Другое дело, что у ВИНК нет стимулов расширять производство качественных нефтепродуктов. С одной стороны, спрос на них внутри страны сдерживается, по сути, культивируемой властями отсталостью автомобильного парка. С другой стороны, по целому ряду причин компании лишены перспективы расширения экспорта светлых нефтепродуктов. К тому же в отсутствие правовой стабильности инвестиции в НПЗ остаются рискованным вложением капитала.
Отрасли необходима разумная государственная экономическая политика. Это, в частности, расширение магистральной нефтепродуктопроводной инфраструктуры, отмена экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, стимулирование внутреннего спроса на качественное топливо через ужесточение требований к автомобильным двигателям.
Оценивая промежуточные итоги формирования российских вертикально интегрированных компаний и их деятельность за последнее десятилетие, приходится признать, что в полноценном виде идея вертикальной интеграции в России не была реализована. По сути, наши ВИНК представляют собой не столько вертикально интегрированные, сколько в чистом виде upstream-компании, рассматривающие нефтепереработку и внутренний рынок нефтепродуктов как своего рода «побочный» бизнес.
Что происходит с нефтеперерабатывающим сектором экономики страны, практически полностью оказавшимся под контролем ВИНК? Каковы причины сложившейся ситуации и как на нее можно повлиять? Ответы на эти вопросы мы попытались найти в рамках проведенного Институтом энергетической политики анализа сложившейся за последнее десятилетие структуры российского нефтяного сектора. Выводы мы изложили в записке, которая носит заведомо дискуссионный характер. Главная цель этой работы — инициировать обсуждение проблем, альтернативных моделей и стратегии развития отечественного нефтяного сектора.
Унылый пейзаж
Зададимся вопросом, в какой степени модель ВИНК обеспечивала развитие сегмента нефтепереработки в течение последних 10 лет? Ответ не утешителен.
Совокупные перерабатывающие мощности российских НПЗ в период деятельности российских ВИНК неуклонно снижались и сегодня составляют лишь 83,75% от уровня 1994 года (см. «Суммарная перерабатывающая мощность НПЗ России»).
Небольшой рост в 2002—2003 годах связан с завершением ряда проектов по модернизации российских НПЗ. Тем не менее, этот прирост составил лишь 2% к уровню 2001 года (уровень «исторического минимума» возможностей российской нефтепереработки) и качественно картины не изменил.
В целом причины отрицательной динамики ясны. Прежде всего, это высокая степень изношенности основных производственных фондов нефтепереработки, доставшихся в наследство ВИНК от советской экономики.
В 1995 году уровень износа ОПФ в нефтепереработке составлял 63,3% против 47,5% в целом по промышленности и был самым высоким среди основных отраслей промышленности. В 2002 году уровень износа основных производственных фондов в нефтеперерабатывающем сегменте составил уже 47%, что является вполне приемлемым показателем. По сути, в 1995—2002 годах суммарная мощность НПЗ России уменьшилась в первую очередь за счет выбытия предельно изношенных мощностей. С одной стороны, это позитивный процесс, некая «очистка» сектора от избыточных физически и морально устаревших мощностей. Тем не менее, замещения выбывающих мощностей новыми не происходит,
Из-за промышленного спада внутренний спрос на нефть в России снизился к 2002 году на 39 млн. тонн, или на 24% по сравнению с 1994 годом. Исходя из этого, можно сделать вывод, что поведение ВИНК, избавляющихся от избыточных и к тому же высоко изношенных мощностей, было рациональным. Однако, с другой сто
роны, мировой спрос на нефтепродукты (без учета стран бывшего СССР) за этот же период увеличился почти на 490 млн. тонн в год, или на 15,5%,
Главной же проблемой российской нефтепереработки является не выбытие мощностей, а моральное старение, чрезвычайно низкие глубина переработки нефти и качество производимых нефтепродуктов. Из 25 российских НПЗ 20 работают по 40−50 лет. В среднем по России выход автобензинов не превышает 16% при 44% в США, а выход мазута, напротив, в среднем по стране составляет 32% против 5% в США.
Что, помимо политики ВИНК, мешает развитию нефтепереработки в России? Во-первых, ущербная логика размещения производительных сил (включая НПЗ), принятая в советское время. Во-вторых, отсутствие в России нормального инвестиционного климата.
В-третьих, экономическая политика государства, упорно не желающего отказываться от применения экспортных пошлин на светлые нефтепродукты и создавать стимулы для расширения использования качественных нефтепродуктов на внутреннем рынке.
Благодаря лоббистским усилиям (теперь уже бывшего) менеджмента некоторых крупных российских нефтяных компаний получило распространение мнение о том, что экспорт сырой нефти из России априори выгоднее экспорта нефтепродуктов. В доказательство этого приводились расчеты сравнительной стоимости 1 тонны экспортируемой нефти и стоимости корзины нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны сырой нефти. По этим расчетам выходило, что средняя экспортная цена стандартной корзины российских нефтепродуктов существенно ниже мировых цен на нефть, а значит, утверждали авторы этих расчетов, экспортировать нефтепродукты невыгодно в принципе.
Экономисты крупных российских ВИНК утверждали: «Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она — амортизатор для сохранения объемов добычи нефти».
При сегодняшней структуре стандартной корзины российских нефтепродуктов, получающейся при переработке нефти на сегодняшних НПЗ, с их уровнем глубины переработки нефти и выхода светлых нефтепродуктов, это действительно так. Однако лидеры upstream-идеологии из числа менеджмента российских ВИНК явно лукавят, не учитывая в этой ситуации opportunity revenues: доходы, которые могли бы получать экспортеры нефтепродуктов из России, если бы показатели глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов соответствовали мировым аналогам (глубина переработки свыше 90%, выход автобензинов примерно 45%).
В этом случае, если взять за основу для сопоставлений цену 1 тонну сырой нефти сорта Urals (среднегодовую за 2003 год — $ 26,83 за баррель) и стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ (только трех! — дизельного топлива, мазута, автобензинов, или примерно 75% от всего выхода нефтепродуктов) по средним ценам на Роттердамской бирже за 2003 год, то рыночная цена продаж получается примерно одинаковая — $ 196−197 за тонну.
Если при этом учесть дополнительную стоимость средних дистиллятов, получаемых при переработке 1 тонны нефти на типичном современном западном НПЗ, то рыночная цена продаж 1 тонны нефтепродуктов получается на 20−25% выше рыночной цены 1 тонны сырой нефти. Нужно при этом учитывать, что далеко не вся нефть в мире продается по рыночным ценам, в частности, российские экспортные поставки нефти в Европу (особенно в Восточную Европу) по действующим контрактам приносят на 10−20% меньше дохода, чем составляет рыночная цена нефти сорта Urals.
Однако при сегодняшней структуре российской нефтепереработки стоимость корзины из трех основных нефтепродуктов, получаемых из 1 тонны нефти на типичном российском НПЗ, составляет (исходя из средних цен нефтепродуктов на Роттердамской бирже за 2003 год) всего $ 161.
Действительно, дешевле 1 тонны сырой нефти. Однако при изменении структуры нефтеперерабатывающего производства, как видно, картина качественно меняется.
Реальной проблемой российской нефтепереработки является высокий уровень выхода мазута, цена которого на западных рынках ниже цены сырой нефти — примерно $ 150 за тонну против $ 210, цены нефти
сорта Brent в 2003 году. При этом выход дорогих автобензинов (свыше $ 300 за тонну) крайне мал: в среднем 15−16%, против 45% на современных НПЗ на Западе. Эти расчеты свидетельствуют, что при коренной модернизации российских НПЗ нефтепереработка в России может быть вполне эффективным бизнесом, что несколько противоречит тезисам, принятым в российской upstream-мифологии.
Например, по данным компании ВР (Statistical Review of World Energy, June 2004), средняя маржа нефтеперерабатывающих заводов в основных перерабатывающих центрах развитых стран — Северо-Западной Европе (Роттердам) и побережье Мексиканского залива (США) — составляла в 2000—2003 годах $ 14−22 и $ 29−37 за тонну, соответственно.
Доступ к основным внешним рынкам сбыта нефтепродуктов экономически эффективен, в основном, при использовании морского транспорта. Вместе с тем, большинство российских НПЗ (за исключением «Киришинефтеоргсинтеза» и Туапсинского НПЗ) расположены в глубине территории страны, вдали от портовой инфраструктуры. Это делает постановку вопроса о развитии экспорта нефтепродуктов через модернизацию действующих НПЗ экономически неэффективной: Россия — практически единственная страна, которая добывает нефть внутри континента и на экспорт ее приходится перекачивать на расстояние 2500−3000 км. У всех остальных основных нефтедобывающих стран транспортное плечо по суше не превышает 200−300 км.
На самом деле, транспортное плечо — основной фактор, препятствующий расширению экспорта нефтепродуктов из России, т.к. оно увеличивает затраты на экспорт нефтепродуктов c заводов Европейской части России на $ 20−30 за тонну, а с Омского, Ачинского, Ангарского заводов — до $ 80за тонну. У проблемы существует два способа решения — строительство новых «портовых заводов» и строительство инфраструктуры магистрального транспорта нефтепродуктов от заводов внутри территории России к портовым терминалам по перевалке нефтепродуктов.
Напомним, что активное развитие экспорта нефтепродуктов происходило в последние десятилетия в первую очередь в добывающих странах, имеющих возможность развивать нефтеперерабатывающие мощности вблизи портовой инфраструктуры (Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир). Такая стратегия в нынешних российских условиях затруднена. Среднее плечо транспортировки нефтепродуктов от существующих НПЗ до перевалочных терминалов в портах составляет более 1500 км. Транспортировка нефтепродуктов железнодорожным транспортом, по оценкам нефтяных компаний, «утяжеляет» затраты на экспорт нефтепродуктов на $ 6−7 на баррель перерабатываемой нефти. В то же время экспортные направления системы магистральных нефтепродуктопроводов, ведущие к портовым перевалочным терминалам, в России неразвиты.
До недавнего времени наибольшая часть экспорта светлых нефтепродуктов России осуществлялась через Вентспилский морской порт (Латвия) — через него на рынки Северо-западной Европы ежегодно направлялось 45−50% общего объема экспорта нефтепродуктов из России (в южном — черноморском — направлении поставлялось примерно 30%, в прочих направлениях, включая континентальное, — 20−25% экспорта нефтепродуктов из России).
В последнее время возник ряд проектов, реализация которых может способствовать расширению морского экспорта нефтепродуктов по черноморскому и балтийскому направлению. Речь идет о строительстве магистрального нефтепродуктопровода Сызрань-Саратов-Волгоград-Новороссийск для экспорта нефтепродуктов через Новороссийский морской порт в объеме до 10 млн тонн в год и магистрального нефтепродуктопровода Кстово-Ярославль-Кириши- Приморск с выходом на побережье Балтийского моря в район морского порта г. Приморск, Ленинградская область (пропускная способность первой очереди нефтепродуктопровода — 9 млн тонн в год, полная проектная мощность — 24 млн тонн).
Однако, во-первых, строительство даже этих направлений экспорта нефтепродуктов качественно не изменит ситуацию (в основном эти направления заместят существующий экспорт нефтепродуктов через Вентспилс, чем создадут возможности для увеличения суммарного экспорта нефтепродуктов, — в России не производится такое количество качественных нефтепродуктов, которые возможно было бы экспортировать). Во-вторых, плечо транспортировки нефтепродуктов и для черноморского, и для балтийского направлений все равно остается достаточно высоким, разъедая маржу эффективности экспорта нефтепродуктов. В-третьих, экспорт нефтепродуктов в черноморском и балтийском направлениях будет с держиваться пропускной способностью турецких и датских проливов, растущими экологическими требованиями, а также жесткой конкуренцией на европейском рынке.
Поэтому, например, терминал в Высоцке (Ленинградская область), введенный ЛУКОЙЛом в действие в июне 2004 года (первая очередь — мощностью 4,7 млн тонн нефтепродуктов в год; всего планируемая мощность терминала — 10,6 млн тонн в год), пока работает в основном на перевалку сырой нефти. Так выгоднее. Нефтепродуктовый терминал в бухте Батарейная (юго-восточное побережье Финского залива), который давно планирует построить «Сургутнефтегаз», так пока и не введен в действие (сейчас окончание его строительства увязывают с началом строительства завода гидрокрекинга в Киришах).
Реальные изменения возможны были бы в случае модернизации и развития «портовых» заводов,
Многие страны-экспортеры нефти в последние десятилетия сделали ставку на развитие именно экспорта нефтепродуктов и именно через строительство «портовых» заводов. Сегодня соотношение суммарной перерабатывающей мощности НПЗ к объемам экспортируемой нефти (в виде сырья или нефтепродуктов) в Венесуэле и Кувейте уже приближается к 0,5 при мизерном собственном потреблении (т.е. фактически каждые 5 из 10 тонн нефти могут экспортироваться в виде готовых продуктов). Причем, в основном это современные нефтеперерабатывающие производства с высокой глубиной переработки нефти.
Следует учесть, что примерно 35% российского экспорта нефтепродуктов (почти 20 млн тонн в год) составляет топочный мазут, который на самом деле, будучи побочным продуктом нефтеперерабатывающего производства (компании просто вынуждены производить его в связи с низкой глубиной переработки нефти на устаревших НПЗ), продается на внешнем рынке по ценам котельно-печного топлива,
Мировой оборот рынка светлых нефтепродуктов в 2003 году продолжил демонстрировать хорошую динамику роста: в целом в мире (за исключением стран бывшего СССР) потребление автобензинов увеличилось на 1,9% (в т.ч. в Китае — на 10,1%, в Азиатско-Тихоокеанском регионе, включая Китай, — на 3,9%), средних дистиллятов — на 2,3% (в т.ч. в КНР — на 11,2%, в АТР, включая КНР, — на 4%). Кумулятивный прирост спроса на автобензины в мире в период 1995—2003 годов составил 20%, на средние дистилляты — более 23% (самым быстрорастущим рынком по-прежнему остается рынок АТР, где прирост спроса составил 56% и 33% соответственно,
При этом спрос на мазут, который является ключевым продуктом в ассортименте производства и экспорта нефтепродуктов в России, в мире в 1995—2003 годах упал почти на 10%, а его доля в мировом обороте нефтепродуктов снизилась с почти 16% до 12%.
Итак, для более активного развития отечественной нефтепереработки России явно необходимо искать выходы на экспортные рынки с продукцией принципиально иного качества. Для этого нужно строить современные комплексы глубокой переработки нефти (на основе установок каталитического или гидрокрекинга) вблизи портовой инфраструктуры в тех регионах, где есть доступ к глубоководным океанским акваториям (в первую очередь на Баренце
вом море), развивать транспортные и перевалочные мощности для экспорта нефтепродуктов через действующие морские порты.
Никто не говорит о том, что этот процесс должен принять массовый характер. Даже реализация 2−3 проектов по строительству новых комплексов глубокой переработки нефти и модернизации действующих НПЗ в период 2005—2007 годов была бы уже позитивным импульсом, которого сегодня мы не видим.
Для модернизации одного действующего завода с целью создания комплекса глубокой переработки нефти на основе установок каталитического или гидрокрекинга необходимы инвестиции в объеме примерно $ 500 млн, что примерно равно годовому объему инвестиций в нефтепереработку всех российских ВИНК. Строительство нового завода подобного типа потребует более $ 1,5 млрд. Средние сроки строительства таких установок составляют 3−5 лет.
В таком специфическом капиталоемком бизнесе, как нефтепереработка, где доходность инвестиций не так уж высока, инвесторам необходима уверенность в долгосрочной стабильности условий экономической деятельности. К сожалению, в России об этом пока говорить рано. Ставки налогов для нефтяных компаний под лозунгом «оптимизации налогообложения» меняются практически каждый год, пошлины на нефтепродукты — вообще вещь непредсказуемая. К тому же в последнее время появились серьезные сомнения в отношении гарантий прав собственности на активы (по широкому спектру поводов: от введения в действие Земельного кодекса и необходимости выкупа земель под предприятиями до «дела ЮКОСа»).
В результате стратегия расширения экспорта нефтепродуктов все-таки реализуется российскими ВИНК, но, к сожалению, преимущественно за пределами российской территории. Рассуждая о невыгодности переработки нефти в России, российские ВИНК активно инвестируют в зарубежные заводы.
Всего в 1998—2004 годах российские ВИНК вложили в зарубежные НПЗ с суммарной мощностью более 76 млн тонн нефти в год более $ 1 млрд инвестиций, или в среднем $ 13,5 на тонну установленной перерабатывающей мощности. Для сравнения: аналогичный показатель по российским НПЗ составляет примерно $ 10,8. Приходится признать, что пока Россия явно проигрывает конкуренцию за инвестиции в нефтепереработку сопредельным странам.
В общем, вывод простой: невзирая на windfall-доходы, полученные в 1999—2003 годах от небывало благоприятной инфраструктуры экспортных цен, ВИНК только-только добрались до модернизации НПЗ, которая для большинства заводов означает в основном обновление наиболее морально устаревших технологий переработки нефти. При этом процесс этот движется, мягко говоря, не самыми быстрыми темпами. О масштабном техническом перевооружении отечественных НПЗ вообще говорить рано. Не создано экономических условий?
Трудно ожидать бурного развития отечественной нефтепереработки в тех условиях, которые сформировались сегодня под влиянием экономической политики российских властей в отношении рынка нефтепродуктов. Самыми серьезными антистимулами для вложения средств в модернизацию российской нефтепереработки являются, с одной стороны, продолжающееся взимание экспортных пошлин на нефтепродукты, с другой — отсутствие действенных мер для повышения качества национального автопарка и, соответственно, отсутствие стимулов для расширения спроса на качественные нефтепродукты.
Что касается экспортных пошлин, то их взимание традиционно в понимании российских властей считалось мерой, направленной на защиту внутреннего рынка нефтепродуктов посредством снижения рентабельности экспорта. Однако при этом не принимался во внимание тот факт, что объем производства основных нефтепродуктов, потребляемых на транспорте (автобензинов и авиакеросинов), в России по-прежнему ничтожно мал: автобензинов производится не более 26−28 млн тонн в год, а авиакеросинов — менее 10 млн тонн. Понятно, что рынок всегда будет под угрозой дефицита при таком низком объеме производства нефтепродуктов и практически полном отсутствии их импорта, который прекратился, как только российские ВИНК активно взялись за стратегию выстраивания собственной розничной сбытовой сети.
Какой выход находят в этой ситуации чиновники? В 1990-е годы имела распространение практика введения для ВИНК «балансовых заданий» по поставкам нефтепродуктов на внутренний рынок — обязательных объемов поставки, при нарушении которых компаниям ограничивали доступ к экспортны
м нефтепроводам для экспорта сырой нефти. Несимметрично, но вполне в духе российского правительства. Позже стали в основном применять механизм экспортных пошлин на бензин — более цивилизованный с внешней точки зрения, однако абсолютно бессмысленный экономически.
Бюджетная составляющая доходов от экспортных пошлин на светлые нефтепродукты весьма незначительна. Поступления бюджета от пошлин на бензины составляют не более $ 100−200 млн в год — ясно, что это не проблема «странового масштаба». Зато контрпродуктивный стимулирующий эффект пошлин огромен. Ясно, что при практическом отсутствии качественного роста внутреннего рынка компаниям невыгодно модернизировать НПЗ и увеличивать выход бензинов — на внутреннем рынке они их продать не смогут, а экспорт приносит либо нулевую прибыль, либо убытки (в зависимости от размера пошлин).
Прибавьте к этому тот факт, что сооружение одной современной установки каталитического крекинга на любом НПЗ может создать избыток предложения бензинов на внутреннем рынке на 5−10% и серьезно затоварить рынок, — и станет ясно, что нефтяные компании будут подходить к таким проектам очень осторожно.
Хорошая иллюстрация того, как примитивный фискальный подход Минфина к проблеме, цена которой составляет порядка 0,1% доходов федерального бюджета, тормозит развитие целого сектора экономики.
Единственное, что имеет смысл с точки зрения экономического стимулирования в системе отечественных экспортных тарифов, — сохранение пошлин на вывоз мазута, экспортируемого для целей вторичной переработки и последующего извлечения легких фракций на зарубежных НПЗ. В условиях сокращения внутреннего потребления мазута (в электро- и теплоэнергетике активно замещаемого газом) и продолжения действия механизма экспортных пошлин на него, да еще и вкупе с отменой экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, это может стать сильным стимулом развития российской нефтепереработки.
Выдержит ли внутренний рынок нефтепродуктов отмену пошлин? Если заблаговременно принять меры, стимулирующие (или обязывающие) ВИНК осуществлять коммерческое резервирование нефтепродуктов (или создать иную схему поддержания коммерческих резервов), а также открыть розничный рынок для импорта — выдержит. В среднесрочном плане, когда заработают стимулы для модернизации НПЗ, о проблеме дефицита светлых нефтепродуктов на внутреннем рынке можно будет забыть.
Еще одна серьезная проблема связана с необходимостью создания стимулов для развития внутреннего рынка нефтепродуктов, стимулирования внутреннего спроса. Ясно, что российскому рынку нефтепродуктов нужна в первую очередь диверсификация качественная — низкое качество потребляемых нефтепродуктов не нуждается в комментариях. Ясно и то, что именно экономическая политика государства в состоянии изменить это положение — в случае если будут ужесточены стандарты требований к автомобильным двигателям до уровня стандартов EURO-3 и EURO-4. Это подвигло бы ВИНК к ускорению модернизации действующих НПЗ.
Очевидно, что недоразвитость российской нефтепереработки — следствие отнюдь не только модели развития нефтяной отрасли в рамках сложившихся ВИНК. Вполне вероятно, что, будь в стране иная картина возможностей, ограничений и рисков для развития нефтеперерабатывающих производств, стратегия реаллокации капитала была бы иной. Однако на данном этапе не существует доказательств того, что российские ВИНК заинтересованы в расширении и модернизации нефтеперерабатывающих мощностей как ключевом элементе своего бизнеса. Что, в свою очередь, подтверждает тезис о примитивной upstream-природе отечественных нефтяных компаний.
Сообщить об опечатке
Текст, который будет отправлен нашим редакторам: