ЭКОНОМИКА И МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, 2009, том 45, № 3, с. 3-11
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ^^^^^^^^^^^^^^ ПРОБЛЕМЫ
ЭКОНОМЕТРИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФУНКЦИЙ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ* © 2009 г. А. А. Афанасьев
(Москва)
Проведено эконометрическое исследование производственных функций газодобывающей промышленности Красноярского края. Модели адекватно описывают процесс добычи газа с точки зрения классических критериев эконометрики и экономического смысла. Производственные функции могут быть использованы для экономического анализа, планирования и прогнозирования добычи природного газа как предприятиями края, так федеральными и региональными органами власти.
Красноярский край обладает значительными ресурсами нефти и газа. Начальные суммарные ресурсы нефти региона на 1 января 2000 г. оценивались в 8196.0 млн. т, в том числе запасы категорий А + В + С1 — в 190.9 млн. т и С2 — в 625.3 млн. т. Начальные суммарные ресурсы газа на 1 января 1997 г. оценивались в 23654.2 млрд. м3 (в том числе запасы А + В + С1 — 601.3 млрд. м3, С2 — 598.6 млрд. м3 и прогнозные ресурсы Д1 + Д2 — 20655.5 млрд. м3), что составляет 10% общероссийских начальных суммарных ресурсов горючего газа (Государственный баланс, 2000, с. 15; Государственный баланс, 1997, с. 12; Сигалова, Косолобенкова и др., 2007, с. 47)1.
Добыча природного газа предприятиями края началась в 1969 г., с момента ввода в промышленную эксплуатацию Мессояхского газового месторождения — первого в России месторождения, находящегося за полярным кругом (Бренц, Гандкин, Уринсон, 1975, с. 59). Предприятия края обеспечивают газом город Норильск и Норильский горно-металлургический комбинат им. А.П. Завенягина (ГМК "Норильский никель"), занимающий ведущее место в России и в мире по запасам и добыче цветных металлов. Работниками газовой промышленности региона накоплен богатейший опыт эксплуатации газовых месторождений в условиях Крайнего Севера. В связи с этим экономико-математическое моделирование и прогнозирование добычи природного газа из месторождений Красноярского края2 представляется на сегодняшний день интересной и актуальной задачей.
Для построения производственной функции, по соображениям, изложенным в нашей работе (Афанасьев, 2008), мы отобрали следующие факторы производства, влияющие на добычу природного газа:
1) среднегодовую стоимость основных промышленно-производственных фондов (в сопоставимых ценах 1990 г.), являющихся главной материальной базой газодобывающей промышленности (Бренц, Гандкин, Уринсон, 1975, с. 102);
2) накопленную добычу природного газа, характеризующую меру истощения запасов.
Таким образом, в общем виде производственная функция добычи природного газа предприятиями Красноярского края имеет вид Г( = Г(Ф¡(1990), 01969 ,где Г( — валовая добыча природного газа в году I; ¥ — функция; Ф,(1990) — среднегодовая стоимость основных промышленно-производ-ственных фондов в сопоставимых ценах 1990 г. в году I; 01969 (-1 — накопленная добыча природного газа с момента начала добычи (1969 г.) по 1—1 год; I — время (годы).
* Исследование выполнено при финансовой поддержке Гранта Президента Российской Федерации (№ НШ-
3890.2008.6) и Российского фонда фундаментальных исследований (проект 08-06-00301-а).
1 На 1 января 1986 г. начальные суммарные ресурсы газа края оценивались в 21430.55 млрд. м3, в т. ч. запасы А + В + С1 — 433.23 млрд. м3 и С2 — 127.25 млрд. м3, прогнозные ресурсы Д1 + Д2 — 19979.43 млрд. м3 (Государственный баланс, 1986, с. 25).
2В конце 1980—начале 1990-х два месторождения края — Северо-Соленинское и Южно-Соленинское — были переведены на баланс Ямало-Ненецкого автономного округа (Государственный баланс, 1986, с. 32—35; Государственный баланс, 1997, с. 34-35).
Экономический смысл производственной функции добычи природного газа. Исходя из экономического смысла, производственная функция должна убывать по накопленной добыче и возрастать по среднегодовой стоимости основных фондов. В самом деле, по мере роста объема накопленной добычи G1969i, -1 из уже имеющихся (т.е. старых) скважин (Ф ,(1990) = const) падает давление в пласте, вследствие чего снижается продуктивность фонда газовых скважин и объем газодобычи rt. При имеющемся объеме накопленной добычи из старых скважин (G1969,t _1 = const) увеличение среднегодовой стоимости основных фондов Ф,(1990) за счет ввода новых (скважин, дожимных компрессорных станций и др.) повышает общий объем добычи природного газа rt. Таким образом, добыча растет в том случае, если ввод новых мощностей с избытком восполняет истощение добычи на старых, и не увеличивается в противном случае.
Статистические данные и их обработка. Статистические данные за 1969—2006 гг. по добыче и накопленной добыче газа, а также среднегодовой стоимости основных промышленно-производ-ственных фондов приведены в табл. 1. Ввиду отсутствия данных за 1969—1971 гг. среднегодовая стоимость вычислялась как отношение валовой добычи газа rt к фондоотдаче ft (табл. 1). За 1969— 1983 гг. среднегодовая стоимость не пересчитывалась в сопоставимые сметные цены 1984—1990 гг. из-за отсутствия у нас данных о стоимости введенных в действие новых основных фондов. По причине высокой инфляции, поразившей российскую экономику в 1990-е годы, начиная с 1991 г. среднегодовая стоимость основных фондов пересчитывалась в сопоставимые цены 1990 г. (табл. 2) по методике, описанной в работе (Афанасьев, 2008). За 1991—2002 гг. расчет среднегодовой стоимости производился на основе данных по основным фондам основного вида деятельности ОКОНХ 11231 (строка 02 Формы № 11), а начиная с 2003 г. в связи с изменением Формы № 11 — на основе данных по промышленно-производственным основным фондам ОКВЭД 11.10.2, представляющим собой сумму промышленных видов ОКВЭД "С", "D" и "E" (строка 16 Формы № 11).
Расчет среднегодовой стоимости основных фондов. Среднегодовая стоимость в сопоставимых ценах 1990 г. Ф,(1990) вычислялась как среднее арифметическое между стоимостью основных фондов на начало года в сопоставимых ценах ФН((1990) и их стоимостью на конец года в сопоставимых ценах ФК((1990):
Ф ,(1990) = °-5(фН ,(1990) + ФК t (1990))-
Стоимость основных фондов на конец года в сопоставимых ценах рассчитывалась как сумма стоимости основных фондов на начало года в сопоставимых ценах и стоимости введенных в действие новых основных фондов в сопоставимых ценах ФВ,(1990) за вычетом стоимости ликвидированных основных фондов в сопоставимых ценах ФЛ,(1990):
ФК,(1990) = ФН,(1990) + ФВ,(1990) - ФЛ,(1990)-
Стоимость введенных в действие новых основных фондов в сопоставимых ценах рассчитывалась делением их стоимости в фактических ценах ФВ, на произведение индексов фактических цен в капитальном строительстве ИКС,- газовой промышленности сначала России (1992—1999 гг.), а за-
3
тем Ямало-Ненецкого автономного округа (2000—2006 гг.) (Афанасьев, 2008, с. 21)3
t
ФВ,(1990) = ФВ,/ П ИКС,-
i=1991
Стоимость ликвидированных основных фондов в сопоставимых ценах рассчитывалась делением их стоимости в фактических ценах ФЛ, на произведение индексов фактической переоценки фондов ИЛ,
t
ФЛ,(1990) = ФЛ,/ П ИЛ-,
i=1992
3 По причине отсутствия у нас данных по индексам цен в капитальном строительстве газодобывающей промышленности края за 2000—2006 гг. при пересчете стоимости введенных в действие новых основных фондов в сопоставимые цены 1990 г. нами были использованы соответствующие индексы цен по Ямало-Ненецкому АО (ЯНАО). Это может быть оправдано тем, что предприятия Красноярского края добывают большую часть природного газа на территории ЯНАО.
Таблица 1. Статистические данные для эконометрического исследования производственных функций за 1969-2006 гг.
Год Добыча газа, Накопленная с 1969 г. Среднегодовая стоимость ОППФ, Фондоотдача
млн. м3 добыча газа, млн. м3 тыс. неденоминир. руб.** м3/руб.
? Г( ^1969, t - 1 Ф^1990) Л
1969 18 0 5235 3.4
1970 444 18 25647 17.3
1971 1693 462 47828 35.4
1972 2155 2155 66408
1973 2359 4310 77927
1974 2477 6669 111177
1975 2647 9146 133006
1976 2837 11793 144315
1977 3014 14630 174688
1978 3183 17644 224669
1979 3269 20827 244633
1980 3719 24097 264310
1981 4067 27815 285348
1982 4551 31882 287252
1983 4665 36433 290902
1984 4840 41098 325368
1985 5169 45938 361945
1986 5274 51107 434226
1987 5148 56381 447694
1988 5130 61528 478271
1989 5045 66658 494635
1990 5093 71703 507786
1991 5066 76796 528713
1992 5038 81863 544691
1993 4763 86901 552971
1994 4782 91664 555288
1995 4528 96446 564815
1996 4601 100974 577758
1997 4296 105575 578494
1998 4036 109871 574341
1999 3825 113907 584680
2000 3707 117732 595094
2001 3689 121439 596937
2002 3729 125128 599072
2003* 3585 128857 642263
3406 128857 598300
2004* 3645 132442 685092
3248 132262 596827
2005* 3462 136087 685394
3015 135510 596160
2006* 3541 139549 709046
2879 138525 593511
* С 2003 г. вверху данные по Красноярскому краю, внизу — по ОАО "Норильскгазпром", до 2003 г. данные по ОАО "Норильскгазпром" (бывшее управление "Заполярьегаз").
** За 1991—2006 гг. рассчитана как среднее арифметическое между ФН^эд) и ФК^^) на основе данных табл. 2. Источники: (Газовая промышленность, 1971, с. 421; 1973, с. 407; 1974, с. 17, 333; 1975, с. 385; 1976, с. 28—29, 441; 1977, с. 439; 1979, с. 439; 1981, с. 28—29, 459; 1982, с. 27; 1983, с. 489; 1984, с. 26—27, 441; 1986, с. 32, 490; 1987, с. 421; 1988, с. 409; 1989, с. 375; 1990, с. 248; 1991, с. 33, 285; 1994, с. 48; 2000, с. 76; Годовой отчет, 2006, с. 6; Годовой отчет, 2007, с. 5), по добыче газа за 2000—2004 — Форма № 2-ТЭК (газ).
Таблица 2. Расчет среднегодовой стоимости основных промышленно-производственных фондов в сопоставимых ценах 1990 г. за 1991—2006 гг.
В фактических ценах, тыс. руб. (до 1994 года — неденоминированных)
о л а ч
аа
нд но
на г
но
ег
ио чин
ит е
I Е
Нот
х ы в о н о н
е
д
е в В
о н а в
о р
и
иди
в к и
Ч
о г о н
етн тче
о ц
е н о к
у
м е
се £
и п а к
,ы ед
е э тр
п
ы с
к е
нде
к я
о л
лк
е к тех
иа из
у
д
о
и!
свп
к
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.