Микроэкономика

     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:

1. налоговых отчислений, выплачиваемых добывающими предприятиями (налог на прибыль, отчисления на покрытие затрат на поисково-разведочные работы);
2. 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;
3. 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.

     Цель  добывающих предприятий состоит  в максимизации прибыли. При этом часть получаемой прибыли должна использоваться для обеспечения стабильности и непрерывности их деятельности. Известно, что нефтегазовое производство тесно связано с определенным риском, и если поисково-разведочные работы финансируются из собственных источников, то получаемый на стадии эксплуатации чистый доход должен быть достаточным для финансирования новых открытий. В период возрастающих затрат в условиях рынка финансовая ситуация предприятия улучшается, поскольку цены  все более ориентируются на приростные затраты, которые остаются выше средних.

     В условиях рыночной экономики для  максимизации добавочного дохода предприятия имеют две возможности. Во-первых, они стремятся получить ту часть ренты, которая обычно присваивается государством: ренту продуктивности, ренту положения и ренту качества. Во-вторых, они могут увеличить рыночную монопольную ренту. Этого можно достичь, поддерживая в действии наихудшие объекты (предприятия) на всех этапах нефтяного цикла и ориентируя цены на уровень приростных затрат.

     В условиях рынка часть добавочного  дохода, присваиваемого государством, соответствует налогу на прибыль и плате за недра. Такая плата представляется обоснованной как с юридической, так и с экономической точки зрения. Действительно, с юридической точки зрения месторождение обеспечивает совокупность рентных доходов, принадлежащих собственнику недр (государству): ренту качества и положения, а также ренту продуктивности. Кроме того подготовка и продажа запасов добывающим предприятиям должна осуществляться по цене, которая возместит затраты на добычу, включая рентный доход, а также позволяет осуществить воспроизводство запасов истощенных месторождений. Последний элемент затрат соответствует издержкам по подготовке запасов. В размере, эквивалентном их извлечению из недр. За рубежом этот принцип многие годы реализовался путем выплаты роялти. В настоящее время роялти представляет собой простой налог на стоимость добычи и не имеет ничего общего с затратами на подготовку запасов. В действительности платежи роялти должны соответствовать приростным затратам на подготовку запасов, отражающим стоимость единицы запасов в недрах.

     Предельно допустимый уровень затрат на подготовку запасов можно получить, увязав его с величиной приростных затрат на разработку месторождений, осваиваемых в долгосрочном периоде.

     С экономической точки зрения изъятие дополнительного дохода для определенного типа нефти соответствует совокупности рентных доходов, обеспечиваемых этой нефтью по сравнению с нефтью замыкающих месторождений, необходимой для удовлетворения заданного спроса. Поэтому для расчета этих видов рентных доходов следует установить конкретные условия реализации конечных нефтепродуктов.

     Рентный доход R определяется как разница между средними затратами АС на производство продукции и ее рыночной ценой:

                                                                                (1.13)

     В условиях конкурентного рынка цена продукта равна его средним и предельным затратам, поскольку наличие ренты будет привлекать в отрасль новых инвесторов увеличит предложение и снизит цены (для заданного уровня спроса). Включение этих условий в уравнение (1.13) означает, что рента равна нулю.

     Однако  рентный доход все же может быть получен в этих условиях, поскольку отдельные предприятия обладают технологическим преимуществом и могут снижать издержки. Рента может быть также результатом ограниченности запасов у некоторых нефтяных компаний, что заставляет поддерживать цены на уровне выше средних затрат на производство. Общепринятая точка зрения исходит из того, что цены нефтяного рынка включают большую долю рентных доходов. Однако при более адекватном описании рынка цена должна включать другую составляющую – «потребительную стоимость» («user cost») запасов, учитывающую их ограниченность в недрах. Ее существование объясняется тем, что 1 т нефти, извлеченная в текущем периоде, уже не существует для будущего использования. Таким образом, появляются альтернативные издержки (user cost), возникающие вследствие того, что нефть (газ) извлекается сегодня, а не позднее. В качестве примера можно отметить, что в США «скидка на истощение запасов» («depletion allowance») обеспечивала нефтяным компаниям экономию на налогах, пропорциональную доле объема нефти, извлеченной из недр за рассматриваемый период. Основанием для такой скидки является то, что извлекаемая в текущем периоде 1 т нефти приводит к непрерывному обесцениванию активов компании. Именно поэтому уменьшается и должна восстанавливаться потребительная стоимость запасов (поскольку происходит их обесценивание). Р. Пиндайк исходит из этой же концепции, но объясняет ее не истощением запасов, а необходимостью роста затрат на подготовку новых запасов для поддержания устойчивого долгосрочного предложения нефти.

     Условия равновесия обычно соответствуют точке, где предельные затраты MC равны предельному доходу MR: 

                                                                                 (1.14) 

     С учетом потребительной стоимости запасов  имеем

                                                                    (1.15)

     или

                                ,                                       (1.16)