А нефть и ныне там

Марсель Салихов Forbes Contributor
Устаревшая система нефтепереработки угрожает не только экологии, но и казне

Автор — руководитель экономического департамента Института энергетики и финансов

На прошлой неделе Владимир Путин посетил Нижегородскую область, где на площадке «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» запустил установку каталитического крекинга, которая будет производить бензин по стандарту «Евро-5». На последовавшем совещании по развитию нефтехимической промышленности премьер заявил, что «российские власти должны снять инфраструктурные ограничения и административные барьеры на пути создания новых перерабатывающих производств в нефтехимической промышленности».

Тема развития отечественной нефтепереработки за прошедшие годы уже набила оскомину. Всем известно, что российские НПЗ по своим характеристикам существенно уступают западным и уж тем более современным ближневосточным заводам. Переработка нефтяного сырья осуществляется с недозагрузкой мощностей с низкой степенью выхода суммы светлых нефтепродуктов. Широко известно также, что основные причины связаны с наследством СССР. Более современные заводы НПЗ в 70-80-е годы размещались преимущественно в союзных республиках, на территории же России остались более старые мощности. Максимизация выхода светлых нефтепродуктов не была приоритетом советской нефтепереработки из-за низкой степени автомобилизации страны, а также широкого использования тяжелых нефтепродуктов в электроэнергетике, химической промышленности и пр.

Однако с момента распада Союза прошло почти двадцать лет, последние десять лет характеризовались значительным и устойчивым повышением мировых цен на нефть, что в разы увеличило доходы нефтяников. Инвестиции в нефтепереработку идут, но несопоставимо с величиной дополнительных финансовых ресурсов нефтяной отрасли. Глубина переработки нефти за последние пять лет не изменилась и не превышает 72%, в развитых странах этот показатель, как правило, составляет свыше 90%. Новое строительство, а не модернизация существующих производств, началось лишь на площадке «ТАНЕКО» в Татарстане, да и этот проект финансируется с использованием средств инвестиционного фонда (читай — бюджета) на строительство инфраструктуры. Еще один проект — строительство «Роснефтью» Приморского НПЗ с ориентацией на азиатские рынки. Однако даже подготовительные работы по этому проекту были приостановлены в начале года, а на этой неделе проект благополучно переместился на территорию Китая.

Базовая причина стагнации в нефтепереработке в 2000-е — избыток имеющихся мощностей. Проектная мощность российских НПЗ в начале 90-х составляла 300 млн тонн, сейчас — около 270 млн тонн, тогда как первичная переработка нефти составляет около 230 млн тонн — загрузка мощностей не превышает 85%. И это прогресс — 10 лет назад загрузка мощностей не превышала 65%.

График 1. Динамика мощности по первичной переработке нефти и первичная переработка, 1992-2009

Избыток устаревших мощностей приводит к тому, что нефтяники сталкиваются с дилеммой: или продолжать использовать уже самортизированные, пусть и устаревшие мощности, проводя их постепенную модернизацию, либо тратить миллиарды долларов на новые инвестиционные проекты. Как показала практика, практически все компании выбрали первый путь. Однако здравый смысл на корпоративном уровне вступает в противоречие с общественным интересом — сохранение устаревшей нефтепереработки не только имеет очевидные экологические последствия, но и лишает потенциальных доходов казны от более дорогого экспорта. По идее задача государственной политики должна быть направлена на то, чтобы стимулировать компании осуществлять инвестиции в переработку с помощью тонкой «настройки» налоговых и тарифных механизмов.

Последняя попытка стимулировать модернизацию российской нефтепереработки произошла в 2004 году. Именно в этот период сформировалась современная система налогообложения вывоза нефти и нефтепродуктов на экспорт. Тогда из-за устойчивого роста мировых цен правительство резко повысило пошлины на экспорт нефти. Одновременно произошла коррекция механизма назначения ставок пошлин на нефтепродукты — они были отвязаны от ставки пошлины на нефть (до этого пошлина на нефтепродукты составляла 90% от пошлины сырой нефти). Сначала пошлины на нефтепродукты стали устанавливаться на уровне примерно 65%, затем была введена дифференциация пошлин светлых и темных нефтепродуктов, составляющие в настоящее время примерно 72% и 39% от сырой нефти соответственно.

Формально идея была примерно такова: резкое повышение экспортных пошлин на сырую нефть при сохранении пошлины на нефтепродукты на относительно низком уровне должно стимулировать вложения нефтяных компаний в переработку с тем, чтобы экспортировать нефтепродукты по более низким ставкам. Однако этого не произошло.

Хотя экспорт нефтепродуктов за последние 5 лет вырос почти на 50% — с 82,6 млн тонн в 2004 году до 124,4 млн тонн в 2009, что позволяет рапортовать об успехах, произошло это в основном за счет топочного мазута. Его экспорт вырос за последние 5 лет более чем на 60% и составил в 2009 году более половины экспорта нефтепродуктов. Экспорт бензина, к примеру, составил всего лишь 4,5 млн тонн. В результате среднеэкспортные цены российской нефти и российских нефтепродуктов практически не отличаются. Мы вывозим нефтепродукты, которые в среднем лишь на 3% дороже сырой нефти.

График 2. Средние цены экспорта нефти и нефтепродуктов в страны дальнего зарубежья, 2000-2010

Компании рационально ответили на те стимулы, которые действительно продемонстрировала практика установления таможенных пошлин. Необходимо минимизировать экспорт бензина, авиакеросина и пр. — они нужнее на внутреннем рынке, а дефицит этих продуктов чреват для правительства непредсказуемыми последствиями. В обмен нефтяники получили возможность наращивать экспорт мазута, получаемого как попутный продукт получения светлых нефтепродуктов, по чрезвычайно низкой ставке экспортной пошлины (по сравнению с сырой нефтью) и относительную свободу ценообразования на внутреннем рынке. Введение техрегламентов по качеству топлива (стандарты «Евро») постоянно переносится, что позволяет компаниям откладывать необходимые инвестиции в переработку.

Нефтяная отрасль в условиях нарастающего налогового давления придерживается вполне рациональной стратегии — переработать как можно больше нефти для удовлетворения внутреннего спроса на светлые нефтепродукты со свободными ценами и хорошей маржой и экспортировать как можно больше именно темных нефтепродуктов, облагаемых экспортной пошлиной по минимальной ставке. В результате растет экспорт мазута, который затем перерабатывается снова на европейских заводах, и нет никаких особых стимулов вкладываться в переработку внутри. Предстоящую унификацию пошлин на темные и светлые нефтепродукты можно только приветствовать, но пока за этим видится лишь желание государства решать бюджетные проблемы, а не модернизация нефтепереработки. Простые налоговые решения государства по отношению к нефтяной отрасли привели просто к консервированию ситуации в нефтянке. Новые проекты в добычу не идут без пониженных пошлин как в случае Ванкора, так как, если учитывать необходимые инвестиционные затраты, налоговый пресс по сырой нефти не позволяет выходить на уровень окупаемости новых проектов. Глубокая модернизация нефтепереработки невыгодна без жестких требований по качеству топлива на внутреннем рынке. Модернизация под экспортные поставки осложняется единой системой продуктопроводов, управляемых «Транснефтепродуктом», где происходит смешение продуктов разного качества. Продукт «на выходе» не удовлетворяет европейским экологическим нормам, даже если «на входе» он им удовлетворял. Надо переходить от простых решений максимизации бюджетных доходов при сохранении статус-кво в самой отрасли к более сложным решениям, которые бы стимулировали переработку сырья внутри страны. Иначе и через пять лет глубина переработки нефти так и будет на 72%.

Новости партнеров