероятно, что такой путь разрешения сложившейся острой ситуации на нефтяном рынке потребует гораздо меньших усилий со стороны американской администрации, нежели крайне болезненная процедура коррекции механизма спекулятивного ценообразования. Однако с геополитической и стратегической точек зрения этот, несомненно, «силовой» метод воздействия на рынок с использованием нефтяных ресурсов Саудовской Аравии может иметь трудноконтролируемые последствия.

И все же, что произойдет, если в ближайшее время цены не удастся восстановить на приемлемом для потребителей уровне?

Возможно, что в условиях высоких цен экономика Соединенных Штатов может войти в фазу спада, а вслед за ней и экономики регионов - основных экспортеров в США: Азии, Латинской Америки, Европы. В конечном счете, это может привести к падению спроса на нефть и к очередному дисбалансу в связке «спрос-предложение». Последующее движение цен вниз восстановит баланс «спроса-предложения», но уже на более низком уровне. Таким образом, и «силовой», и «административный» пути восстановления устойчивости нефтяного рынка, а также чисто рыночный путь ведут к одному и тому же результату - снижению крайне высоких текущих цен на нефть. Временная реализация того или иного сценария довольно трудно прогнозируема, поскольку определяется меняющимся балансом политических и экономических сил, плотно сгруппированных вокруг мирового рынка нефти.

Существующий спекулятивно высокий уровень цен на нефть поддерживается в долгосрочном плане и еще одним фактором - наличием неопределенности относительно устойчивости добычи нефти в России. Кроме того, в отличие от 80-х годов, у западных стран нет новой Аляски, Северного моря, а разработка «нетрадиционных» источников нефти Канады - дело более далекого будущего. Поэтому сегодня уже не кажутся абстрактными разговоры о возможном прохождении пика мировой добычи нефти в ближайшие годы. Если еще два-три года назад такие обсуждения велись в чисто теоретическом плане, то сегодня и инвесторы, и нефтяники обсуждают конкретные вопросы возможных перемен в организации мирового рынка нефти в случае истощения крупнейших месторождений. Основная проблема очевидна - отсутствие новых высокодебитных месторождений нефти. В настоящее время и в ближайшем будущем основная добыча будет осуществляться на уже открытых и разрабатываемых нефтяных полях. Однако насколько бы ни была совершенной технология по повышению нефтеотдачи пластов, все же дополнительно извлекаемые объемы нефти имеют свои ограничения. И этой нефти не слишком много.

На рисунке 1.30 показаны те объемы нефти и газа, которые необходимо добывать и на вновь осваиваемых площадях, и с помощью методов повышения нефтеотдачи. Из рисунка видно, что с каждым годом доля вновь осваиваемыx нефтяных месторождений должна возрастать. Если этого не произойдет, то суммарная добыча начнет падать на 4-6% в год. При этом важно иметь в виду следующие естественные oгpaничения. Во-первых, дополнительно извлекаемые объемы нефти имеют свои максимальные пределы. Конечно, могут быть исключения - как в Северном море или Мексиканском заливе, - но в целом методы интенсификации нефтеотдачи вряд ли могут дать суммарно более трети добытой нефти. Во-вторых, существуют не так много новых, еще неосвоенных крупных месторождений. Они в основном сосредоточены в северных арктических районах-шельфах, включая его российскую часть, море Бофорта, Гренландию. Все эти месторождения требуют значительных капитальных вложений и новых технологий глубоководного бурения, строительства морских платформ в чрезвычайно суровых северных условиях. Себестоимость добычи нефти на таких «трудных» месторождениях оценивается в пределах 10-15 долларов за баррель, что очень много по сравнению с двумя долларами за баррель ближневосточных месторождений.

Рисунке 1.30 - Прогнозируемые объемы добычи нефти и газа из уже разрабатываемых и новых месторождений, млн.барр. нефтяного эквивалента/сут

С сегодняшних позиций переход к освоению новых труднодоступных месторождений не кажется экономически привлекательным для нефтяных компаний. Аналогичная ситуация возникает и для нефтедобывающих стран Персидского залива в случае разработки более капиталоемких месторождений. В связи с этим появляется еще один принципиально важный ограничитель нефтедобычи - инвестиции. Как разработка «старых» месторождений, находящихся на падающей стадии добычи, так и осуществление новых проектов требуют дополнительных вложений. Основные нефтедобывающие страны не обладают, как правило, капиталом в таких объемах. Поэтому суперважным становится вопрос о доступе компаний этих стран к глобальным рынкам капитала и создании необходимых условий для его привлечения. При этом долгосрочные международные санкции, а также явно и неявно сформулированные ограничения со стороны нефтедобывающих стран могут значительно осложнить разработку новых перспективных месторождений. Таким образом, возможная неопределенность в международном инвестиционном климате также не будет способствовать росту предложения нефти.

Тем не менее, с экономической точки зрения, в самое ближайшее время не должно быть значительных изменений в принципах функционирования мирового рынка нефти. Баланс «спроса-предложения» может меняться в зависимости от экономической и политической конъюнктуры и находить свое адекватное отражение в цене, но наличие резервных производственных мощностей в Персидском заливе не дает серьезных оснований для выводов о возможности значительного снижения объемов добычи.

В таблице 1.5 представлен набор основных факторов влияния на нефтяные цены. Тем или иным из них можно приписывать различную значимость, но в целом именно этот набор факторов содержится в большинстве аналитических прогнозов. Их суммирование позволяет утверждать, что господствующим на ближайший период времени, начиная с 2005г., будет нисходящий ценовой тренд.

Таблица 1.5 - Основные факторы влияния на баланс спроса и предложения

Такое мнение основывается на чисто экономических подходах. Другое дело - политика, которая редко вписывается в экономические модели. С политической точки зрения, текущее (явно разбалансированное) состояние нефтяного рынка нуждается в значительной корректировке, возможно, даже в смене фундаментальных принципов, лежащих в его основе. Но в любом случае, с позиций и экономики, и политики, ценовой тренд должен поменять свою направленность.

Гораздо более определенной представляется траектория ценового тренда в среднесрочной и долгосрочной перспективе. Геологические данные, экономический и политический анализ свидетельствуют о большей вероятности восходящей ценовой тенденции. Возможные неопределенности связаны, в частности, с тем, насколько удастся России сохранить свою нефтедобывающую инфраструктуру в дееспособном состоянии до того периода, когда мировые цены вновь, после периода падения, сделают добычу рентабельной. Неясно также, смогут ли нефтедобывающие страны Персидского залива в этот период времени удержать достигнутый уровень демократии и некоторой либерализации экономики. Понятно, что усиление радикализма в этих государствах еще более осложнит привлечение глобального капитала в сферу нефтедобычи. Все эти возможные риски и неопределенности только увеличивают вероятность дальнейшего взрывного подъема цен.

Американские эксперты, в отличие от своих европейских коллег, четко осознают всю реальность указанной перспективы. Поэтому их пристальное внимание в последнее время направлено на точную оценку степени истощения крупнейших нефтяных месторождений. Пессимистичные выводы, к которым они приходят, свидетельствуют об одном - через несколько лет уровень предложения нефти может быть заметно ниже уровня спроса.

Каким образом в этих принципиально новых условиях дефицита предложения дешевой нефти будет трансформироваться мировой рынок нефти? Это сложный вопрос, ответ на который необходимо искать сегодня.

В настоящее время в американском аналитическом сообществе все большую поддержку получает идея о необходимости значительного сокращения стран и регионов, откуда в недалеком будущем могла бы импортироваться нефть. Это означает, что в следующее десятилетие целостность мирового рынка нефти может быть подвергнута существенному пересмотру.

Что конкретно может представлять собой новый фрагментированный рынок нефти? В ядро первого сегмента может войти наиболее емкий рынок нефти и нефтепродуктов - США. Основные потоки нефти пойдут туда из Латинской Америки, Западной Африки, Канады, с северных арктических шельфов. Американские инвестиции и новейшие технологии позволят наладить относительно устойчивую и эффективную добычу, но при этом неизбежно будут присутствовать элементы административного регулирования. Переход к такому типу рынка, центрированному вокруг основного нефтепотребителя, даст возможность США относительно безболезненно приступить к использованию новых видов альтернативного топлива и транспортных систем.

Гораздо более неопределенными представляются перспективы другого сегмента мирового рынка нефти. Здесь нет явного лидера. Европа вряд ли сможет претендовать на неоспоримый приоритет в качестве основного нефтепотребителя. Шансы Китая, ввиду численности его населения и темпов экономического роста, выглядят более предпочтительными. Однако возможная связка Китай - Персидский залив выглядит для многих очень угрожающей, и потому ее реализация не очень вероятна в ближайшее время.

Очевидно, что процесс перехода к новому формату мирового рынка нефти не может произойти безболезненно. Несомненно, что это должно сопровождаться дальнейшим усилением протекционизма во внешней торговле. Поэтому, скорее всего, неизбежен какого-либо рода крупный конфликт. Переход к новому формату может быть в некоторой степени аналогичен той трансформации мирового рынка нефти, которая произошла в 1973г. в форме военного конфликта на Ближнем Востоке. В тот период чрезвычайно высокого спроса на нефть были исчерпаны все резервные производственные мощности. Цена на сырую нефть была значительно занижена и неизбежность ее роста для выравнивания уровня «спроса-предложения» не вызывала сомнений. Единственное, что было неясно, - через какой механизм будут проходить эти процессы. В данном случае вмешалась «большая политика». Аналогичным образом и будущая фрагментация мирового рынка нефти в условиях недостаточности предложения может быть материализована в каких-то пока не ясных внеэкономических формах. Тут, кстати, следует иметь в виду, что «недостаточность» предложения в настоящее время искусственно конструируется как результат высоких цен на нефть, сложившихся в ходе глобальных спекулятивных игр на NYMEX. В действительности имеет место некий «фиктивный», завышенный уровень спроса, создаваемый информационными потоками на фоне заниженного уровня предложения.

Причем стремительность, с которой развивалась ситуация в 2004г., делает весьма реальной возможность переформатирования мирового рынка нефти не в следующем десятилетии, а в гораздо более близкий период времени. Реальными причинами такой «досрочной» реорганизации, если она все же произойдет, будут спекулятивные биржевые игры и «большая политика», но отнюдь не экономика. При этом на поверхностном уровне формальные обоснования коренной реорганизации рынка нефти могут быть поданы как следствия чрезвычайно высоких цен на нефть, вызванных не биржевыми спекуляциями, а «политикой сдерживания» в сфере нефтедобычи стран-членов ОПЕК.

Что же касается макроэкономического объяснения изменений цен на нефть, оно может быть осуществлено в рамках монетарной теории с выделением особой роли процентных ставок. Как известно, процентная ставка, определяющая в самом общем виде стоимость использования заемных средств, играет роль регулятора спроса и предложения на финансовых рынках. Управляя объемом денежной массы, процентная ставка оказывает значительное воздействие на темпы инфляции, динамику внешней торговли, уровни производства и безработицы.

Высокая процентная ставка, прежде всего, влечет за собой уменьшение предложения денег и, соответственно, снижение спроса на кредиты. Низкая процентная ставка, означающая увеличение предложения денег, стимулирует инвестиции в материальные активы, способствует росту спроса на сырьевые товары. В свою очередь, увеличение спроса на базовое сырье толкает вверх цены на них.

Устойчивый рост цен на товарно-сырьевом рынке в 2001-2004 гг., как и в предшествующие периоды времени - в 1972-1974, 1979-1982, 1994-1995 гг., -происходит на фоне уменьшения процентных ставок, под которые ссужает деньги американская Федеральная резервная система (ФРС). С 2001г. в США они снизились с 6,5 до 1%. С учетом ежегодной инфляции в 2-3% уровень реальных процентных ставок в США оказался в области отрицательных значений.

Констатация несомненной связи уровня процентных ставок и цен на нефть дает новые основания для объяснения в терминах монетарной политики причин высоких цен на нефть в 2001-2004 гг. Как известно, цикл «срезания» процентных ставок начался в декабре 2000г. - после мучительного и затяжного процесса выборов президента США. И с этого периода времени отмечается подъем цен на нефть.

Второй момент, обращающий на себя внимание, - это максимально низкий уровень в 19%, до которого была опущена номинальная процентная ставка. Как известно нейтральный уровень, при достижении которого экономика не стимулируется и не ограничивается 4%.

В отличие от скачков цен на нефть 1979-1981 и в 1990-1991 гг. подъем цен в 2001-2004 гг. опирается на целую серию факторов. Длительность «бычьего» нефтяного рынка нельзя объяснить только эскалацией напряженности на Ближнем Востоке и ростом угроз со стороны международного терроризма, хотя их влияние на повышение нефтяных цен несомненно.

Утверждение о решающей роли геополитики в длительных «бычьих» настроениях на мировом нефтяном рынке очень спорно. Ссылки на растущий дисбаланс «спроса-предложения» так же не кажутся убедительными. Фундаментальные причины роста цен на нефть находятся гораздо глубже - они опираются на низкие процентные ставки по всему миру, переход к которым был положен декабрьским историческим решением Федеральной резерв ной системы США. Однако слишком длительное удержание процентных ставок на столь низком уровне может иметь крайне негативные последствия для американской и мировой экономики уже в ближайшем будущем. Плата за победу может оказаться «иррационально избыточной».

Традиционное понимание структуры цены на сырую нефть предполагает выделение трех системообразующих элементов: издержки на разведку и добычу, налоги и прибыль. До начала 2000-х годов подобная структура ценообразования не вызвала в целом сомнений, хотя было ясно, что формируемая на фьючерсном рынке цена неизбежно содержит спекулятивную компоненту. Дестабилизация ситуации с 2002г. в нефтедобывающих странах Персидского залива, Венесуэле, Нигерии, угроза террористических актов выдвинули в качестве нового элемента ценообразования геополитический фактор.

Как правило, в рамках ценового диапазона до 30 долларов за баррель геополитический и спекулятивный факторы четко не разделялись. Анализ причин движения цен на сырую нефть выше 40 долларов за баррель требует гораздо более внимательного и индивидуального подхода ко всем ценообразующим элементам. В связи с этим можно предложить следующую структуры цены и ориентировочные значения ее отдельных компонентов (в рамках абсолютного значения цены на нефть в 50 долларов за баррель, сложившегося в августе 2004г.).

Издержки разведки и добычи нефти. В рамках данной ценовой составляющей отмечаются значительные колебания от 1,5-4 долларов за баррель суммарных издержек на добычу ближневосточной нефти до 10-15 долларов за баррель нефти из битуминозных песчаников Канады, малоосвоенных нефтяных месторождений Восточной Сибири, глубоководных северных шельфов. В прогнозе принято максимальное значение всех издержек на разведку, освоение и эксплуатацию нефтяных месторождений с учетом высоких современных цен на нефть. И эта величина в большей степени отражает будущий, нежели текущий, уровень затрат.

Налоги, роялти, прибыль. Величина этой ценовой составляющей также значительно различается в зависимости от географии нефтедобычи. Ее средний показатель был выбран именно таким образом, чтобы общая сумма всех производственных и иных издержек в сочетании с налогами, роялти, прибылью не превышала 15 долларов за баррель. Строго говоря, эта цена и есть минимальный «порог рентабельности» для нефтяных компаний в текущем десятилетии.

Геополитический фактор. Отдельные исследователи определяют вклад этого элемента в 4-10 долларов на баррель, однако, чрезмерная абсолютизация данного фактора вызвана упрощенным подходом к вопросам ценообразования на нефть, который демонстрируют СМИ.

Слабость американского доллара. На уже упомянутую важную роль этого фактора традиционно указывают все экономисты, исследующие динамику цен на товарно-сырьевых рынках. С точки зрения, например, лауреата Нобелевской премии по экономике профессора Роберта Манделла, в цене любого сырьевого товара необходимо выделять, во-первых, стоимость товара как такового и, во-вторых, то, в какой валюте выражается его стоимость. Поскольку факторы, вызывающие подъем или спад цен на сырьевые товары и на основные мировые валюты, не совпадают, то, как правило, уровень цены и «сила» валюты находятся в оппозиции. Именно это и отмечается сегодня на нефтяном рынке.

Спекулятивный фактор. Наличие этого фактора следует из фундаментальных основ фьючерсных рынков. Однако в силу слабой «разогретости» до 2002г. нефтяного фьючерсного рынка значениями спекулятивной составляющей цены можно было пренебречь. Сегодня уже практически никто не сомневается в спекулятивной природе нефтяных фьючерсных цен. Существуют лишь различия в количественной оценке спекулятивного фактора ценообразования.

Низкие процентные ставки. Решающая роль низких процентных ставок как основного макроэкономического стимула роста спроса на нефть стала очевидной только в самое последнее время. До сих пор официально преобладающим остается мнение, активно декларируемое Министерством энергетики США и Международным энергетическим агентством, согласно которому основной вклад в рост мировых цен на нефть вносит усиливающийся дисбаланс спроса и предложения. Это абсолютно верное утверждение, которое при этом никоим образом не проливает свет на действительные причины возникшего с 2001г. дисбаланса. Возможно, это связано с тем, что и Министерство энергетики США, и Федеральная резервная система разделяют и поддерживают идеологическую, по сути, установку о приоритетности политики высоких цен на нефть и исключительной важности быстрейшего перехода транспортных систем на альтернативное топливо. Однако не столь важно, какими конкретными мотивами руководствовалась федеральная резервная система, однако ее действия с декабря 2000г. по беспрецедентно резкому снижению процентной ставки с 6,5 до 1% и незначительному повышению в последнее время до 1,5% привели к существенному увеличению денежной массы во всем мире и, соответственно, к росту спроса на сырьевые товары. И прежде всего - на нефть. Именно поэтому, низкие процентные ставки - основной компонент образования цен на сырую нефть в период 2001-2004 гг.

Из предложенной гипотетической структуры (см. рис.1.31) практически однозначно следует вероятность предстоящего обвала цен на нефть. Его основное условие - повышение процентных ставок до некоторого критического уровня, способное остановить рост спроса на нефть и одновременно усиливающее американский доллар. Еще одна возможная причина падения цен на нефть - значительное увеличение предложения нефти со стороны всех нефтедобывающих стран.

398

Рисунок 1.31 - Структура факторов, влияющих на цену сырой нефти

Сценарий будущего возможного обвала нефтяного фьючерсного рынка, когда цены на нефть могут упасть с 50 долларов за баррель до 20-25, детально не анализируется в нефтяном экспертном сообществе. Гораздо больше сторонников этот вариант имеет у финансовых аналитиков, которые уже были свидетелями многих глобальных и региональных финансовых падений. Устойчивая приверженность большинства экспертов-нефтяников идее непрерывного дальнейшего роста цен во многом поддерживается осознанием грядущего пика мировой нефтедобычи в 2006-2008 гг. Действительно, проблемные ситуации во всех основных нефтедобывающих регионах делают явно сомнительным значительное увеличение мировой добычи с нынешних 80 млн. баррелей в сутки до 120 млн. баррелей в 2020г. Поэтому вполне логично предположить, что впереди нас ожидает закономерный этап роста цен на нефтью.

Однако, соглашаясь, что эра дешевой нефти закончилась, все же следует еще раз повторить, что происходящий взрывной рост цен на нефть в 2003-2004 гг. обусловлен, в конечном счете, отнюдь не дисбалансом спроса и предложения, а низкими процентными ставками. Практически все аналитики нефтяного рынка согласны с тем, что сегодняшние высокие цены определяются спекулятивными, а не фундаментальными факторами. И, тем не менее, говоря о будущей перспективе, многие из них полагают, что рост цен будет непрерывно продолжаться и далее как результат дальнейшего увеличения спроса. Практически никто из аналитиков нефтяного рынка не связывает высокие цены на нефть с политикой, проводимой Федеральной резервной системой.

Игнорирование перспектив обвального падения цен на нефть во многом связано еще и с тем, что аналитики при объяснении ценовой динамики по-прежнему исходят из традиционного понимания механизмов формирования цены как функции спроса и предложения. Однако преодоление барьера в 50 долларов за баррель автоматически делает классическую концепцию формирования цены явно не адекватной новой реальности. Можно дискутировать о том, где конкретно проходит граница традиционной модели ценообразования - на уровне 50 долларов за баррель или 55-58, - но несомненно одно: достигнутые в 2005г. высокие ценовые значения и их интенсивные колебания не укладываются в рамки классической равновесной модели. Отсюда несложно заключить, что общепринятые утверждения о дальнейшем непрерывном росте цен на нефть опираются на далеко не бесспорные основания.

С точки зрения финансовых аналитиков, крах не есть нечто фатальное, эту стадию (и неоднократно) проходят всё развитые рынки. Однако применительно к нефтяному фьючерсному рынку его возможный крах имеет свои особенности. Они связаны с тем, что предполагаемый обвал цен приведет в недалеком будущем к значительной реорганизации мирового нефтяного рынка. Ранее уже было высказано это предположение, но не были ясны общие контуры и конкретные мотивы предстоящей реорганизации. Привлечение идей «спекулятивного пузыря» дает понимание траектории не только роста цен, но последующего падения и возможной будущей реорганизации рынка.

Как следует из специальных исследований эволюции финансовых рынков, общий период продолжительности краха может составлять от нескольких дней до нескольких недель. В случае «мягкой посадки» спекулятивный пузырь может сдуваться в течение нескольких месяцев или даже лет. Однако вряд ли общая напряженная ситуация может позволить нефтяному фьючерсному пузырю сдуваться слишком долго. Речь, скорее всего, может идти о нескольких неделях или месяцах, в течение которых основная масса инвесторов должна уйти с нефтяного рынка. Именно массовое закрытие позиций с последующей продажей фьючерсных контрактов по стремительно падающей цене может привести к обвалу цен на нефть. Дополнительный рост добычи нефти в странах-членах ОПЕК будет играть роль только одного из информационных сигналов, принимаемых во внимание трейдерами нефтяного фьючерсного рынка. С учетом «стадности» поведения трейдеров и, соответственно, инвесторов ценовое движем должно продолжаться и далее, далеко вниз за границы, соответствующие уровню равновесного баланса спроса и предложения.

7.4 Образование добавочного дохода в нефтяной и газовой отраслях. Природная рента

Горнодобывающие отрасли отличаются от других отраслей тем, что производство в них не полностью воспроизводимо. Основной элемент производственного процесса в этих отраслях - природные ресурсы - не являются продуктом в общепринятом смысле. Условия производства в огромной мере определяются природными факторами. С экономической точки зрения это выражается специфичным характером кривой предложения нефти и газа, имеющей ступенчатую форму (рисунок 1.32).

398

Рисунок 1.32 - Ступенчатое изменение кривой предложения для невозобновляемых ресурсов. Для месторождений А, В, С удельные затраты составляют 300, 500, 800 ед., объем добычи - 5, 10, 20 ед. соответственно

Наличие ступенек отражает тот факт, что условия производства в отрасли неоднородны. Каждая площадка на этом графике представляет качественную характеристику месторождения. Неполная воспроизводимость в нефтегазодобыче выражается тем, что предприятия не могут влиять на высоту ступенек (уровень затрат на добычу), длину площадок, величину запасов, извлекаемых с заданными затратами и направление динамики ступенек, которые могут подниматься (возрастающие затраты на добычу) или опускаться (убывающие затраты на добычу).

В условиях рыночной экономики дифференциация добычи приводит к различному уровню доходов. Это различие в доходах, обусловленное немонотонным характером кривой предложения, называется рентой. Существуют различные виды ренты, механизм формирования которых рассматривается ниже. Сумма всех видов рент образует добавочный доход производителей. Рассмотрим некоторые тенденции в распределении этого дохода между отдельными участками нефтегазового производства.

Само понятие ренты, как принято считать, впервые введено Д.Рикардо в рамках классической политэкономии. Сегодня под рентой обычно понимают разницу между фактическим и некоторым среднеотраслевым доходом, которая возникает не в результате деятельности хозяйствующего субъекта, а благодаря специфическим свойствам самого актива.

Для нефтедобычи используют понятие экономической ренты - разницу между стоимостью продукции и расходами на ее добычу. При этом в состав расходов включаются издержки на добычу, геологоразведку и освоение месторождения, а также среднеотраслевая норма прибыли. Таким образом, в этом случае рента - синоним избыточной прибыли иди сверхдоходов.

В теории, как известно, выделяют еще так называемую дифференцированную ренту.

Дифференцируемая рента отражает дополнительный доход, получаемый на месторождениях с относительно небольшими издержками производства по сравнению с замыкающими месторождениями. Замыкающее месторождение - месторождение с наиболее высокими издержками производства, вводимое в производство с целью удовлетворения спроса на нефть в заданный момент времени. Различают три вида дифференциальной ренты. Горная рента отражает разницу в затратах на добычу и возникает на стадии добычи. Рента положения отражает разницу в затратах на транспорт углеводородного сырья, реализуемого в заданной точке потребления. Рента положения возникает на стадии транспорта нефтепродуктов, для одних и тех же месторождений она меняется в зависимости от локализации рынка потребления. Рента качества выражает экономические преимущества, обеспечиваемые за счет использования ресурсов, имеющих различную физико-химическую характеристику. Например, легкие нефти реализуются по более высоким ценам, чем тяжелые нефти, поскольку из них можно получить больше бензиновых фракций в расчете на 1 т нефти. Рента качества возникает на всех стадиях трансформации углеводородных ресурсов (добыча, транспорт, потребление).

Наряду с указанными категориями ренты целесообразно рассматривать классификацию дифференциальной ренты в зависимости от динамики конкуренции, которая их порождает. Внутридифференциальная рента соответствует разнице в затратах на производство и потребление для одного и того же вида энергоресурсов. Она связана с внутренней динамикой развития каждой отрасли энергетики и проистекает из конкуренции между производителями одного вида энергоресурсов. Межотраслевая дифференциальная рента возникает при сравнении различных энергетических отраслей и связана с конкуренцией между ними. Она обусловлена конкуренцией между различными видами капитальных вложений, направляемых в энергетический сектор экономики. В рамках энергетической системы имеет место как внутри -, так и межотраслевая дифференциальная рента.

Д. Рикардо полагал, что максимальная дифференциальная рента является производной величиной. Поскольку она выводится из цены производства для маржинального (замыкающего) месторождения, равной затратам на добычу с прибавлением нормативной прибыли, она не влияет на цену ресурсов, так как, по определению, замыкающее месторождение дифференциальную ренту не получает (рисунок 1.33). Заметим, что суммарная дифференциальная рента от эксплуатации месторождения зависит также от объема добычи и ранжирование рентных доходов на 1 т добычи не обязательно совпадает с ранжированием по величине суммарной ренты. Так, на рисунке 1.33: совокупный рентный доход по объекту В превышает его величину по объекту А, в то время как затраты на добычу по объекту А (300) ниже, чем по объекту В (500).

Рисунок 1.33 - Дифференциальная рента (RD) для месторождений А, В, С (см. рис. 1.32.). RDA=(800-300)*5=2500; RDB=(800-500)*10=3000

В горнодобывающих отраслях условия добычи специфичны и невоспроизводимы. Владение месторождением дает собственнику недр монопольное право на его использование и тем самым обеспечивает возможность получения рентного дохода сверх дифференциальной ренты, который обычно называют абсолютной или монопольной рентой.

Собственники замыкающих месторождений особенно заинтересованы в использовании такого права, поскольку в ситуации, описанной выше (см. рис. 1.33), они дохода не получают Действительно, замыкающее месторождение С обеспечивает в лучшем случае среднюю прибыль для отрасли (получаемую производителем), но не дает никакой дифференциальной ренты.

Если владелец месторождения одновременно является производителем, то он может удовлетвориться этой прибылью. Напротив, если собственник и производитель - разные экономические субъекты, то собственник непременно потребует вознаграждение за эксплуатацию принадлежащих ему ресурсов. Этот вид дохода (монопольная рента) приведет к увеличению цены запасов, извлекаемых из замыкающего месторождения. Поскольку цены всех месторождений ориентируются на цену реализации нефти по замыкающему месторождению, все они получат монопольную ренту (рисунок 1.34). Монопольная рента добавляется к дифференциальной и непосредственно влияет на рост цен в нефтегазодобыче.

398

Рисунок 1.34 - Монопольная рента (RM) для месторождений А, В, С

Однако цены не могут расти бесконечно. Поэтому возникновение монопольной ренты нельзя сводить к праву собственника на недра. Ниже показано, что она вписывается в контекст общей проблемы поиска рыночного равновесия для энергоресурсов. В таком случае ее величина задана экономическими факторами, которые ограничивают влияние собственников на уровень цен.

До этого момента предполагалось, что запасы и мощности эксплуатируемых месторождений достаточны для удовлетворения спроса. Такая ситуация является вероятностной, поскольку кривая предложения прерывна и эта прерывность, обусловленная неполной воспроизводимостью нефтегазовых ресурсов, не может управляться производителями. Возможны ситуации, когда кривая спроса пересекает кривую предложения на ступеньке между двумя площадками (рисунок 1.35). Это означает наличие дефицита (предложение меньше спроса), который возникает либо из-за увеличения спроса, либо из-за уменьшения (вследствие истощения) запасов, либо в результате комбинации двух причин.

398

Рисунок 1.35 - Рента истощения (R) для месторождений А, В, С (см. рис. 1.33)

Вследствие невозможности увеличения добычи дефицит будет снят путем увеличения цен, поскольку спрос является эластичным. Действительно, если спрос абсолютно эластичен, то цены будут расти до такого уровня, при котором станет выгодным ввод в разработку новых, более дорогостоящих объектов; спрос будет удовлетворен и останется лишь дифференциальная рента. Вследствие механизма конкуренции возникает рента на замыкающем месторождении (см. рис. 1.35).В отличие от монопольной ренты эта рента не зависит то поведения собственника ресурсов недр. В экономической литературе ее называют «потребительная стоимость»(«user cost) ресурсов (запасов). Термин «ограниченность» означает, что для заданного уровня цен увеличить ресурсы нефти невозможно, то есть имеет место их абсолютная ограниченность. Рента истощения проявляет себя в фазе возрастающих затрат на добычу, где она растет соответственно с темпом увеличения спроса или темпом снижения запасов. С этим темпом рента истощения растет до уровня цены, стимулирующей ввод в разработку нового месторождения (на рис. 1.35 ему соответствует объект X) или появление заменителя, который можно рассматривать в качестве нового месторождения.

При этом уровне цен рента истощения в долгосрочной перспективе трансформируется в дифференциальную ренту. Поэтому некоторые авторы полагают, что лишь дифференциальная рента способна объяснить динамику развития энергетики.

Если ресурсы нефти полностью ограничены, то рост ренты истощения продолжается до того момента, когда цена на ресурсы начинает стремиться к бесконечности, а спрос падает до нуля. Если для некоторого уровня цен (приемлемого для поддержания спроса) за счет мероприятий НТП создается практически неисчерпаемый источник энергии, то рента истощения исчезает окончательно, поскольку условия эксплуатации замыкающего объекта становятся полностью воспроизводимы. Однако дифференциальная и монопольная ренты по-прежнему будут существовать.

С формальных позиций рента истощения идентична монопольной ренте (как добавочный доход замыкающего месторождения), однако она принципиально отличается от нее логикой возникновения. Вместе с тем возможны такие ситуации, когда доход замыкающего месторождения является суммой монопольной ренты и ренты истощения.

На каждом этапе нефтяного цикла различные виды ренты (дифференциальная, монопольная и истощения) складываются и вычитаются, в результате чего образуется суммарный чистый доход, получаемый всеми участниками нефтяного цикла, включая конечных потребителей. Этот доход оценивается как разница между ценой реализации нефти и газа конечным потребителям и средними суммарными затратами (включая нормативную рентабельность) на добычу, транспорт, переработку и распределение нефтепродуктов. Если эта разница положительна, то говорят о добавочном доходе производителей.

На практике добавочный доход соответствует денежным изъятиям (или дотациям), осуществляемым различными субъектами, находящимися на этапах, предшествующих конечному потребителю. В зарубежной нефтяной промышленности он включает: выплаты собственникам в виде платежей за пользование недрами (роялти), выплаты за право на концессию, финансовых субсидий в добыче, отчислений в фонд воспроизводства запасов, налоговых льгот, выплат, осуществляемых добывающими предприятиями (частными или государственными фирмами) в виде сверхприбылей и трансфертов отчислений странам-потребителям нефти в виде налогов или субвенций, в форме финансовых стимулов потребления, налоговых льгот и др.

Следовательно, добавочный доход есть совокупность доходов различного характера, которые получают экономические субъекты путем изъятия ренты. Производители стремятся максимизировать этот добавочный доход независимо от его происхождения (дифференциальной, монопольной или ренты истощения).

Следует отметить, что фактический добавочный доход производителей в денежном выражении не обязательно равен теоретическому добавочному доходу (сумме потенциальных рентных доходов), поскольку первый составляет лишь денежную часть второго; неденежная его часть составляет добавочный доход потребителей.

Добавочный доход потребителей соответствует выигрышу, получаемому от использования конкретного вида ресурсов. Для одного и того же вида энергетического сырья добавочный доход потребителя легко оценить исходя из разницы цен на этот вид энергии. Если потребности могут удовлетворяться на базе двух источников энергии, то оценка добавочного дохода усложняется. В этом случае знание разницы в ценах для двух видов энергии уже недостаточно для оценки добавочного дохода потребителя.

Для удовлетворения потребностей в углеводородном сырье необходимо ежегодно вводить в разработку новые месторождения взамен истощенных. Средние затраты на прирост добычи по этим месторождениям могут превышать затраты по эксплуатируемым месторождениям или быть ниже. Долгосрочные приростные затраты будут убывающими, если средние затраты по наихудшему месторождению, вводимому в разработку, меньше в периоде t + 1, чем в периоде t, В условиях убывающих затрат новые месторождения получают наиболее высокую ренту и цены имеют тенденцию к снижению, в то время как при увеличении затрат цены растут и наиболее высокую ренту получают старые месторождения. При снижающихся затратах производители вынуждены идти на соглашения, чтобы выстоять в конкурентной борьбе с новыми участниками нефтяного производства. В условиях растущих затрат растут и цены, и в этой ситуации действующие предприятия испытывают конкурентное давление уже от новых предприятий вследствие технологического совершенствования, которое обусловливает снижение цен на заменители нефти.

Вместе с тем в условиях снижающихся затрат производители находятся в выигрышном положении по сравнению с собственниками недр при разделе добавочного дохода; при росте затрат с «позиции силы» уже действуют собственники недр.

Отсюда видно, в какой степени приростные затраты долгосрочного периода влияют на соотношение сил между производителями и собственниками, с одной стороны, между наихудшими (замыкающими) и остальными предприятиями - с другой. Динамика долгосрочных приростных затрат вписывается в различные условия рыночного равновесия. Покажем, что эти условия влияют также на соотношение сил в распределении добавочного дохода.

Рассмотрим три возможные ситуации: предложение нефти равно, меньше и больше спроса на нее.

Предложение равно спросу (кривая спроса пересекает площадку в ее крайней правой части). Как было показано, владелец наихудшего месторождения может обеспечить получение монопольной ренты. Величина этой ренты не устанавливается, поскольку она ограничена двумя факторами: эластичностью спроса и затратами на разработку нового месторождения (X на рисунке 1.36) Разберем два крайних случая.

Спрос сильно эластичен (прямая D на рисунке 1.36). Любой рост цен приводит к существенной потере доли рынка для наихудшего предприятия. В этом случае правила установления цен для условий монополии зафиксируют их на уровне несколько выше уровня затрат по месторождению С (равном 820). Монопольная рента мала и строго ограничена эластичностью спроса, так как условия монопольного равновесия фиксирует цену ниже уровня затрат на добычу нового месторождения (равных 1000).

Спрос не эластичен (прямая D' на рисунке 1.36) Монопольное равновесие приводит к ценам, превышающим приростные затраты по новому месторождению (1100). Цена не может быть установлена на этом уровне, поскольку это ослабило бы позиции производителя и собственника наихудшего месторождения (С), создав ситуацию излишнего предложения. Для максимизации добавочного дохода рыночная цена должна несколько ниже затрат на добычу по месторождению X (980).

398

Рисунок 1.36 - Формирование дополнительного дохода на равновесном рынке

Независимо от анализируемой ситуации именно наихудшее месторождение является регулятором рыночных цен, что выражается в недоиспользовании мощности добычи замыкающего предприятия.

Предложение меньше спроса (кривая спроса проходит между двумя площадками). В этой ситуации, рассмотренной выше (см. рис. 1.35), возникает рента истощения, величина которой зависит от степени дисбаланса, эластичности спроса, затрат на добычу по новым месторождениям, темпов роста спроса или уменьшения запасов. Здесь ни одно из месторождений не является регулятором рыночных цен. Мощности по добыче используются полностью. Динамика цен, по-видимому, больше зависит от решений потребителей, чем производителей.

Предложение превышает спрос (кривая спроса делит площадку на две части, рисунок 1.37). Проблема восстановления равновесия возникает, если решение об увеличении добычи на замыкающих объектах исходит от различных конкурирующих производителей. Если объемы добычи, необходимые для удовлетворения спроса (левая часть отрезка С на рисунке 1.37), определяются действующими производителями на замыкающих объектах, то возникновение добавочного дохода происходит аналогично ситуации, представленной на рисунке 1.36).

Образование добавочного дохода. Добавочный доход определяется как разница между стоимостью реализации потребителям конечных нефтепродуктов, получаемых из 1 т сырой нефти, и средними затратами на ее добычу, транспорт, переработку и сбыт.

Для определения стоимости конечных нефтепродуктов (ценности нефти) необходимо количество различных продуктов, получаемых в процессе переработки 1 т нефти, умножить на соответствующие цены.

При установлении затрат на получение нефтепродуктов необходимо учитывать следующие факторы:

· по каждому элементу технологической цепочки от добычи нефти до конечного потребителя рассматриваются средние затраты;

· на отдельных этапах нефтяного цикла эти затраты учитывают возмещение всей суммы капитальных вложений, включая затраты на поисково-разведочные работы, с учетом их нормативной эффективности;

В расчет принимаются лишь затраты, непосредственно связанные с производством продукции и исключаются все виды выплат не связанных с потребительскими свойствами продукции.

Для каждого типа нефти с соответствующими качественными характеристиками существует индивидуальная разница между ценой реализации конечных нефтепродуктов и суммарными приведенными затратами, определяющая соответствующую величину прибавочного продукта (добавочного дохода).

Этот прибавочный продукт присваивается государством и хозяйствующими субъектами на различных этапах нефтяного цикла. Получаемая сверхприбыль является составной частью фонда самофинансирования предприятий. Полная сумма самофинансирования включает нормативную прибыль и амортизационные отчисления.

Структура добавочного дохода. Для выяснения природы добавочного дохода в нефтяной отрасли обратимся к понятию цены производства. В нефтяной и газовой отраслях имеются два вида ренты: дифференциальная и монопольная.

Дифференциальная рента обусловлена различиями в характеристиках нефти и условиями ее производства, она присваивается производителями на всех этапах нефтяного цикла, если издержки производства ниже цены продукции. Монопольная рента обусловлена, превышением нормы прибыли, получаемой в нефтяной отрасли, над нормой прибыли других отраслей. Помимо отсутствия конкуренции, ее образование связано с незамещаемостью отдельных нефтепродуктов.

Налоговые отчисления, поступающие государству и местным органам власти, в сущности, являются монопольным изъятием части рентного дохода и носят характер монопольной ренты. Поэтому можно заключить, что добавочный доход нефтяной отрасли состоит из нескольких видов дифференциальной и монопольной рент. Сумма рентных отчислений выражается в сумме сверхприбыли и налоговых выплат. Для конкретного типа нефти и условий ее поставки различают четыре вида дифференциальной ренты: ренту качества, ренту положения, горную ренту (называемую иногда рентой продуктивности) и технологическую ренту.

Монопольная рента может быть представлена в виде:

· налоговых отчислений, выплачиваемых добывающими предприятиями (налог на прибыль, отчисления на покрытие затрат на поисково-разведочные работы);

· налоговых отчислений, выплачиваемых потребителями, поскольку государственная монополия на нефтепродукты позволяет устанавливать цены на уровне, обеспечивающем монопольную ренту; сумма налоговых отчислений для каждого вида нефтепродуктов ограничена величиной, так называемой перекрестной эластичности спроса, если продукт не имеет заменителей, то спрос на него весьма неэластичен по ценам; этот фактор обеспечивает мощный канал фискальных налоговых отчислений для государства;

· рыночной ренты, поскольку на различных этапах нефтяного цикла могут возникать монопольные ситуации.

На практике определение конкретной величины различных видов рентных доходов затруднительно. Можно определить лишь суммарную их величину, представляющую прибавочный продукт нефтяной отрасли.

Присвоение добавочного дохода. Прибавочный продукт присваивается добывающими предприятиями и государством. Для лучшего понимания этого процесса необходимо обратиться к изучению динамики затрат и тенденций в ее изменении.

Для любого вида производственной деятельности анализируются затраты кратко - и долгосрочного периодов. Эти понятия впервые были введены в экономический анализ английским экономистом А. Маршаллом.

И краткосрочном периоде затраты на производство дополнительной единицы продукции могут быть возрастающими и убывающими. Для нефти приростные затраты являются возрастающими на всех этапах нефтяного цикла: в разведке, добыче, транспорте, переработке и сбыте нефтепродуктов. Динамика затрат краткосрочного периода не оказывает существенного влияния ни на структуру, ни на поведение различных экономических субъектов. Добывающие предприятия должны вводить в разработку месторождения в зависимости от величины разности между ценой и минимальными средними затратами на добычу. Если принимается такое решение, то оптимизация добычи осуществляется исходя из ожидаемых цен и принятой нормы дисконта. Если в некотором периоде необходимо увеличить добычу сверх оптимального уровня, то это может достигаться ценой увеличения приростных затрат.

Более важной представляется динамика затрат на добычу нефти в долгосрочном периоде. Для удовлетворения спроса на нефть необходимо ежегодно вводить в разработку новые месторождения, строить новые нефтепроводы и нефтеперерабатывающие заводы. Исходя из этого можно определить «затраты развития» (долгосрочные приростные затраты) для всех этапов нефтяного цикла. Они равны дисконтированным капитальным вложениям, отнесенным к дисконтированной добыче, полученной за счет этих инвестиций.

Рассмотрим последовательность влияния затрат на уровень цен и величину добавочного дохода в разведке и добыче нефти, В нефтедобывающей отрасли отмечаются две фазы изменения приростных затрат на разведку и добычу нефти: в первый период (с конца 40-х до середины 70-х годов) затраты, рассчитанные в постоянных ценах, имели тенденцию к снижению; во второй период, с середины 70-х годов, наблюдается тенденция к росту затрат.

В период снижения приростных затрат стоимость подготовки запасов и добычи нефти уменьшалась. Это было связано с интенсивным вводом в разработку крупных месторождений Волго-Уральской области, а затем с еще более мощной волной освоения запасов месторождений Западной Сибири. Новые добывающие предприятия оказывались в более выгодном положении, чем действующие в отрасли. Цена, построенная на базе приведенных затрат, должна ориентироваться на величину приростных затрат, имевших тенденцию к снижению. Поскольку приростные затраты были устойчиво меньше средних затрат на добычу, в условиях рынка финансовая ситуация таких предприятий оказалась бы затруднительной. При данных обстоятельствах максимизация прибыли невозможна, поскольку ее максимум достигается лишь в случае возрастающих приростных затрат (условие максимума второго порядка). На народнохозяйственном уровне вместо критерия максимума прибыли используется критерий максимума добавочного дохода, и поэтому принцип равенства цен приростным затратам на производство продукции остается справедливым. Отсюда следует, что единственной возможностью сохранить положительное сальдо для предприятия в условиях рынка является исключение элементов конкуренции.

С середины 70-х годов ситуация изменилась. Обеспеченность запасами текущей добычи постоянно снижалась, поисково-разведочные работы все больше перемещались в труднодоступные районы. Для обеспечения необходимого уровня рентабельности цена на нефть должна была возрастать. С определенного момента стало очевидно, что приростными затратами на добычу являются уже не затраты на освоение месторождений Среднего Приобья, а приростные затраты для месторождений севера Европейской части страны и Западной Сибири. Чтобы удовлетворить потребность в нефти, отрасль вынуждена перейти в стадию возрастающих затрат. При этом государство может легко переложить рост цен на сырую нефть на цены нефтепродуктов для конечных потребителей. Что же касается других видов деятельности в нефтегазовом комплексе, то для них приростные затраты долгосрочного периода теоретически должны быть убывающими.

Таким образом, можно заключить, что как только цены начинают ориентироваться на уровень приростных затрат долгосрочного периода, динамика последних выступает решающим фактором для объяснения структуры производства в отрасли и поведения экономических субъектов.

Следует отметить, что в период возрастающих затрат уровень регулирующих цен ориентируется на наихудшие (замыкающие) объекты, тогда как в период снижающихся затрат уровень цен определяется условиями деятельности предприятий, эксплуатирующих наилучшие месторождения.

Рассмотрим способы присвоения добавочного дохода в условиях возрастающих затрат на добычу. В этом случае потребители не могут осуществлять контроль ни за уровнем ренты, изымаемой на стадии добычи, ни за уровнем налогов. Они испытывают пресс постоянного роста цен.

Однако потребители могут воздействовать на величину добавочного дохода и ту часть, которая поступает в бюджет. Поскольку спрос на некоторые нефтепродукты неэластичен, государство в этом случае может использовать гибкую политику ценообразования.