 
Прошлый год может остаться в истории отечественной нефтепереработки как вершина, покорить которую повторно в ближайшее время не удастся.
Российская нефтепереработка в 2014 г. продемонстрировала впечатляющие результаты, одни из лучших в новейшей истории РФ. Основную роль в этом сыграла реализуемая программа модернизации отечественных НПЗ. Ожидается, что такой темп позволит полностью перейти на выпуск данного топлива уже в следующем году, при одновременном сокращении производства мазута. Однако прекращение доступа к западному финансированию и технологиям заставило нефтепереработчиков заняться в авральном режиме импортозамещением. Кроме того, непонятны последствия для отрасли так называемого налогового маневра. Данные факторы могут привести к невыполнению программ модернизации НПЗ в ближайшей перспективе.
ЧТО ЗАСТАВЛЯЕТ ПЕРЕСМАТРИВАТЬ ПЛАНЫ?
Результаты деятельности нефтеперерабатывающей отрасли за 2014 г. озвучил 2 марта на встрече с президентом Владимиром Путиным глава Минэнерго Александр Новак. По его словам, за прошлый год введено в эксплуатацию 13 установок глубокой переработки, а всего за последние годы – 47 установок, включая, как новые, так и модернизированные. Это позволило довести объёмы выпуска бензинов Евро-5 до 65% от общего производства. Ожидается, что в наступившем году этот показатель составит 75%, а для дизтоплива аналогичного класса он достигнет 80%. Новак считает, что такие темпы дадут возможность к 1 января 2016 г. полностью перейти на пятый класс.
Доля переработки нефти в общем объёме её добычи возросла на 2,2% по сравнению с 2013 г. и составила 56,1%. На крупнейшие ВИНК – "Роснефть", "ЛУКОЙЛ", "Газпром нефть", "Башнефть" и "Сургутнефтегаз" – пришлось около 68,3% от общего объёма переработки. Индекс производства нефтепродуктов по итогам прошлого года составил 104,9% по сравнению с 2013 г. Увеличился и экспорт данной продукции.
Согласно данным министерства, российские НПЗ увеличили глубину переработки нефти до 72%. По словам Новака, техническая модернизация отечественных заводов идёт с перевыполнением тех планов, которые ранее ставили перед собой российские нефтяники и Минэнерго. В среднесрочной перспективе, к 2020 г., по мере ввода новых установок, ожидается рост глубины переработки до 85%, что позволит производить исключительно высококачественные нефтепродукты.
Однако ещё в середине ноября 2014 г., на III-м Международном форуме по энергоэффективности и энергосбережению (ENES-2014) Новак заявлял, что отечественные НПЗ к 2020 г. должны увеличить глубину переработки до 92%. Выходит, что за четыре месяца прогноз министерства снизился на 7%. С тех пор ряд министерских спикеров заявлял об угрозе сдвига ранее намеченной программы модернизации. А вице-премьер Аркадий Дворкович не исключил возможности задержки реконструкции НПЗ "Роснефти" от полугода до года. Что же заставило пересмотреть программу технического обновления отрасли?
СОГЛАШЕНИЕ ЧЕТЫРЁХ
С 2010 по 2013 гг. суммарная мощность перерабатывающих мощностей в стране выросла на 11,5% – с 249,3 до 279 млн т. Основным локомотивом отрасли стали действующие НПЗ, входящие в состав вертикально-интегрированных компаний. На их долю пришлось 57% прироста объёмов. Активное строительство малых НПЗ обеспечило 34% прироста. Кроме того, перерабатывающие мощности заметно увеличились благодаря запуску крупного комплекса "Татнефти" в Нижнекамске.
В целом расширение объёмов переработки стало возможным благодаря повышению инвестиционной активности. Вложения в нефтепереработку в РФ только за прошлый год выросли до 290 млрд рублей. Всего за последние несколько лет отечественные нефтяные компании инвестировали в модернизацию НПЗ около 830 млрд рублей. В текущем году запланировано вложить примерно 250 млрд.
Основные активы отечественной нефтепереработки сосредоточены в Приволжском федеральном округе, на который приходится более 41% совокупного выпуска нефтепродуктов. В абсолютных цифрах наилучшую динамику за последние четыре года также продемонстрировал ПФО, увеличив объём переработки на 9,4 млн т.
"В РФ традиционно перерабатывалось ровно столько нефти, сколько было нужно для производства бензина, потребляемого внутри страны. При этом по действующим технологическим схемам "выход" дизеля был вдвое большим, чем было необходимо потребителю. Чтобы устранить этот дисбаланс, пришлось взяться за регулировку таможенного и налогового режимов, что положило начало активному росту переработки. Однако получилось так, что увеличивался масштаб переработки, но не её глубина", – отмечает заместитель генерального директора компании CREON Energy Филипп Никонов.
Точкой отсчёта активной модернизации отечественной нефтепереработки стал 2008 г. Тогда был принят целый ряд документов, которые упрощали реконструкцию предприятий. В первую очередь, речь идёт о постановлении Правительства РФ №118 от 28 февраля 2008 г., которое вводило в действие Технический регламент "О требованиях к автомобильному, авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту". Данный документ устанавливал ограничения по качеству нефтепродуктов и сроки перехода на более экологичное топливо. Тем самым Правительство попыталось подтолкнуть нефтяников к более активному углублению переработки сырой нефти.
На основании Техрегламента, с 1 января 2013 г. из оборота выводилось топливо класса Евро-2, с 1 января 2015 г. исключалось использование топлива класса Евро-3, а еще через год – 4-го класса. Ранжирование топлив по классам не подразумевало увеличения октанового числа, а ужесточало экологические нормы по содержанию в горючем ароматики и других вредных примесей по аналогии с классами Евро, принятыми в Евросоюзе.
Введение Техрегламента стимулировало инвестиции в нефтепереработку. Однако оно сократило привлечение средств в геологоразведку. В результате рост перерабатывающих мощностей стал опережать темпы увеличения добычи. Такой перекос заставил Правительство искать новую формулу, которая могла сбалансировать секторы upstream и downstream. Поэтому в октябре 2011 г. вступила в силу новая налоговая система, получившая известность как формула "60-66-90". Она, в частности, предполагала использование в расчётах пошлины на нефть предельной ставки в размере 60% вместо 65% и выравнивание ставок пошлин на светлые и тёмные нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть. По задумке это должно было нивелировать избыточную прибыльность производства мазута и его экспорта. Однако эта цель не была достигнута – доля мазута в производстве нефтепродуктов и объёмы его экспорта остаются весьма значительными.
После "бензинового кризиса" на внутреннем рынке в апреле 2011 г. была введена пошлина на данное топливо в размере 90% от пошлины на нефть, а с 1 июня 2012 г. и на прямогонный бензин.
Кроме того, были заключены четырёхсторонние соглашения между ФАС России, Ростехнадзором, Росстандартом и ВИНК, ход реализации которых контролирует Минэнерго. Речь идёт о выполнении за "пятилетку" программы реконструкции и строительства 126 установок вторичных процессов на НПЗ. Она включала три этапа: мероприятия по закупке техоборудования, строительно-монтажные и пусконаладочные работы.
"Идея была такова, что снижение экспортной пошлины на сырую нефть позволит ВИНК перенаправить часть средств на инвестиции в увеличение глубины переработки. Она действительно увеличилась. Однако тонкость в том, что хоть это и произошло, но выпуск мазута также не сократился, что можно объяснить расширением общей добычи нефти и её переработки", – уточняет Филипп Никонов.
СХВАТКА ЗА ЕВРОПУ
Сработала ли данная схема? Идея правительственных органов относилась ко времени, когда цена на нефть находилась стабильно выше 100 долларов за баррель, что делало выгодным экспорт и нефтепродуктов. А иностранное кредитное финансирование не сковывалось западными санкциями. Другими словами, нефтяники вполне могли себе позволить вкладывать средства в модернизацию НПЗ.
Кроме того, схема таможенных пошлин "60-66-90" делала привлекательным экспорт дизельного топлива, что также повлияло на ввод новых перерабатывающих мощностей. Не стоит забывать и о том, что рывок в развитии российской нефтепереработки пришёлся на президентство Дмитрия Медведева (2008–2012 гг.), который провозгласил движение по пути инноваций. Для нефтяной отрасли это трансформировалось в идеологию производства нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью.
Более того, конъюнктура рынка в начале 2010-х способствовала приобретению европейских НПЗ, которые и по сей день работают с минимальной маржой. "Роснефть" купила доли в четырёх германских НПЗ, а "ЛУКОЙЛ" – 45% акций голландского ГПЗ TRN, и они не собирались на этом останавливаться. То есть российские ВИНК старались перенести своё производство поближе к источникам спроса. Однако экспансия отечественных компаний заставила власти напомнить им о необходимости модернизировать собственные российские НПЗ, поэтому основная ставка была сделана на экспорт готовых нефтепродуктов, а не сырой нефти для загрузки собственных перерабатывающих активов за рубежом.
Такая тактика, возможно, оправдывает себя, поскольку НПЗ Центральной и Западной Европы испытывают серьёзный прессинг в конкурентной борьбе за конечного потребителя, а ценовой демпинг заставляет работать их на грани рентабельности. Кроме того, европейский рынок "поджимают" новые производители нефтепродуктов из стран Ближнего Востока, которые анонсируют или уже реализуют проекты по строительству гигантских НПЗ.
Среди экономистов и аналитиков отрасли в настоящее время широко обсуждается опубликованный вариант Прогноза развития энергетики мира и России до 2040 г., подготовленный ИНЭИ РАН и Аналитическим центром при Правительстве РФ. Документ предлагает два перспективных варианта развития отечественной переработки.
Первый вариант основывается на росте потребления нефти и газа, второй предполагает более активное использование угля, особенно странами Азии. Основной вариант предрекает, что 2015 г. станет пиковым в процессе наращивания масштабов российской нефтепереработки. А затем начнётся её пятилетний спад. Постепенное восстановление стоит ожидать после 2020 г. (до 280 млн т к 2040 г.).
Исследование подтверждает, что отечественной нефтепереработке для удовлетворения потребности страны в моторных топливах и других нефтепродуктах необходимы модернизация и расширение мощностей – как по первичной переработке, так и по вторичной. Согласно документу, будут активно наращиваться мощности по производству горючего и нефтехимических продуктов. Однако глубина переработки в 85% будет достигнута только к 2040 г., тогда же стоит ожидать увеличения выхода светлых нефтепродуктов с 55% до 73%.
В документе отмечается, что загрузка отечественных НПЗ снизится. Это связано, в первую очередь, с перенасыщением нефтепродуктами рынка Европы. Ведь помимо российских ВИНК и ближневосточных компаний поставку дизтоплива будут осуществлять и Соединённые Штаты. Это и есть основные причины, которые могут в ближайшие годы привести к замедлению темпов роста нефтепереработки в РФ.
В ТИСКАХ ЛИЦЕНЗИАРОВ
Учитывая нынешние условия, можно констатировать, что для российских ВИНК конкуренция за европейский рынок будет наиболее сложной. Помимо заморозки кредитных линий иностранных банков, большие негативные последствия может иметь запрет на поставку западного оборудования и приобретение лицензий на технологии у западных инжиниринговых компаний.
Отсутствие отечественных аналогов ряда зарубежных технологий и раньше было головной болью для нефтяников, которые вынуждены покупать у лицензиаров технологии на монопольных условиях. К примеру, сооружение большинства установок вторичной переработки для российских НПЗ ведется иностранными компаниями. Они прямо прописывают в контрактах, что разработку предпроектной и рабочей документации они будут вести собственными силами, тем самым выталкивая из процесса российские научные центры. Отечественным компаниям остаются лишь подготовка разрешительной документации и ряд второстепенных вопросов.
Такие американские корпорации, как ConocoPhillips, Chevron, Foster Wheeler закладывают в свои проекты использование ряда материалов, катализаторов и добавок, ориентируясь на иностранных же поставщиков. В результате даже немногочисленные российские компании попросту не фигурируют в данных контрактах.
Необходимость перехода российских ВИНК на отечественные технологии и оборудование диктуется не только заботой об импортозамещении, но и желанием сократить свои расходы на запасные части иностранного производства. Как правило, отечественные аналоги в разы дешевле, но при их применении западные лицензиары снимают с себя всякие гарантийные обязательства. Выходом из этой ситуации может стать формирование списка российских производителей с указанием технических параметров выпускаемой продукции. Кроме того, обсуждается законодательная инициатива, которая поставит жёсткие условия инжиниринговым компаниям по выбору отечественных поставщиков или локализации части производства на территории РФ.
В Минэнерго не отрицают, что ведомство готово "простить" компаниям задержку модернизации НПЗ, если она произошла по причине перехода на использование отечественных технологий и оборудования. Впрочем, по ряду направлений, таких как производство систем охлаждения, центробежных насосов, внутренних устройств и печного оборудования мы основательно отстаём от иностранных производителей. Поэтому даже льготы для компаний, разрабатывающих аналоги иностранных технологий, не смогут в обозримом будущем облегчить жизнь нефтяникам.
ОПАСНОЕ ОТСТАВАНИЕ
"Цена в 60 долларов за баррель нас тоже устраивает", – заявил в конце ноября прошлого года глава "Роснефти" Игорь Сечин, хотя двумя месяцами ранее он был уверен, что цена не опустится ниже 90 долларов. Однако, по его словам, в нынешних условиях дорогостоящие проекты придётся отложить.
Действительно, при цене нефти 50-60 долларов за баррель российские ВИНК, так же как и зарубежные компании, будут ощущать основательную нехватку средств для инвестирования не только в разведку и добычу, но и в углубление переработки. Для россиян, на фоне ослабления рубля, это особенно болезненно. Ведь значительная часть оборудования импортируется по ценам, зафиксированным в долларах и евро.
"Большинство оборудования, которое могли бы приобрести российские нефтяники для увеличения переработки на своих НПЗ, не попало под санкции. Отмечу, что списка "запретного" оборудования для нефтепереработки не существует…. Гораздо ощутимее для нефтепереработчиков оказалось падение рубля, поскольку техника, различные катализаторы и расходные материалы закупаются за валюту", – говорит Ф. Никонов.
Нехватка инвестиций уже начинает сказываться на темпах модернизации НПЗ, о чём ранее говорил Аркадий Дворкович. В частности, могут быть сдвинуты сроки окончания строительства установок изомеризации на Рязанском НПЗ и "Газпром нефтехим Салавате", а также установки каталитического крекинга на Омском НПЗ. Аналитики не исключают, что вместо запланированного на 2015 г. ввода 23 новых установок, будет построено лишь 8.
Если данные опасения оправдаются, то основательный сдвиг планов по модернизации возможен и в последующие годы. К примеру, планы на 2016 г. уже подверглись корректировке – представители отрасли говорят о вводе 6 установок, тогда как ещё полгода назад речь шла о 19 новых установках и реконструкции 8 действующих.
Более того, ещё с осени участники рынка упорно повторяли информацию о том, что четыре НПЗ "Роснефти" могут оказаться нерентабельными из-за изменений в налоговом законодательстве. Речь идёт о Комсомольском, Рязанском, Саратовском и Ачинском НПЗ, хотя последний сейчас остановлен из-за пожара, его ввод в эксплуатацию должен состояться до конца года. Также в "тревожном списке" находятся Киришский НПЗ "Сургутнефтегаза" и Орский НПЗ "РуссНефти".
НАЛОГОВОЕ МАНЕВРИРОВАНИЕ
Ещё одним широко обсуждаемым нововведением в нефтяной сфере стала реформа, получившая название "большого налогового маневра". С 1 января 2015 г. поэтапно, за три года, будут сокращены экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты (в 1,7 раза на нефть и в 1,7-5 раз на нефтепродукты, в зависимости от вида). Одновременно увеличивается ставка НДПИ на нефть (в 1,7 раза) и газовый конденсат (в 6,5 раз).
После того как были озвучены основные параметры налогового маневра, практически все крупные нефтяные компании выступили против его осуществления. Нефтяники опасались снижения рентабельности добычи из-за роста НДПИ, повышения стоимости нефтепродуктов на внутреннем рынке и возможных последствий увеличения пошлины на мазут. По мнению Филиппа Никонова, в результате налогового манёвра становится выгоднее вывозить сырую нефть, нежели заниматься её переработкой.
В Минфине критику не принимают, заявляя, что и без "налогового маневра" нефтяную отрасль в 2015 г. ждали очень серьёзные изменения. Так, ставку экспортной пошлины на тёмные нефтепродукты с 2015 г. планировалось увеличить в 1,5 раза и уравнять со ставкой пошлины на нефть. Ещё в 2011 г. предполагалось, что за три последующих года нефтеперерабатывающая отрасль подвергнется глубокой модернизации, в результате чего выход тёмных нефтепродуктов основательно снизится – с 35-40% до 20-25%.
Однако уже в прошлом году стало ясно, что намеченную модернизацию к 2015 г. завершить не удастся. И хотя повышение пошлины на мазут в таких условиях не стало бы обузой для реконструированных НПЗ, зато поставило бы крест на 150 мини-НПЗ, выпускающих лишь первичные нефтепродукты. В целом увеличение пошлины привело бы к неминуемому сокращению объёмов переработки, что грозило бы локальными дефицитами нефтепродуктов. В результате было решено отказаться от резкого повышения экспортных пошлин на мазут до 100% и поднимать эту ставку постепенно, до 2017 г.
Разработчики налогового манёвра подчеркивают, что такая схема не только растягивала процесс увеличения пошлины на тёмные нефтепродукты и сводила шок нефтепереработчиков на "нет", но и приводила к уменьшению размера выпадающих доходов бюджета. Сами формулы ставок экспортной пошлины и НДПИ, которые рассчитываются в зависимости от цен на нефть, отличаются друг от друга. Например, при снижении стоимости нефти экспортная пошлина уменьшается быстрее, чем ставка НДПИ. Поскольку нынешний налоговый манёвр переносит основную нагрузку с пошлины на НДПИ, экономисты рассчитали, что "точка равновесия" в марже составит $72 за баррель нефти.
В Минфине уверены, что формула налогового манёвра окажется рабочей и при низких ценах на нефть (40-60 долларов за баррель). Так, при цене в 50 долларов за баррель поступления в госказну вырастут почти на 6 млрд рублей. Однако в министерстве оговариваются, что прибыль нефтяных компаний в данном случае подсчитать гораздо сложнее, поскольку условия добычи сильно варьируются в зависимости от параметров месторождения.
Впрочем, увеличение НДПИ ляжет на плечи не только небольших НПЗ, но и добывающих компаний. Если для крупных ВИНК рост налога во многом компенсировался снижением экспортной пошлины, то для независимых предприятий, у которых экспортные объёмы невелики, а доля НДПИ в себестоимости доходит до 70%, это стало ударом. Нефтяники возмущались, указывая, что закон не делает поправок на размер месторождений. По их мнению, во всём мире малые компании имеют налоговые льготы, либо же действует прогрессивная шкала или налог на добавленный доход.
***
Итак, в 2015 г. отечественная переработка вступила обременённой сразу несколькими проблемами, и прошлый год может остаться в памяти нефтяников как вершина, покорить которую повторно в ближайшее время не удастся. Самым сильным ударом для отрасли стали санкции, наложенные на иностранное кредитование нефтепереработчиков. А это затруднило приобретение иностранных технологий и оборудования.
Другими словами, отечественная переработка лишилась сразу двух необходимых компонентов – средств и технологий. Неизвестно, насколько длительными будут западные санкции, а также какое воздействие окажет налоговый маневр на дальнейшую модернизацию российских НПЗ. Вполне возможно, что сценарий стагнации, описанный в Прогнозе развития энергетики мира и России ИНЭИ РАН, может оказаться самым реалистичным.
Доступен для чтения новый номер журнала "Нефть России" в полном объёме.
|
