О проблемах в российской нефтеперерабатывающей отрасли говорят давно: низкий технологический уровень, устаревшее оборудование, неравномерная - с советских времен - территориальная концентрация ключевых заводов, отсутствие независимых, конкурентоспособных игроков. Однако сегодня в условиях жесткой фискальной политики накопившиеся вопросы приходится решать быстро.

Долгая дорога

В 1990-е годы отечественная нефтеперерабатывающая отрасль пережила длительный спад, в результате которого объемы первичной переработки нефти снизились с 298 млн. т в 1990 году до 173 млн. т в 2000

21.11.2023 В Ірпені відкрили новий міст замість підірваного окупантами 24.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $81,33, WTI - $76,42 23.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $80,98, WTI - $76,27 22.11.2023 Ціни на нафту: барель Brent - $82,42, WTI - $77,76 24.11.2023 Грецькі судноплавні компанії відмовляються від транспортування російської нафти

году. В следующие семь лет наблюдался небольшой, но постоянный прирост, связанный в основном с ростом внутреннего спроса на нефтепродукты, а не вводом новых мощностей. В 2007 году объем первичной переработки составил 229 млн. т сырой нефти.

Львиная доля (более 90%) предприятий нефтеперерабатывающей отрасли приходится на 27 крупных НПЗ - мощностью свыше 1,5 млн. т нефти в год. Большинство этих предприятий (19) сосредоточено в руках нескольких крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНКов). Для сравнения, в США работает, свободно конкурируя между собой, в общей сложности 149 малых, средних и крупных НПЗ различной мощности (от 0,2 до 20 млн. т/год) с уровнем выхода светлых фракций 95-98%.

Все крупные НПЗ на территории России строились в послевоенное время, с конца 1940-х годов, причем строительство шло, как правило, вдали от портовой структуры (кроме «Киришинефтеоргсинтез» и Туапсинского НПЗ). После 1966 года строительство новых НПЗ было перенесено в другие советские республики, в результате чего после распада СССР Россия получила самые устаревшие производства. Сегодня изношенность оборудования на российских НПЗ, по разным оценкам, составляет 70-85%, а уровень выхода светлых нефтепродуктов не превышает 55-65%. Исключениями стали Ачинский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1982 году, и «Нижнекамскнефтехим», где в 1979 году была организована переработка нефти.

Наибольшая концентрация НПЗ - в Приволжском федеральном округе - 45%, а в Сибирском и Дальневосточном - всего 20%. Неравномерное распределение нефтеперерабатывающих мощностей приводит в избыточному предложению нефтепродуктов в одних регионах и недостатку в других, а дополнительная транспортировка еще больше повышает их себестоимость.

Еще одной проблемой является низкая глубина переработки нефти. По этому показателю Россия значительно отстает от большинства развитых стран: 71,7% против 85-95%. Кроме того, в общем объеме вырабатываемых нефтепродуктов доля выхода, к примеру, самой тяжелой фракции мазута у российских компаний составляет 27%, в то время как в США - 5%.

Евростандарты

Отдельной строкой в списке проблем, обременяющих нефтепереработку, стоит налогообложение. В 2006 году была введена новая схема расчета экспортных пошлин, определяемая текущими ценами на нефть и обновленной системой налогообложения недропользователей. Благодаря ей сегодня бюджет разными способами с помощью налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и таможенных вывозных пошлин получает порядка 75% прибыли нефтяных компаний. Нефтяники отдают государству примерно две трети стоимости барреля нефти в виде налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортных пошлин. Плюс еще налог на прибыль, акцизы на нефтепродукты и т. д.

В любом случае при существующем налоговом режиме и росте капитальных затрат разрабатывать новые месторождения в новых регионах нефтяным компаниям становится все менее выгодно. Не добавляет оптимизма и естественное сокращение роста добычи на месторождениях. Очевидно, что при сложившейся фискальной политике экспортировать стало выгоднее нефтепродукты, чем сырую нефть, поскольку экспортные пошлины на сырую нефть оказываются выше примерно на 30%. Однако пока экспортные сборы на темные нефтепродукты ниже, чем на светлые, компаниям проще осуществлять первичную переработку и экспортировать все тот же мазут.

Между тем в марте этого года Минфин предложил снизить налоговую нагрузку по НДПИ на нефть на 100 млрд. руб. с 2009 года. Это сделано для стимулирования роста добычи и переработки нефти. По мнению чиновников, снижение НДПИ вместе с пересмотром экспортных пошлин приведет к развитию глубокой переработки нефти. Пока же не принято конкретных шагов, новая конфигурация налоговой системы остается неясной.

Дополнительным стимулом для развития нефтепереработки являются грядущие переходы на новые стандарты топлива. Согласно техрегламенту, определяющему сроки введения евростандартов автомобильного топлива на территории России, с 1 января 2009 года весь бензин и дизель в России должны будут соответствовать требованиям экологического стандарта «Евро-3», еще через год - «Евро-4», а с 1 января 2013 года все топливо перейдет на стандарт «Евро-5». На деле это означает не только соблюдение новых экологических характеристик (бензол, ароматика, содержание серы и пр.), изменения коснутся и соотношения октановых чисел, плотности паров, моющих качеств и пр. Для их осуществления требуются значительные инвестиции, которые, согласно подсчетам только аналитиков ЛУКОЙЛа, могут составить 600 млрд. руб.

Инвестиционные планы

Эксперты выделяют два базовых пути развития сектора нефтепереработки у нефтяных компаний. Поскольку купить НПЗ сейчас в России практически невозможно, первый путь - строительство новых НПЗ. Однако за последние 20 лет в России не было построено ни одного нефтеперерабатывающего предприятия. Такие проекты стоят дорого (несколько миллиардов долларов) и строятся сравнительно долго (до 5 лет). Поэтому, несмотря на ряд заявленных проектов (НПЗ мощностью 7 млн. т/год под Нижнекамском у «Татнефти» и НПЗ на Дальнем Востоке у «Роснефти»), ни один из них не доведен до логического завершения.

Второй путь - модернизация существующих мощностей для увеличения глубины переработки и улучшения качественных характеристик нефтепродуктов. Именно по этому пути пошли большинство ВИНКов.

Начиная с 2005 года нефтяные компании стали активно инвестировать в модернизацию собственных НПЗ. Так, по оценке ЦМЭИ «БДО Юникон», объем инвестиций нефтяных компаний в основной капитал за 9 месяцев 2007 года составил 41,3 млрд. руб., в то время как за аналогичный период 2004 года - всего 22 млрд. руб.

Лидером по объему нефтепереработки является компания «Роснефть». Ей принадлежит семь крупных НПЗ, расположенных на территории России, суммарной мощностью 58 млн. т сырой нефти в год. Если в 2005 году мощности нефтепереработки компании составляли чуть более 10 млн. т, то благодаря приобретению в 2007 году основных активов ЮКОСа, включающих пять нефтеперерабатывающих заводов (Ангарская НХК, Куйбышевский, Новокубышевский, Сызранский и Ачинский НПЗ) «Роснефть» увеличила объем первичной переработки нефти почти в 4,5 раза. В 2007 году он составил 48,27 млн. т, или 47,5% (добыча - 101,68 млн. т).

В планах компании - рост объема переработки до 85-90 млн. т, так как разработка Ванкорского месторождения, по оценкам экспертов, потребует соответствующего увеличения мощностей на 50 млн. т. Полным ходом модернизация идет на Туапсинском НПЗ, мощность которого к 2010 году утроится с 4 до 12 млн. т в год, а глубина переработки вырастет с 56 до 95%. Некоторое расширение мощностей и произойдет на Комсомольском, Ачинском и Ангарском НПЗ.

Вторая по величине российская нефтяная компания - ЛУКОЙЛ - озаботилась проблемой модернизации своих нефтеперерабатывающих мощностей чуть ранее. За последние пять лет компания вложила в реконструкцию своих заводов $5 млрд. И на сегодня объем нефтепереработки ЛУКОЙЛа составляет 54% (52,2 млн. т). Основной прирост был достигнут за счет модернизации Нижегородского НПЗ. В эксплуатацию были также введены установки изомеризации на Волгоградском и Пермском заводах и висбрекинга - в Ухте.

В конце 2007 года ЛУКОЙЛ принял инвестпрограмму на 2008-2017 годы, в течение которых направит еще $25 млрд. на модернизацию своих нефтеперерабатывающих заводов и сбытовой сети. Причем, как заявил первый вице-президент компании Владимир Некрасов, в эту сумму не входят затраты на новые приобретения. Новая программа по нефтепереработке предполагает, что собственные мощности компании к 2017 году достигнут 65 млн. т/год, что потребует вложений в них размере $6,3 млрд. В частности, в 2011 году ЛУКОЙЛ планирует завершить строительство комплекса глубокой переработки (установка каткрекинга) стоимостью $1 млрд. на Нижегородском НПЗ, благодаря которой мощность завода вырастет на 4 млн. т/год.

Непростая ситуация складывается в ТНК-ВР: нефтедобыча и нефтепереработка ТНК-ВР перестали расти с 2005 года. Правда, в первую очередь это обусловлено продажей части активов, а не падением производственных показателей компании. В конце 2006 года вице-президента компании Энтони Консидайн объявил, что в течение пяти лет ТНК-BP намерена инвестировать в нефтепереработку $1 млрд., включая средства на реконструкцию НПЗ. В результате программы модернизации на Рязанском НПЗ выход светлых нефтепродуктов вырос почти на 10%. А модернизация Саратовского НПЗ позволит в 2008 году увеличить его мощность с 6 до 7 млн. т/год.

Инвестициями в нефтепереработку увлеклись и менее крупные нефтяные компании. Так, модернизация «Орскнефтеоргсинтеза» (переработал в 2007 году 4,99 млн. т) компанией «Русснефть» к 2010 году позволит повысить глубину переработки с 60 до 92%. В 2009 году «Сургутнефтегаз» заканчивает строительство гидрокрекинга на заводе «Киришинефтеоргсинтез», затем в планах строительство установки каткрекинга и завода «Кириши-2» с полным циклом вторичных процессов (гидрокрегинг, каткрекинг) мощностью 12 млн. т/ год.

Несмотря на различные подходы к модернизации нефтеперерабатывающей отрасли, эксперты сходятся в одном: это важный шаг в развитии нефтяной отрасли в целом, позволяющий несколько выправить сложившийся за последнее десятилетие перекос в сторону добывающего сектора и экспорта сырья и продуктов первичной переработки. Однако очевидно, что для реализации этого шага необходимо решить целый комплекс других проблем - начиная от налогового регулирования и заканчивая созданием рынка независимых, конкурентоспособных НПЗ, благодаря которым возможно реальное развитие нефтепереработки. А времени на их решение остается все меньше.

Леонид Гайдук, партнер группы «БДО Юникон»: «Нужна новая программа развития ТЭК»

К числу ключевых программных документов, определяющих российскую энергетическую политику, относят «Основные направления энергетической политики и структурной перестройки топливно-энергетического комплекса РФ на период до 2010 года», утвержденные указом президента РФ от 7 мая 1995 года.

Реализация программы давно вызывает много вопросов. Так, фактические финансовые и экономические показатели всех отраслей ТЭК оказались ниже, нежели предполагалось. Причин несколько. Это и правительственная политика, направленная на поддержание высокого курса рубля, и увлеченность правительства в 90-х годах пирамидами внутренних и внешних займов. Обстановка в тот период осложнялась ростом неплатежей и задолженностей. Еще одна причина очевидного срыва программы - налоговая политика, направленная на поддержание и увеличение масштабов налогового бремени в отношении предприятий ТЭК, в первую очередь нефтяных компании. Размеры налоговых платежей нефтяных компаний, в зависимости от их задолженности, в 1,25-1,5 раза выше, чем в западных странах.

Сегодня необходима новая целевая программа развития ТЭК, которая бы способствовала повышению конкурентоспособности российского ТЭК на мировых энергетических рынках, притоку инвестиций, техническому перевооружению отрасли, модернизации и реконструкции действующих НПЗ, развитию систем транспорта, улучшению состояния сырьевой базы и совершенствованию механизмов государственного регулирования недропользования.

Крупнейшие ВИНКи, осуществляющие переработку нефти в России

*С учетом предприятий ЮКОСа.

**Без учета прочих НПЗ.

Источник: ЦМЭИ «БДО Юникон».

Ольга Хвостунова

24.06.2008 г.