Тем не менее, устойчивый рост объемов добычи в дальнейшем может оказаться более проблематичным. Это будет зависеть от инвестиций в добычу и от того, с какими темпами она будет развиваться в таких регионах, как Восточная Сибирь, российский сектор Каспийского моря, Баренцево море и Тимано-Печора. Инвестиции, в свою очередь, необходимы для строительства и расширения экспортных трубопроводов, в частности, систем нефтепровода «Дружба» и БТС. Частичное расширение системы БТС не обеспечит принципиального увеличения экспорта в более отдаленной перспективе. Для обеспеченя устойчивого роста производства до конца десятилетия и диверсификация экспортных рынков потребуются решения, способные увеличить пропускную способность на 1 мб/д. Эти решения включают строительство трубопроводов к азиатским рынкам, с одной стороны, и к Северной Америке через Мурманск или альтернативный северный порт, с другой. Разработанные ранее планы компаний-производителей по осуществлению таких проектов затормозились.

2. Проблемы нефтяной отрасли в РФ

2.1 Факторы, влияющие на внутренний рынок

Важным фактором, оказывающим влияние на состояние внутреннего рынка РФ, как показала статистика наблюдений за рынком в течение многих лет, стал фактор который для удобства можно назвать так: «уровень мировых цен на сырую нефть». Средневзвешенные значения вычисляются через нефтяные биржи, а высокая цена на нефть «вытягивает» вверх и цены на продукты ее переработки, в первую очередь мазут и дизельное топливо (половина производимого объема которых экспортируется из России). Система работает следующим образом: при резком повышении цен на нефтепродукты и нефть российские компании стремятся «вылить» на экспорт больше нефти и нефтепродуктов (у кого они имеются) при этом потребности внутреннего рынка в расчет не берутся, далее на внутреннем рынке вырастает цена на нефть (ее стало меньше), дорогую нефть «завели» на переработку (выходящие нефтепродукты также подорожали), экспортируемые объемы уже нефтепродуктов оголяют рынок и ситуация приводит к росту цен. Анализируя колебания мировых цен на нефть за год, решений правительства по регулировке таможенных пошлин и динамику индексов цен внутреннего рынка, специалисты центра выявили очевидную корреляцию между ними. Причем временной лаг при резком росте или падении цен на нефть обычно составляет от 10 до 14 дней. Сам внутренний рынок нефтепродуктов растет отнюдь не быстрыми темпами, радует только увеличение парка частных автомобилей, что приводит в больших городах к росту в секторе розничных продаж ГСМ. Впрочем, конкурентоспособность российских нефтепродуктов на европейском рынке вызывает сомнения.

2.2 Причины непривлекательности российских НК для зарубежных инвесторов

В 2002 году Россия вышла на 1-е место в мире по производству нефти, обогнав Саудовскую Аравию. Сложная политика маневрирования, которую правительство вело в этом году, позволила оказывать существенное влияние на мировой нефтяной рынок. Идейная поддержка ОПЕК и нежелание в нее вступать, обещания стабильных поставок нефти в США и Китай, развитие каспийских и шельфовых проектов – вот основные «карты» в мировой нефтяной игре, которые использовала Россия. Рост производства на ноябрь 2003 г. как в добыче нефти так и в переработке исчислялся 10–11% (так же как и рост экспорта). В 2004 году ожидаемая добыча нефти в России составит 430–450 млн. тонн. Сейчас прирост добычи составляет примерно 10–10.5%. Ни одна компания сейчас не снижает добычу. Так «ЮКОС» и «Сибнефть» наращивают темпы добычи. Увеличение добычи нефти происходит за счет внедрения новых методов разработки месторождений, прогрессивных технологий. Сейчас Россия увеличивает и объем экспорта. Товарные запасы в системе «Транснефть» и других системах магистральных нефтепроводов оптимальны. Каждый квартал трубопроводная система увеличивает перекачку нефти на экспорт.

Судя по базовым показателям, есть поводы для оптимизма: добыча газа в прошлом году увеличилась на 4,5%, а нефти – на 10%; обе отрасли росли быстрее ВВП; прибыли крупнейших компаний за прошлый год выросли почти в 1,5 раза. Резко возрос интерес к российским активам и со стороны иностранцев – транснациональный гигант British Petroleum уже приобрел ТНК, а ConocoPhillips планирует стратегические инвестиции в «ЛУКойл». Казалось бы, российские НК вполне могли бы образовать стратегический союз с ведущими западными компаниями и с их помощью усилить свои позиции в международном бизнесе. Однако извлечь выгоду и встать вровень с «семью сестрами» нашим компаниям вряд ли удастся; скорее им уготована роль даже не дочек, а падчериц ведущих мировых ТНК, которых интересует не менеджмент и не опыт российских компаний, а исключительно то, что находится в принадлежащих им недрах. «Поход» в Россию для западных инвесторов мера вынужденная. Запасы и добыча в развитых странах падают. Чтобы поддерживать свою конкурентоспособность, они должны реинвестировать в богатые углеводородами страны. Россия на фоне политически нестабильного Ближнего Востока похожа на «тихую гавань», к тому же с недооцененными активами.

Что же не так в наших нефтяных и газовых компаниях, если даже при потрясающей динамике добычи и бешеном интересе западных отраслевых инвесторов в них первую очередь видят лишь закопанное в землю сырье?

Цифры роста добычи и прибылей являются не свидетельством успешного развития нефтегазового сектора, а скорее производной от благоприятной нефтяной конъюнктуры: изменится конъюнктура – автоматически изменится и ситуация в отрасли. Сам же процесс роста пока правильнее называть восстановлением. Добывая нефти на четверть, а газа в 1,5 раза меньше, чем в советские времена, мы уже почти научились правильно использовать старые советские активы, но пока не в состоянии ни создавать новые, ни решать стратегические для отрасли задачи. Об инфантильности нашего современного нефтегазового сектора свидетельствуют две проблемы, которые лишь усугубляются с ростом добычи.

Первая из них «узость» экспортной трубы. Россия практически единственная страна, добывающая нефть на континенте, и для экспорта ее приходится перемещать по суше на 2500–3000 километров. США тоже добывают континентальную нефть, но они потребляют нефть на месте, транспортное плечо не превышает 200–300 километров. У всех остальных основных нефтедобывающих стран (Саудовской Аравии и др.) сухопутная транспортировка тоже составляет 200–300 километров. У нас плечо в 2500–3000 километров, и это очень сильно давит на экономику нефтяных компаний. Среднее налоговое бремя российских нефтяных компаний с учетом транспортных затрат сегодня значительно выше, чем у западных конкурентов.

Правительству нужно поставить свою подпись под мурманским проектом. Почему это не делается – огромная загадка. Мы сегодня отдаем нашим соседям порядка 8 миллиардов долларов в год из-за скидок на цену нефти (имеются в виду скидки по поставкам в Центральную и Восточную Европу по нефтепроводу «Дружба»). Это много, государственный бюджет из-за этого недополучает порядка 3–4 миллиардов долларов в год[1].

Можно рассмотреть этот проект и в более широком контексте – с учетом перспектив емкости наших ключевых экспортных рынков по сырой нефти. Сегодня экономически эффективные рынки для России – это Европа, страны ближнего зарубежья. Но ни Европа, ни страны ближнего зарубежья не наращивают объемы потребления нефти. Более того, за последние десять лет потребление нефти на этих рынках сократилось. Все трубопроводы, которые реконструируются и строятся, и мурманский проект в том числе, – это поставки нефти на тот же самый рынок. А он не резиновый. Да, через мурманскую трубу мы получим дополнительную эффективность за счет снижения имеющихся сегодня скидок по «Дружбе», но кардинально вопрос не решится. Более перспективно восточное направление. По территориальной принадлежности наш рынок – это Китай и Дальний Восток. Но сегодня транспортная составляющая – это 95 долларов за тонну, и без строительства трубопроводной системы этот рынок экономически неэффективный.

Требуется не столько увеличение совокупных пропускных мощностей экспортных нефтепроводов, сколько обход конкретных «узких мест». Самый вопиющий пример – это Босфор, где мы на простое танкеров в год теряем до 400 миллионов долларов. Трубопроводы на Мурманск и на восток вовсе не взаимоисключающие – надо строить оба. Что касается восточного направления, то целесообразно тянуть нефтепровод до Находки и не ограничиться только этим, а обязательно построить в районе Находки крупный нефтеперерабатывающий завод – с прицелом на экспорт нефтепродуктов в быстрорастущие страны АТР, не имеющие своей нефтепереработки. Действующие НПЗ в Хабаровске и Комсомольске-на-Амуре не годятся для этой цели – они стоят не на «трубе».

Рассчитывая увеличить капитализацию компаний, их владельцы активно занимаются предпродажной подготовкой и, в частности, стремительно увеличивают добычу. Сегодня потенциал для роста еще достаточно велик, поскольку обеспеченность доказанными запасами исчисляется 25–30 годами.

Увеличение добычи породило проблему ограниченности экспортных возможностей. Более того, сокращаются объемы поставок через Босфорский пролив, приостановлен экспорт российской нефти через латвийский порт Вентспилс. Поставки нефти по системе трубопроводов «Транснефти» в Вентспилс неуклонно сокращались начиная еще со II квартала 2002 г., а в график транспортировки на I квартал 2003 г. порт, способный переваливать до 16 млн. т нефти в год, вообще не был включен. Причиной этого, по словам вице-президента «Транснефти» С. Григорьева, стала полная загрузка транспортной системы компании в этом направлении. Та нефть, которая раньше шла в Вентспилс, теперь поступает в российский порт в Приморске и в литовский Бутинге. По другой версии, причина сокращения транспортировки имеет политическую подоплеку. Но в любом случае восстановление поставок даже в полном объеме не способно удовлетворить растущие аппетиты нефтяных компаний. Из-за этого эксперты IEA даже спрогнозировали снижение темпов роста добычи в 2003 г. по сравнению с предыдущим годом.

Правда, «Транснефть» в ближайшее время планирует увеличить мощность российской системы магистральных нефтепроводов на 15 млн. т с нынешних 174 млн. т за счет расширения порта Новороссийска, строительства трубопроводов «Дружба – Адрия» и Омск – Чарджоу, а также второй очереди БТС. В частности, запуск второй очереди БТС предполагал увеличение к концу 2003 г. пропускной способности системы до 18 млн. т в год с нынешних 13 млн., а к 2005 г. мощность БТС может возрасти до 42 млн. т в год.

Наиболее реальный проект увеличения в короткие сроки экспортных поставок связан с заполнением сортом Urals трубопроводов, используемых для перекачивания Siberian Light, что позволит только за месяц увеличить экспортную мощность системы на 10 млн. т в год. Против этого, правда, возражает «Роснефть».

Таким образом, желаемый прирост пропускной способности в 45 млн. т в этом году может быть получен лишь в случае реализации всех указанных проектов. (см. Таблицу 8 Приложение 1)

Есть, конечно, и альтернативные способы транспортировки, например водным транспортом или по железной дороге. ЮКОС в III квартале экспортировал данными видами транспорта около 20% добытой нефти.

Объемы железнодорожных перевозок нефти и нефтепродуктов в последние годы интенсивно росли. Так, в 1999 г. по железной дороге было перевезено 150 млн. т топлива, в 2000 г. – 160 млн., в 2001-м – уже более 170 млн. т. В 2002 г. по сети российских железных дорог только на экспорт было отправлено 58 млн. т нефтепродуктов. Особенно большие объемы перевозятся по дорогам, ведущим к западным границам России: Октябрьской, Калининградской, Горьковской, Московской, Северной и Куйбышевской.

В августе 2001 г. стоимость перевозки нефти до российских портов снизилась втрое, что позволило увеличить ее вывоз. Расширилась география поставок: были задействованы и южные направления, причем поставки осуществлялись не только через российские порты, но и через Украину. Заметную часть экспорта по железной дороге заняли поставки в Китай, лидером по которым является ЮКОС. В планах ЮКОСа увеличение поставок нефти китайской компании Sinopec до 2,5 млн. т в 2004 г.; поставки другой китайской госкомпании CNPC в выросли в 2003 году до 2 млн. т.

Для оценки возможностей роста объемов транспортировки по железной дороге необходимо знать состояние железнодорожного парка. По данным Ассоциации собственников подвижного состава, рабочий парк цистерн в России насчитывает около 180 тыс. единиц (из них 98 тыс. – у частных собственников). В 2001 г. в России произведено 2500 цистерн (из них 2077 на «Уралвагонзаводе»), за первую половину 2002 г. – 2200 (в том числе 1800 на «Уралвагонзаводе»). Более 2000 цистерн в год для российских компаний производит украинский «Азовмаш». В итоге парк вагонов-цистерн прирастает примерно на 6,5 тыс. год, что эквивалентно увеличению объема перевозок не более чем на 4%, или 5–7 млн. т в год. Дополнительный прирост возможен за счет увеличения эффективности работы железных дорог.

Еще одним слабым местом в схеме экспорта являются морские порты, через которые переваливаются доставленные по трубе или железной дороге нефть и нефтепродукты. Пропускная способность портов носит сезонный характер, она сильно зависит от погодных условий. Так, Новороссийск часто бывает закрыт из-за штормов, а порт в Приморске и вовсе является замерзающим. (см. График 1 Приложение 1)

Колебания пропускной способности портов негативно сказываются на эффективности железнодорожных перевозок. Так, в середине февраля 2003 года свыше 8 тыс. вагонов с нефтеналивными грузами простаивали на Дальневосточной и Северо-Кавказской железных дорогах. Аналогичная ситуация сложилась и на перевалочных нефтебазах Эстонской железной дороги: почти 2,5 тыс. российских цистерн ждали очереди для разгрузки на станциях Мууга, Таллинн, Клайпеда, Маарду, при этом более 3 тыс. вагонов с нефтеналивными грузами были на пути к портам республики.

Из-за таких колебаний уже который год зимой происходит затоваривание внутреннего рынка, в результате чего внутренние цены на нефть падают в 2–3 раза. Это приводит к тому, что компании вынуждены консервировать скважины. Подобная история произошла в январе с Сургутнефтегазом: из-за перепроизводства скопилось около 750 тыс. т нереализованной нефти, что привело к временной остановке добычи.

Еще одним препятствием на пути увеличения добычи нефти служит ограниченность спроса. Потребность Западной Европы в нефти отстает от увеличения производства в России. Как следствие, ушедший год ознаменовался существенным расширением географии экспортных поставок. В частности, увеличился экспорт в США и в страны АТР. Прибыльность таких поставок стала возможной в значительной степени благодаря высоким ценам на нефть. К примеру, Лукойл осуществлял поставки из Новороссийска в Китай, что вряд ли принесло бы прибыль при средних ценах 2001 г. Возможно, расширением географии экспорта и увеличением доли железнодорожных поставок объясняется рост транспортных расходов ЮКОСа в III квартале 2002 г. (см. Таблицу 9 Приложение 1)

При таких темпах роста транспортных расходов сохранение темпов роста добычи возможно лишь при высоких мировых ценах на нефть.

В прошлом году мощности «Транснефти» были загружены полностью, а сейчас почти треть нефти приходится экспортировать альтернативными видами транспорта, что повышает стоимость ее доставки в 3–5 раз (см. График 2 Приложение 1). Любой затор в системе или в портах сразу же обваливает внутренний рынок нефти. «Евроцентричность» инфраструктуры (более 80% отечественных углеводородов экспортируются в западном направлении – в Европу и в Турцию) тоже создает целый букет проблем. С каждым годом растет плата за транзит целой цепочке стран посредников. Те не прочь выторговать для себя преференции, а потому чинят всевозможные препятствия российскому экспорту. Политическая консолидация в рамках Евросоюза и его расширение грозит отечественным экспортерам диктатом картеля потребителей. «Газпром» недавно был вынужден пойти на уступки и отказаться в своих долгосрочных контрактах от пункта, запрещавшего западным компаниям реэкспорт газа; под вопросом оказался и газпромовский проект Североевропейского трубопровода – он плохо вписывается в разрабатываемую Евросоюзом концепцию развития газотранспортной инфраструктуры. Из-за несовершенства транспортной инфраструктуры одна только нефтянка ежегодно напрямую теряет около 5 млрд. долларов, в такую же сумму оцениваются и косвенные потери.

Вторая проблема – недостаточные объемы внутренних инвестиций и низкие темпы освоения новых месторождений. Основной объем добычи отечественных компаний приходится на открытые и разведанные в советские времена запасы, темпы же разведки и освоения новых явно недостаточны, чтобы поддерживать добычу в долгосрочной перспективе. При этом следует понимать, что сливки – в виде легкодоступных и богатых месторождений – мы уже сняли, так что себестоимость новой нефти и газа будет выше. Особенно плохи в этом смысле дела у «Газпрома». В последние годы компания ввела в строй лишь одно крупное месторождение – Заполярное, остальные, запущенные еще в советские времена, находятся в стадии падающей добычи.

При всем при том ликвидация «узких мест» оказывается в большей степени задачей вовсе не нефтегазовых компаний, а государства, взявшего на себя инициативу по стратегическому руководству важнейшим для него сегментом экономики. Извлекать доходы из нефтяной отрасли у нас уже научились, а вот руководить и реализовывать какую-то стратегию пока не очень получается. Запретив строительство частных трубопроводов, государство так и не запустило ни одного собственного проекта. Не было создано и механизма, стимулирующего инвестиции в разведку и освоение новых месторождений, – и чехарда с лицензиями явно не способствует его созданию. А желание государства усилить свое участие и контроль над нефтегазовым сегментом экономики вряд ли воодушевит и обнадежит здравого инвестора (см. График 3 Приложение 1). И если усиление роли государства в «Газпроме» в целом можно рассматривать как факт позитивный, позволяющий консолидировать бизнес и облегчить выработку долгосрочной стратегии, то «дело ЮКОСа» и прессинг налоговых требований стали для частных компаний сигналом на снижение инвестиционной активности и вывод прибылей из отрасли и страны любыми способами, а для инвесторов – долгосрочным стимулом для игры на понижение[2].

2.3 Влияние реформы налогообложения на развитие нефтяной промышленности РФ

Российские нефтяники готовы наращивать добычу сырья в ближайшие лет десять. Если только будут соблюдены два условия – государство позволит им или решится само кардинально расширить инфраструктуру экспорта и не станет агрессивно увеличивать налоговую нагрузку на отрасль.

В последние годы российская нефтянка превратилась в главную дойную корову экономики. По итогам 2003 года объем налоговых платежей нефтяных компаний составил почти четверть доходов консолидированного бюджета России, а доля нефти и нефтепродуктов в общем объеме экспортной выручки достигла 40%. За последние пять лет объем добычи вырос на 40% (до 420 млн. тонн) и не снижения не предвидится.

Реформа налогообложения отрасли, прошедшая в 2002 году, привела к резкому увеличению фискальной нагрузки на нефтяников. Бюджетные поступления значительно выросли, однако ни налоговики, ни нефтяные компании не считают нынешнюю систему налогообложения в отрасли не только оптимальной, но даже сколько-нибудь разумной. Первые сетуют на то, что нынешние налоги не справляются с задачей изъятия пресловутой ренты, которую в полном объеме должно получать государство как собственник недр и природных ресурсов. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) является инструментом изъятия в бюджет заранее запланированной суммы, но не соответствует той сути, которую он должен в себе нести, а именно изъятию ренты. Плюс этого налога – эффективность администрирования. Изъять ренту каким-либо одним платежом невозможно, а вот оптимальная система сборов с нефтяной промышленности могла бы выглядеть так. Первое – аукционные бонусы (определяемые на тендерной основе платежи за пользование месторождениями). Второе – арендные платежи (или налог на запасы, в процентах от их кадастровой стоимости). Третье – НДПИ акцизного типа в современном виде, возможно, с некоторыми элементами дифференциации (например, в зависимости от качества нефти и стоимостной оценки месторождений). И наконец, четвертое – это налог на дополнительный доход (НДД), который «снимает» последнюю составляющую ренты, зависящую от ценовой конъюнктуры рынка. Однако фискальный энтузиазм налоговиков не был поддержан не только нефтяниками, но и большинством экспертов.

За пределами 2010–2012 годов неизбежно сильное выбытие запасов и месторождений. Потребуется резкое увеличение инвестиций, которые очень чувствительны к налоговому бремени. Нам следует внимательно изучить западный опыт стимулирования инвестиций – например, каникулы роялти. На нашей почве это могло бы выглядеть, скажем, как освобождение от НДПИ первых сотен тысяч тонн добычи на новых участках месторождений.

Тем не менее пока правительство демонстрирует наступательную тактику на налоговом фронте. В мае 2004 года вновь было принято решение повысить основные для отрасли налоги НДПИ и экспортные пошлины. Если в области низких цен на нефть (до 20 долларов за баррель) произошло снижение налоговой нагрузки, то в области высоких цен (более 25 долларов за баррель) налоговая нагрузка сильно возросла, прежде всего за счет резкого роста экспортной пошлины.

Впрочем, нефтяников волнует не только сам уровень налоговой нагрузки, но и ее несправедливость: плоская шкала НДПИ распространяется на компании с совершенно различными характеристиками сырьевой базы. Существующая налоговая система не позволяет вести рентабельную добычу нефти до отбора проектных объемов запасов и толкает компании на выборочную разработку высокопродуктивных участков. Опережающие темпы выработки высокопродуктивных пластов приводят к преждевременному обводнению скважин, захоронению в недрах разведанных запасов. Свидетельства тому – имеющийся в России фонд неработающих скважин (на начало 2004 года каждая четвертая скважина не работала) и снижающийся уже на протяжении нескольких десятков лет коэффициент нефтеизвлечения. С другой стороны, действующая система не обеспечивает изъятия сверхприбыли, образующейся при разработке молодых месторождений, находящихся в благоприятных горногеологических условиях. Плоская шкала позволяет одним компаниям выплачивать огромные дивиденды, а другим работать – на минимальной рентабельности. Однако простых решений проблема дифференциации НДПИ либо введения каких-то других налогов адвалорного типа (то есть привязанных к стоимостным показателям работы компаний, а не к тоннам добытой нефти), увы, не имеет.

Но, как выяснилось, есть и более вопиющие несуразности в налогообложении отрасли. А именно требуется безотлагательно отменить пошлину на вывоз нефтепродуктов. В противном случае с надеждами на модернизацию и развитие отечественной нефтепереработки можно проститься. Государству надо немедленно отменять экспортные пошлины на светлые нефтепродукты. Именно они создают контрстимулы для развития нефтепереработки. Да, будет краткосрочный дефицит бензина на внутреннем рынке, но бензин можно импортировать.

Еще совсем недавно рынок вполне обоснованно в качестве индикатора-ориентира перспектив акций нефтяных компаний рассматривал цену на нефть, которая определяла уровень доходов и прибыли компаний. Поэтому связь между уровнем цен на нефть и котировками акций российских нефтяных компаний была непосредственной и значимой. Растут цены на нефть – растут акции нефтяных компаний.

Но в этом году ситуация начала меняться. Была значительно увеличена налоговая нагрузка за счет пересмотра шкалы экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты и повышения налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

В настоящее время пошлины на экспорт устанавливает правительство в пределах трехступенчатой шкалы в зависимости от цены на нефть сорта Urals. При средней мировой цене до $15 за баррель пошлина не взимается, от $15 до $25 за баррель – 35% от разницы между сложившейся ценой и 15 долларами. При цене свыше $25 за баррель, $25,53 за тонну и 40% от превышения уровня цен над $25. (см. Таблицу 10 Приложение 1)

Новая шкала экспортных пошлин выглядит следующим образом: при цене нефти до $15 за баррель экспортная пошлина взиматься не будет, при цене от $15 до $20 за баррель пошлина составит до 35% от разницы между фактической ценой нефти и $15 за баррель. В интервале цен от 20 до 25 долларов за баррель будет установлена экспортная пошлина в размере 45%. При цене нефти свыше $25 за баррель пошлина будет повышена до 65%. Повышение экспортных пошлин вступит в силу с 1 августа текущего года, а НДПИ будет повышен на 15% (с 347 руб. до 400 руб. за тонну) с 1 января 2005 года[3]. (см. Таблицу 10 Приложение 1)

В результате этих фискальных нововведений положение отечественных нефтяных компаний изменится, рост экспортных пошлин отразится на финансовых результатах компаний уже по итогам четвертого квартала текущего года. Однако, в полной мере нефтяники испытают все прелести нового налогового режима только в 2005 году, когда вступят в действие поправки, увеличивающие ставку НДПИ. Первым следствием изменений станет общий рост налоговой нагрузки на нефтяные компании – так если сейчас при цене в $30/бар. после выплаты НДПИ и экспортных пошлин нефтяники получают $168 на тонну, то после введения нового налогового режима эта цифра снизится до $152. То есть при цене нефти в $30 за баррель величина налоговых выплат (пошлины + НДПИ) возрастет почти на 30% – с $51 до $67 на тонну. Важным также является снижение зависимости доходов компаний от цен на нефть (особенно при их высоком уровне). Особенно значительно возрастают государственные изъятия через экспортные пошлины при превышении цен $25 за баррель – в этом случае с каждого дополнительного доллара дополнительно изымается на 25 центов больше по сравнению с прежним уровнем. Таким образом, учитывая эти существенные госизъятия, можно говорить о перераспределении сверхдоходов от высоких цен на нефть в пользу государства и появлении особого уровня экспортной цены ($25/bbl) – при превышении которого российские нефтяники практически не получают дополнительных доходов. (см. Таблицу 11 Приложение 1)

Для компаний, которые большую часть нефти и нефтепродуктов поставляют на экспорт (ЮКОС, Татнефть, Сургутнефтегаз), снижение доходов в 2005 году будет более существенным. В то же время необходимо учитывать, что рост экспортных пошлин в сочетании со строгой регламентацией использования экспортных нефтепроводов, будет способствовать сохранению диспаритета экспортных и внутренних цен на нефть, стимулируя нефтяные компании поставлять больше продукции на внутренний рынок. Рост предложения нефти, а соответственно и бензина, приведет к снижению цен на них на внутреннем рынке, что также негативно скажется на доходах компаний.

Рост пошлин и НДПИ окажет также неодинаковое влияние на величину прибыли и рентабельность компаний – больше всего пострадают компании с наивысшими издержками (Татнефть, Сургутнефтегаз)[4]. (см. Таблицу 12 Приложение1)

Исходя из того, что, вероятно, рост налогового бремени съест весь выигрыш от повышения цен на нефть, перспективы нефтяной отрасли весьма плачевны. На этом фоне кажутся более привлекательными акции Лукойла и Сибнефти – воздействие повышения налоговой нагрузки на финансовые результаты компаний будет менее значительным, чем для остальных нефтяных компаний России.

Впрочем, проблема налогов все-таки уступает по своей остроте проблеме транспортировки нефти и нарастающего дефицита трубопроводных экспортных мощностей.

В экономическом смысле, самой большой опасностью для России является резкое снижение цен на нефть. Российская экономика и система финансов сконструированы таким образом, что когда цены на нефть падают, то все секторы экономики оказываются в большом напряжении. Сегодня, когда нефть стоит $50, России легко финансировать многие программы и наращивать золотовалютные резервы. Нефтяные цены держатся на высоком уровне из-за большого глобального спроса. В то же время, некоторые из ключевых поставщиков, например, ближневосточные страны и Венесуэла, по тем или иным причинам не производят столько нефти как раньше. Однако если рост глобальной экономики замедлится, цены на нефть быстро упадут. А когда цены на нефть упадут, и Россия захочет получить доступ к мировым рынкам, российская экономика вновь окажется в трудном положении.

Для России серьезной проблемой также является вопрос инвестиций. Однако надо делать различия между государственными и частными инвестициями. Ныне предприниматели, которые покупают внешние долги России, уверены в способности России погасить этот долг. После реструктуризации 2000 года, цены на российские долговые обязательства стали расти, и с этим стала расти вера в государственный сектор экономики страны. Для этого существуют весомые причины – государство располагает значительными резервами, даже существует бюджетный профицит, курс рубля стабилизировался. Большая часть этих положительных изменений произошла благодаря деньгам, полученным за счет доходов от продажи нефти.

Однако сегодня для России серьезной проблемой является привлечение частных иностранных инвестиций в свой частный сектор. Доверие иностранных инвесторов в этом секторе зависит от состояния правовой и институциональной структуры российской экономики. Во-первых, инвесторы будут наблюдать за тем, насколько сильны организации и институты, ответственные за защиту прав мелких акционеров. Во-вторых, должна существовать уверенность в том, что российское правительство признает и соглашается с существующим распределением частной собственности. В свете недавних политических событий в России, и особенно дела ЮКОСа, международные инвесторы стали выказывать значительные сомнения, что правительство России согласно предоставлять им беспрепятственный допуск к собственности, особенно в сфере природных ресурсов.

Пока неопределенность не закончится, частные инвесторы и организации будут продолжать давать взаймы российскому государству, однако инвестиций в экономику России будет поступать мало. Это может превратиться в серьезную опасность для российской экономики уже в ближайшем будущем. Россия не может до бесконечности опираться на доходы от продажи нефти и должна развивать другие секторы экономики, чтобы когда цены на нефть уменьшатся, ей было на что опереться.

В ближайшие пять лет объемы добычи нефти в России будут увеличиваться, однако темпы экономического роста серьезно замедлятся. Причины очевидны: во-первых, это снижение уровня капиталовложений в разведку и разработку новых месторождений, которые вызваны плохим инвестиционным климатом и возросшими политическими рисками.

Безудержное наращивание добычи уже в 2003 году создало нефтяным компаниям определенные проблемы. На рынке возникло затоваривание, и компаниям пришлось даже приостанавливать добычу, а «Транснефть» временно ограничила прием нефти. В дальнейшем такие случаи будут повторяться все чаще. Рынки сбыта дополнительных объемов нефти находятся вне пределов Западной Европы, а выход на них связан с дополнительными транспортными расходами или колоссальными инвестициями в развитие инфраструктуры. Все это имеет смысл только при высоких мировых ценах на нефть. В этой связи нефтяные компании должны пересмотреть свои планы по увеличению добычи, а государство – сформулировать наконец Энергетическую стратегию, которая должна служить ориентиром для частных инвесторов.

2.4. Проблема повышения качества российской продукции

Цены на нефтепродукты на мировых рынках, вслед за нефтяными, бьют новые рекорды, но объем экспорта нефтепродуктов из России сокращается. Причины этого феномена заключаются в объективных особенностях российской нефтяной отрасли, обреченной на экспорт сырья в ущерб экспорту продуктов переработки.

Выступая на совместном заседании Совбеза и президиума Госсовета РФ в феврале этого года, Владимир Путин говорил о стоящей перед Россией угрозе «оказаться на обочине мирового технологического развития со статусом сырьевого донора развитых стран». Результаты деятельности нефтяной отрасли пока что подтверждают худшие опасения российского президента. По данным Федеральной таможенной службы, опубликованным в начале сентября, в первом полугодии 2004 г. экспорт нефти из России вырос на 22.1% в сравнении с тем же периодом прошлого года, в то время как экспорт нефтепродуктов снизился на 5.3%.

Иными словами, нефтяные компании резко наращивают добычу и экспорт сырья, сокращая в то же время экспорт продуктов переработки нефти. Хотя на мировых рынках цены на нефтепродукты, вслед за ценами на сырую нефть, держатся на рекордно высоких уровнях. И что самое прискорбное, надежды на то, что нефтяники когда-либо изменят свои предпочтения, почти нет.

Изучив структуру инвестиций ведущих российских нефтегазовых компаний в последние годы, эксперты института отказывают им в праве именоваться «вертикально-интегрированными». «Фактически, в случае с российскими компаниями, именуемыми «ВИНК», мы имеем дело с upstream-компаниями, не развивающими другие сегменты интегрированной цепочки бизнеса, за исключением производств первого передела. В сектор upstream входят добыча и экспорт сырой нефти, и это направление нефтяного бизнеса в России, по мнению эксперта, на долгие годы останется основным, если государственная политика в этой сфере останется неизменной.

Российский мазут убыточный. К такому утверждению приводит анализ не только общей динамики, но и внутренней структуры экспорта нефтепродуктов. Как видно из таблицы 13 Приложение 1, экспорт светлых нефтепродуктов (бензина и дизтоплива) составляет менее половины (43%) общего объема экспорта. В том числе на экспорт бензина приходится всего 6% объем экспорта. При этом следует отметить, что дизтопливо, вывозимое из России, отличается низким качеством и продается на рынках Европы как газойль, то есть полупродукт, предназначенный для дальнейшей переработки, и его цена значительно уступает ценам на европейские сорта дизтоплива.

В то же время, до 35% в объеме экспорта российских нефтепродуктов составляет мазут, также весьма низкого качества, используемый потребителями как полупродукт для дальнейшей очистки и выделения светлых фракций. Цена на российский мазут на 30% ниже цены на сырую нефть, и это направление экспорта является наименее перспективным, так как спрос на мазут в Европе постепенно сокращается. Однако выход мазута на устаревших российских НПЗ по-прежнему весьма высок (32%), что в 6.4 раза выше, чем в США (5%), и нефтяные компании вынуждены поддерживать этот убыточный экспорт.

За счет мазута общая стоимость на мировых рынках корзины нефтепродуктов, вырабатываемых на российских НПЗ из одной тонны нефти, оказывается на 10–15% ниже, чем стоимость одной тонны сырой нефти. Это обстоятельство вынуждает нефтяников сокращать экспорт нефтепродуктов и наращивать экспорт нефти. Например, в июне этого года ЛУКОЙЛ ввел первую очередь терминала в Высоцке, предназначенного для экспорта 4.7 млн т нефтепродуктов в год. Но вывозит через него, в основном, нефть, так как выясняется, что продукты, произведенные в России, стоят меньше, чем сырье, из которого они изготовлены.

Если бы производственные показатели российских НПЗ соответствовали мировым аналогам, то стоимость корзины нефтепродуктов, полученных из 1 т нефти, оказалась бы на 20–25% дороже, чем стоимость тонны нефти. Но в России глубина переработки не превышает 73%, а выход светлых нефтепродуктов составляет около 55%, в то время как для западных стран нормальными считаются показатели, соответственно, 92% и 75%. И за десятилетие существования ВИНК эти показатели претерпели весьма незначительные изменения к лучшему, и то за счет выбытия наиболее изношенных перерабатывающих активов (в 2003 г. суммарные мощности российских НПЗ сократились до 83.75% от уровня 1994 г.)[5].

Уместно задать вопрос: что мешает нефтяным компаниям вкладывать более значительные средства в модернизацию НПЗ и за счет этого увеличивать прибыльность своего бизнеса? Ведь в последние годы они не испытывают недостатка в средствах для инвестиций. Как выясняется, виной тому не только и не столько нежелание нефтяников думать о завтрашнем дне и заботиться о развитии российского производства, сколько объективные факторы, мешающие созданию полноценных интегрированных компаний, развивающих все звенья нефтяного бизнеса, от добычи до переработки и сбыта.

Из 25 российских НПЗ лишь два (в Туапсе и Киришах) находятся вблизи от морских терминалов, через которые нефтепродукты можно отправлять на зарубежные рынки с низкими издержками. Остальные спрятаны глубоко внутри страны, и среднее плечо доставки нефтепродуктов от них к морским портам составляет около 1.5 тыс. км. Доставка по железной дороге прибавляет по $6–7 к себестоимости каждого барреля нефтепродуктов, отправляемого на экспорт.

Использование нефтепродуктопроводов выгоднее, но, во-первых, их сеть недостаточно развита, а во-вторых, даже реализация проектов по строительству новых трубопроводных направлений (на Новороссийск и Приморск) не позволит снизить транспортные затраты но уровня, обеспечивающего конкурентоспособность экспорта российских нефтепродуктов на европейских рынках, по сравнению с экспортом сырой нефти.

Получается, что даже если нефтяные компании вложат крупные деньги в модернизацию своих НПЗ (необходимые для этого суммы составляют в среднем около $500 млн. на одно предприятие), транспортные издержки все равно съедят те 20–25% прибыли, которые образуются от продажи нефтепродуктов по сравнению с продажей сырой нефти. Кроме того, планам реконструкции действующих перерабатывающих мощностей не способствует и политика властей, облагающих экспорт нефтепродуктов экспортными пошлинами. До недавнего времени эти пошлины составляли 90% от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, однако в последние месяцы правительство несколько понизило эту планку (до 65%).

Некоторые экономисты призывают правительство снизить экспортные пошлины на нефтепродукты, особенно светлые, что создаст стимулы для развития нефтепереработки на территории России. Но в действиях правительства тоже есть своя логика: от экспорта сырой нефти они получают полновесные доходы, а если экспортные пошлины на нефтепродукты будет снижены, то та же нефть будет вывозиться в виде нефтепродуктов, но уже без тех вливаний в госбюджет, которые сегодня образуются от экспорта нефти. Таким образом, модернизацию НПЗ государству придется фактически оплачивать из госбюджета, на что правительство в ближайшие годы вряд ли согласится.

Единственным выходом из этого замкнутого круга могло бы стать строительство новых НПЗ, расположенных вблизи морских портов. Именно по такому пути идут многие нефтяные державы, развивающие экспорт нефтепродуктов наряду с экспортом сырой нефти. Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Алжир активно строят приморские НПЗ и увеличивают долю экспорта нефтепродуктов в общем объеме нефтяного экспорта. Однако в России таких проектов почти нет. «Роснефть» и «Сургутнефтегаз» уже несколько лет обсуждают планы строительства НПЗ в Приморске производительностью 10 млн. т в год, однако он позволит обеспечивать лишь европейские рынки, и без того затоваренные нефтепродуктами.

Чтобы выйти на удаленные и более выгодные рынки, нужны НПЗ в глубоководных портах. Но у России пока нет таких портов. В течение последних лет обсуждаются проекты строительства магистральных нефтепроводов в Находку и Мурманск, но правительство никак не может принять по ним окончательного решения. Что же касается размещения НПЗ в конечных точках этих маршрутов, то эти вопросы, насколько можно судить, пока что даже не обсуждаются. Это означает, что ориентация страны на экспорт сырой нефти закрепится на многие годы – до тех пор, пока в России не появится 2–3 новых высокоэффективных приморских НПЗ.

В этих условиях не приходится удивляться, что российские компании не спешат вкладывать деньги в модернизацию НПЗ. Как свидетельствует исследование ИЭП, в период с 1995 по 2002 г.г. инвестиции крупных нефтяных компаний в нефтедобычу в 6–10 раз превышали инвестиции в нефтепереработку. Даже в зарубежные НПЗ российские компании вкладывают денег больше, чем в российские, в расчете на тонну установленной мощности предприятий ($13.5 в зарубежные НПЗ и $10.8 – в российские). Что не удивительно, учитывая, что зарубежные НПЗ находятся, в основном, вблизи от морских портов (Одесса, Бургас, Мажейкяй и др.)[6].

Вывод экспертов ИЭП косвенно подтверждают и сами нефтяники. Нефтепереработка не является самостоятельным бизнесом, она – амортизатор для сохранения объемов добычи нефти. Иными словами, экспорт нефтепродуктов нужен не сам по себе, а как страховка для нефтяных компаний на периоды снижения мировых цен на нефть. В этих условиях экспорт нефтепродуктов становится более выгодным, чем экспорт нефти, и позволяет компаниям пережить трудные времена.

Никаких фундаментальных оснований для длительного поддержания высоких мировых цен на нефть объективно не существует, риски скорого и серьезного падения мировых цен чрезвычайно велики. С учетом этих факторов экспортно ориентированная upstream-стратегия развития нефтяного сектора России, предлагаемая самими ВИНК, представляется неоправданно высокой. Но России еще долго не удастся снизить эти риски, что делает как нефтяной сектор, так и всю национальную экономику весьма зависимой от конъюнктуры мирового рынка нефти.

Основной объем вырабатываемых на российских предприятиях нефтепродуктов не соответствует европейским стандартам. В 2002 г. из общего объема произведенной продукции на экспорт направлено около 75 млн. тонн нефтепродуктов. В основном это дизельные топлива низкого по сравнению с европейскими требованиями качества по содержанию серы (0,2% и выше), топочный мазут, базовые масла, прямогонный бензин, вакуумный газойль и другие относительно дешевые продукты, пользующиеся спросом на Западе. Доля же товарных нефтепродуктов, соответствующих современным требованиям, крайне мала.

Основной причиной относительно низкого качества является как отсталая структура нефтепереработки на большинстве российских НПЗ, где для облагораживания продуктов используется в основном каталитический реформинг бензинов, гидроочистка дизельных топлив, так и отсутствие современных двигателей, выпускаемых в России. Очень низкая доля деструктивных процессов: каталитического крекинга вакуумного газойля, гидрокрекинга. Степень загрузки вторичных процессов не достигает оптимального уровня. В то же время следует отметить и положительные тенденции последних лет как по увеличению объемов переработки нефти, так и по структуре выпускаемых нефтепродуктов. С увеличением объемов переработки нефти, производства автомобильных бензинов и дизельных топлив, качественно изменилась структура выпускаемых топлив: – по автомобильным бензинам в сторону роста объемов высокооктановых бензинов (92 и выше); – увеличивается производство дизельных топлив, отвечающих европейским нормам по содержанию серы (менее 0,035%). При этом следует отметить, что ряд нефтеперерабатывающих предприятий отрасли имеют технические возможности для производства экологически чистых дизельных топлив с содержанием серы менее 0,035%, но из-за своего географического положения, отсутствия внутреннего спроса, не производят его, отметил заместитель начальника управления Минэнерго. По объему первичной переработки нефтяного сырья Россия занимает 4 место в мире после США, Китая, Японии. Суммарная мощность первичной переработки нефти в России составляет около 266 млн. тонн, в том числе 255,7 млн. тонн – мощности 27 нефтеперерабатывающих предприятий в составе нефтяных компаний. По территории Росси мощности НПЗ размещены крайне неравномерно.

Страницы: 1, 2, 3