Партнеры Казахстана по интеграции в ЕЭП позиционируют модернизацию и увеличение производственной способности нефтеперерабатывающих предприятий в качестве одного из ведущих приоритетов диверсификации своей экономики.
Для начала рассмотрим ситуацию в нефтеперерабатывающей отрасли России. Россия, как известно, входит в число ведущих производителей нефтепродуктов в мире. Отрасль объединяет на сегодня более 30 крупных комплексов с объемами переработки более 1 млн тонн нефти, а совокупные установленные мощности НПЗ в расчете на 2012 год составили 289,4 млн тонн. По данному показателю Россия по-прежнему находится на третьем месте в мире после США и Китая.
В последние годы наблюдается положительная динамика роста производственных показателей отрасли. В частности, по данным Минэнерго РФ, первичная переработка нефтяного сырья на российских НПЗ в прошлом году достигла 265,7 млн тонн, увеличившись на 4,5% по сравнению с 2011 годом.
Вместе с тем, нефтеперерабатывающая отрасль России по-прежнему характеризуется значительным износом основных производственных фондов, а также низкой глубиной переработки нефти. Также можно констатировать сохранение неэффективной территориальной структуры имеющихся перерабатывающих мощностей и общей логистики поставок готовой продукции.
В частности, по коэффициенту сложности Нельсона Россия серьезно отстает от ведущих производителей нефтепродуктов. Индекс NCI для НПЗ США достигает 9,6, Европы – 6,5, тогда как у российских НПЗ – в среднем не более 5,1. При этом глубина переработки на НПЗ России по итогам 2012 года составляла в среднем только 71,2% (в США – 96%, в Европе – от 85 до 93%), несмотря на модернизацию ряда производств.
Ввиду этого в российской нефтепереработке прослеживается серьезный дисбаланс производства светлых и темных нефтепродуктов в пользу последних, несмотря на предпринимаемые на государственном уровне меры. Отраслевые компании ориентируются главным образом на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций – это является последствием преобладания первичных процессов переработки и отражает технологическую отсталость российских НПЗ.
К примеру, если по итогам прошлого года производство бензинов составило 38,14 млн тонн (из которых 92,6% пришлось на АИ-92 и выше), то дизельного топлива – 69,7 млн тонн (в том числе с содержанием серы до 0,05% – 78,2%), топочного мазута – 74,1 млн тонн. Наглядно видно, что, благодаря высоким ценам на сырую нефть, производство мазута сохраняет достаточно высокую рентабельность – увеличение его объемов производства с 2008 по 2012 годы составило 10,5 млн тонн. Для сравнения, производство бензинов за этот же период увеличилось на 2,6 млн тонн, дизельного топлива – на 0,9 млн тонн. Таким образом, структура производства нефтепродуктов российскими НПЗ в настоящее время не соответствует структуре спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке – при производстве высокооктановых бензинов в объемах едва удовлетворяющих внутренний спрос, производится избыточный объем дизельного топлива и мазута.
Нельзя не отметить, что российские НПЗ имеют четкую ориентацию на внутренний рынок. Основными экспортными нефтепродуктами остаются мазут и дизельное топливо, в значительно меньшей степени – прямогонный бензин. Подавляющее большинство предприятий по-прежнему далеки от возможности поставлять на европейские и американские рынки нефтепродукты, пригодные для конечного потребления. То есть, из-за невысокого качества экспортируемых нефтепродуктов, они в основном используются либо в качестве сырья для последующей переработки, либо в качестве продукции, удовлетворяющей потребностям исключительно рынков развивающихся стран. При этом подобная конфигурация экспорта нефтепродуктов в сложившихся ценовых, налоговых и тарифно-таможенных условиях по-прежнему выгодна нефтяным компаниям России.
Ситуацию наглядно иллюстрируют следующие статданные. По оценкам Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ, экспорт нефтепродуктов в 2012 году составил 137,95 млн тонн на общую сумму 103,43 млрд долларов. При этом в физическом выражении экспорт жидкого топлива (мазута) составил 75,95 млн тонн, дизельного топлива – 35,4 млн тонн, которые позиционируются импортерами, прежде всего европейскими НПЗ, как сырье для дальнейшей переработки, а не в качестве конечного продукта, в том числе ввиду ужесточения экологических требований. Для сравнения, поставки на внешние рынки российского автомобильного бензина не превысили 3,06 млн тонн.
Обращает на себя внимание негативное влияние на отрасль деятельности от 100 до 200 мини-НПЗ, из которых только 80 зарегистрированы официально. По оценкам АО «Транснефть», эти предприятия используют для переработки порядка 10 млн тонн нефти ежегодно (официально – 3,2 млн тонн), выпуская преимущественно низкокачественные первичные нефтепродукты. В ряде случаев выявлялись факты нелегального отбора отдельными мини-НПЗ сырой нефти из магистральных нефтепроводов, взамен которых закачивались фактически «отходы» переработки. Принимая во внимание падение качества российской нефти, прежде всего ввиду увеличения доли высокосернистых поставок, подобная ситуация в состоянии крайне негативно сказаться на возможностях обеспечения отдельных крупных НПЗ достаточными объемами приемлемой для их технологической конфигурации сырой нефти.
Правда, в декабре 2009 года было принято постановление правительства РФ «О порядке подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета НПЗ в РФ», которое обязало компании, подключающиеся к трубопроводам, информировать АО «Транснефть» о производимом сырье. Кроме того, введены новые технические регламенты по топливам, ожидается ужесточение налогового и тарифного режима производства низкокачественных нефтепродуктов, на которые и ориентируются мини-НПЗ. Эти меры, согласно экспертным оценкам, в обозримой перспективе позволят сформировать неблагоприятные условия для их функционирования и привести к закрытию значительной части мини-НПЗ.
Между тем, в настоящее время действует введенный с 1 октября 2011 года налоговый режим «60-66-90», целью которого ставится ребалансировка налоговой нагрузки между добычей нефти и нефтепереработкой.
В частности, экспортная пошлина на нефть была снижена на пять процентных пунктов до 60%, пошлины на темные и светлые нефтепродукты – унифицированы на уровне 66% от пошлины на нефть. Позже новый налоговый режим был дополнен заградительной пошлиной на бензины в размере 90% от пошлины на нефть, которая первоначально позиционировалась как временное решение для стабилизации ситуации в рамках топливного кризиса 2011 года. Внимание на себя обращает то, что пошлина на темные нефтепродукты в рамках новой модели была резко увеличена на 26 процентных пунктов, с 1 января 2015 года ее ставка будет доведена до уровня пошлины на нефть. По оценкам российского правительства, подобный шаг позволит в среднесрочной перспективе резко снизить рентабельность производства и экспорта топочного мазута.
Кроме того, в июле 2011 года 12 российских нефтегазовых компаний подписали с ФАС РФ, Ростехнадзором и Росстандартом «принудительные» соглашения о модернизации НПЗ и постепенном переходе в период до конца 2015 года к производству более качественных видов нефтепродуктов. В частности, согласно Техническому регламенту, который был одобрен вследствие этих договоренностей, с 1 января 2013 года в стране был запрещен оборот топлива стандарта Евро-2. Выпуск нефтепродуктов стандарта Евро-3 ограничивается периодом до 31 декабря будущего года, Евро-4 – до 31 декабря 2015 года. В настоящее время выработку моторных топлив стандарта Евро-5 полностью перешли лишь предприятия группы «Лукойл».
Выравнивание пошлин и четкий сигнал к собственникам производств о резком ухудшении налоговой ситуации с темными нефтепродуктами в целом обеспечили экономические стимулы к модернизации НПЗ, в том числе в рамках административного давления через указанные выше «принудительные» четырехсторонние соглашения. В ближайшие годы российские НПЗ намерены реализовать масштабные планы по модернизации производства нефти, причем максимальные инвестиционные вложения придутся на 2014-2015 годы.
В рамках модернизации отрасли правительство РФ ожидает увеличения средней глубины переработки нефти не менее чем в 80%, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55 до 72%.
Согласно Прогнозу долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2030 года, производство бензина увеличится к 2020 году на 16-34%, к 2030 году – на 32-62% относительно уровня 2011 года, мазута – сократится соответственно на 34-37% и 68-73% в зависимости от сценариев развития ситуации. В то же время, к 2020 году внутреннее потребление бензина увеличится на 12-25%, к 2030 году – 28-50%, а сокращение потребления мазута достигнет 13-22% в зависимости от сценарного варианта.
Однако немаловажно, что на протяжении всего прогнозного периода будет иметь место рост внутреннего потребления моторных топлив и сокращение экспорта общих объемов нефтепродуктов при снижении объемов нефтепереработки (с учетом падения добычи нефти в РФ).
В частности, по базовому варианту указанного выше Прогноза переработка нефти в 2020 году планируется на уровне 254 млн тонн, в 2025 году – 256 млн тонн с последующей стабилизацией на этом уровне до 2030 года. Спрос внутреннего рынка на нефтепродукты прогнозируется с ростом при снижении объемов экспорта. Темп роста внутреннего спроса в 2020 году на автобензин и дизельное топливо составит 126% и в 2030 году – 148% к уровню 2011 года. Потребление топочного мазута сократится к 2020 году на 16% и к 2030 году на 22% к уровню 2011 года. Однако экспорт нефтепродуктов сократится до 117,5 млн тонн в 2020 году с последующим снижением к 2030 году до 104 млн тонн, причем экспорт топочного мазута продемонстрирует сжатие соответственно на 42% и 94% по отношению к 2011 году. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов в 2020 году составит более 47%, в 2030 году – около 70%.
В рамках базового сценария развития отрасли прогнозируется завершение строительства нового нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса в г. Нижнекамск (Татарстан), строительство нового НПЗ к 2020 году на одном из конечных пунктов нефтепроводов таможенной территории РФ производственной мощностью по первичной переработке нефти 6 млн тонн, а также НПЗ регионального значения в отдельных субъектах Российской Федерации. В результате реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов глубина переработки нефти вырастет до 80,2% в 2020 году и 91,4% к 2030 году.
С учетом проектов реконструкции и строительства новых нефтеперерабатывающих предприятий инвестиции в основной капитал за период 2012-2030 годы официально ожидаются в объеме более 250 млрд долларов.
Согласно официальным данным Минэнерго РФ, капиталовложения в нефтепереработку в 2013 году прогнозируются на уровне около 11,44 млрд долларов. Это практически вдвое выше объема инвестиций (6,2 млрд долларов), вложенных в отрасль в прошлом году, когда на российских НПЗ в совокупности были введены в эксплуатацию 15 новых и реконструированных установок. Одним из крупнейших инвесторов в среднесрочной перспективе выступит «Роснефть», которая до 2016 года планирует инвестировать в нефтепереработку около 17,5 млрд долларов по сравнению с 8 млрд долларов в период с 2008 по 2012 годы. Также стоит учитывать, что в рамках действующего налогового режима нефтеперерабатывающая отрасль России фактически получила дополнительный канал государственного субсидирования. По оценкам правительства РФ, из-за действия режима «60-66-90» выпадающие доходы федерального бюджета ежегодно составляют порядка 4 млрд долларов, которые, как ожидаются, будут реинвестироваться в нефтепереработку.
На сегодня можно констатировать строительство новых наиболее крупных перерабатывающих мощностей на таких НПЗ как Краснодарский – 5 млн тонн дополнительно к уже установленным, Антипинский – 3,7 млн тонн, Афипский – 6 млн тонн, Новошахтинский – 4,5 млн тонн, ТАНЕКО – 7 млн тонн, Яйский – 6 млн тонн. При этом в конце 2012 — начале 2013 годов уже были введены первые очереди ТАНЕКО и Яйского НПЗ. В июне текущего года будет завершена реализация проекта модернизации принадлежащего «Роснефти» Туапсинского НПЗ, которая позволит увеличить его мощность на 7,6 млн тонн до 12 млн тонн.
Вместе с тем, указанный выше рост объемов производства и экспорта топочного мазута в 2012 году ? результат прямо противоположный тому, что ожидало российское правительство, вводя новую модель экспортных пошлин. В частности, в ней не полностью было учтено влияние изменения стоимости сырой нефти и нефтепродуктов на мировых рынках. Фактически, апробированная модель недостаточно эффективно работает при стоимости сырой нефти выше 80-90 долларов за баррель. При высоких ценах первичная переработка, в том числе и на мини-НПЗ, остается выгодней экспорта нефти.
Действующие экспортные пошлины не принимают во внимание качество нефтепродуктов. К примеру, ставка для высокооктанового и прямогонного бензина – одна и та же. Кроме того, правительство РФ с 2013 года ориентируется на постепенное повышение ставок акцизов на бензины стандарта Евро-4 и Евро-5. Так, по оценкам Минфина РФ, к 2015 году ставка на Евро-4 вырастет с 8960 рублей до 10358 рублей, на Евро-5 – с 5750 рублей до 6223 рублей. Это может выступить не только в качестве одного из факторов роста цен на них, но и снизит общую рентабельность инвестиций в создание новых мощностей. Однако, принимая во внимание запрет на оборот бензинов Евро-2 и Евро-3, производители ограничены в выборе доступных опций для снижения финансового прессинга.
В данном контексте недостаточная готовность ряда отраслевых компаний к инвестированию в модернизацию обуславливается во многом тем, что российские НПЗ, несмотря на технологическую отсталость, удаленность от основных рынков сбыта и неэффективную логистику имеют сейчас рентабельность двое-втрое выше, чем в среднем по Европе (оценки Минэнерго РФ). Объясняется это, в первую очередь, разницей в экспортных пошлинах на сырую нефть и нефтепродукты. Действующая практика субсидирования пошлин на нефтепродукты относительно пошлин на нефть более чем компенсирует российским НПЗ отставание в технологической оснащенности, конфигурации и логистике. Кроме того, собственниками ведущих российских НПЗ являются вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (ВИНК), что позволяет получать им значительные ценовые преференции при давальческой переработке поставляемого материнскими компаниями углеводородного сырья.
В текущих условиях для НПЗ выгодно инвестировать не столько в глубину переработки сырья, сколько в его очистку для достижения требуемых стандартов Евро (учитывая, что модернизация требует продолжительного срока окупаемости и высокого объема капитальных затрат). Как следствие, ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 года.
Однако стоит отметить, что повышение ставки экспортной пошлины на бензины фактически привело к значительному снижению инвестиционной привлекательности расширения мощностей по выпуску светлых нефтепродуктов, прежде всего качественных бензинов. В частности, по информации Энергетического центра «Сколково», средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около 83 долларов на тонну перерабатываемой продукции. В результате, модернизация российских НПЗ под выпуск бензиновых фракций (строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования) будет экономически обоснована для производств, ориентирующихся на внутренний рынок, а не на экспортные поставки. Кроме того, увеличение объемов производства бензинов при высоких заградительных экспортных пошлинах подразумевает снижение внутренних цен на эти нефтепродукты, что, безусловно, не отвечает интересам производителей.
При этом, в результате запрета Евро-3 и отставания процесса модернизации от внедрения ограничивающих норм, предложение соответствующих Техрегламенту моторных топлив на внутреннем рынке в 2014 году может сократиться примерно на 600-800 тыс. тонн – подобный вариант приведет к формированию дефицита качественных бензинов вплоть до середины 2015 года. В подобных условиях опция отказа от повышенной заградительной пошлины на бензины для усиления стимулов инвестирования в их производство представляется достаточно проблемной для правительства, в том числе ввиду опасений неконтролируемого роста внутренних цен на моторное топливо.
На фоне дисбаланса между пошлинами сегодня фактически отмечается искусственная поддержка производства дизельного топлива, которое в России традиционно производится в избыточных количествах, – данное обстоятельство, вероятно, также не было изначально четко просчитано российским правительством при формулировании принципов политики «60-66-90». В результате НПЗ, ориентирующиеся на экспорт, по всей видимости, будут вынуждены специализироваться на расширении производства дизельного топлива соответствующих стандартов Евро через массовый ввод в строй установок гидроочистки и гидрокрекинга.
Но даже при таких сценарных дисбалансах излишнее предложение автобензина после завершения модернизации основных российских НПЗ в состоянии достичь к 2020 году около 10 млн тонн, экспорт которых представляется затруднительным в условиях товарной загруженности ведущих экспортных рынков, прежде всего европейского. Здесь российские производители могут составить существенную конкуренцию для казахстанских НПЗ, в том числе через поставки излишек бензина, не отвечающего российским стандартам, в Казахстан по демпинговым ценам.
Тем не менее, согласно оценкам ряда отраслевых игроков («Лукойл» и др.), российские НПЗ ввиду ограниченности выделенного правительством страны времени для модернизации вряд ли сумеют к 2015 году резко снизить производство темных нефтепродуктов, так как именно к этому времени ожидается уравнивание ставок экспортных пошлин на темные нефтепродукты со ставками на нефть. Подобная ситуация в состоянии вынудить российские власти продлить действие политики «60-66-90» как минимум до 2017-2018 годов, что уже сейчас активно обсуждается в кулуарах. Однако дополнительным ограничителем в состоянии выступить взятые Россией обязательства по линии ВТО, в том числе подразумевающие прекращение или по крайней мере резкое сокращение прямых и косвенных субсидий предприятиям нефтеперерабатывающей отрасли.
По всей видимости, российские компании недостаточно четко просчитывают экономическую целесообразность проектов модернизации НПЗ и уровня маржи переработки при разных сценариях налогового и таможенно-тарифного режима, ценовой конъюнктуры на мировом рынке нефти. Данное обстоятельство касается и оценок производителями возможных рисков сбыта нефтепродуктов на внутреннем и внешних рынках после завершения модернизации нефтеперерабатывающей отрасли.
В частности, резкое долгосрочное падение стоимости сырой нефти под давлением тех или иных факторов в состоянии не только критически снизить маржу, но и поставить под вопрос финансовую целесообразность модернизации отраслевых предприятий и привести к операционной убыточности ряда НПЗ. По информации Энергетического центра «Сколково», в условиях системы «60-66-90» экономика строительства расположенного на границе простого НПЗ, работающего на легкой нефти и имеющего относительно более высокий выход светлых нефтепродуктов, положительна при стоимости Urals свыше 80 долларов за баррель. Российские эксперты указывают на то, что по мере удаления от границы «устойчивость» НПЗ ухудшается, вместе с этим увеличивается пороговая цена рентабельности. К примеру, строительство НПЗ в Западной Сибири оправдано лишь при стоимости Urals свыше 160 долларов за баррель.
Большинство компаний отрасли не имеют также четкого стратегического планирования и представления о том, каким будет налоговый и таможенно-тарифный режим после 2016-2017 годов, от которого напрямую зависит целесообразность реализуемых проектов модернизации и расширения ведущих НПЗ. Стимулировать продолжение масштабных инвестиций в переработку в отсутствие ясности по долгосрочным «правилам игры», определяемым государством, сложно.
В ходе потенциальной реализации государством мер по выравниванию пошлин на нефть и нефтепродукты значительная часть НПЗ России может столкнуться с отрицательной рентабельностью деятельности и окажутся под угрозой остановки ввиду ниже проектной загрузки мощностей. В данном контексте важно учитывать, что даже при существующей относительно благоприятной конъюнктуре большинство проектов остаются рентабельными лишь при условии сохранения субсидий в российскую нефтеперерабатывающую отрасль.
Остается высокой вероятность сценария создания в России избыточных нефтеперерабатывающих мощностей. Так, технологические мощности первичной переработки нефти уже к 2020 году могут достичь, согласно экспертным оценкам, 294-296 млн тонн, то есть значительная часть которых будет недозагружена сырьем. Среди прочего, намечающийся приоритет на более активное инвестирование в строительство на НПЗ гидрокрекинговых установок приведет к увеличению мощностей по производству дизельного топлива до 105-110 млн тонн и росту его экспорта до 65-67 млн тонн к 2020 году. Подобные объемы вряд ли будут востребованы к тому времени в Европе, ключевом рынке сбыта российского дизельного топлива.
В этом плане, немаловажно, что реализация планов модернизации отрасли в состоянии оказать негативный эффект на среднесрочные возможности России по экспорту сырой нефти и загрузке имеющихся нефтеэкспортных трубопроводов, учитывая возможное сокращение нефтедобычи в стране. При этом качественные показатели новых запасов жидких углеводородов достаточно низки, нефть в них, в большинстве своем, с повышенным содержанием парафинов, высокосернистая и вязкая, что увеличивает износ эксплуатационного оборудования, затрудняет е? транспортировку, требует больших усилий для е? переработки.
***
Беларусь в последние годы достаточно неожиданно вошла в число региональных лидеров по объему производства нефтепродуктов и темпам модернизации производственных мощностей на НПЗ. Во многом столь активное внимание белорусских властей к нефтепереработке обуславливается тем, что отрасль носит стратегический характер для Беларуси, обеспечивая, среди прочего, до 32% ежегодных экспортных поступлений страны.
По данным Совмина Беларуси, нефтепереработка в стране в 2012 году выросла на 5,7% больше в годовом выражении до 21,7 млн тонн нефти: в частности, объем первичной переработки нефти на Мозырском НПЗ составил 11,09 млн тонн, «Нафтан» (Новополоцкий НПЗ) – 10,6 млн тонн. Причем глубина переработки на белорусских НПЗ составляет пока что не более 70,5%, фактически соответствуя аналогичному показателю в среднем по России. С точки зрения товарной номенклатуры производство бензинов в стране в прошлом году составило 3,73 млн тонн (рост на 18,9% по сравнению с 2011 годом), дизельного топлива – 10,45 млн тонн (+16,7%), топочного мазута – 6,99 млн тонн (-17,1%). Вместе с тем, в январе-апреле текущего года объем производства бензинов вырос по сравнению с аналогичным периодом 2012 года на 12,6% до 1,41 млн тонн, мазута – на 3,2% до 2,47 млн тонн, дизельного топлива – сократился на 31,1% до 2,68 млн тонн. Одной из причин падения выработки дизельного топлива стала угроза введения антидемпинговых пошлин со стороны Украины, которая является крупнейшим рынком сбыта для Белоруссии, а также переориентация НПЗ на выпуск бензинов ввиду увеличения спроса со стороны России.
Стоит отметить, что с 2011-2012 годов белорусские НПЗ полностью перешли на выпуск моторных топлив категории Евро-4 и Евро-5. Таким образом, Беларусь по готовности выпускать топливо стандарта Евро-5 опережает одобренный Таможенной комиссией технический регламент Таможенного союза России, Беларуси и Казахстана «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту».
Таблица 2. Динамика изменения объемов первичной переработки нефти и экспорта нефтепродуктов в РБ, млн тонн. Данные: Совмин Беларуси, Белстат
Основная часть производимого сырья экспортируется, главным образом в страны Евросоюза, тогда как внутренний рынок Белоруссии – это дотационное направление продаж, где белорусские НПЗ чаще всего работают де-факто себе в убыток. Кроме того, внутри страны НПЗ вынуждены работать в рамках системы перекрестного субсидирования, осуществляя продажу промежуточного сырья нефтехимическим предприятиям республики по льготным ценам. Это отражается на финансовой устойчивости НПЗ.
Вместе с тем, по оценкам Белстат, экспорт нефтепродуктов в прошлом году достиг 17,46 млн тонн на сумму 14,5 млрд долларов, прежде всего в Нидерланды (7,7 млн тонн). Среди прочего, по итогам 2012 года Беларусь стала крупнейшим поставщиком нефтепродуктов на рынок Украины с объемом около 4,2 млн тонн (более 40% внутреннего рынка), фактически полностью подорвав позиции местных производителей нефтепродуктов. Симптоматично, что украинские нефтеперерабатывающие предприятия открыто обвинили Беларусь в неконкурентной политике, в том числе ввиду распространения на белорусские НПЗ шести типов госсубсидий на общую сумму 180,84 долларов на тонну.
Однако на фоне роста экспортных показателей импорт нефтепродуктов в 2012 году увеличился сразу на 47,6% до 8,47 млн тонн на сумму 4,997 млрд долларов, причем их основная доля поступает в Беларусь из России для дальнейшей переработки на местных НПЗ. В частности, импорт легких дистиллятов (нафты и т.п.) составил 1,59 млн тонн.
Обращает на себя внимание, что в ближайшие несколько лет предусматривается дальнейшая модернизация предприятий отрасли при активной финансовой поддержке со стороны государства. Примечательно, что согласно официальной оценке, только выход на глубину переработки в 92-95% сможет гарантировать положительную рентабельность отрасли при любых колебаниях цен на сырье. Также в условиях отрытого экономического пространства менеджмент белорусских нефтеперерабатывающих предприятий учитывает предпосылки экспорта нефтепродуктов в Россию, где в ближайшие годы будет происходить дальнейшее ужесточение требований к нефтепродуктам.
В частности, к 2015-2016 годам на Мозырском НПЗ ожидается завершение программы модернизации, включающую строительство комплекса гидрокрекинга тяжелых нефтяных остатков стоимостью 1,1 млрд долларов, которая позволит увеличить мощности переработки до 12 млн тонн, глубину переработки – до 90%, коэффициент NCI – до 11,8. В период с 2010 по 2012 годы в развитие указанного НПЗ уже было вложено 765 млн долларов, включая инвестиции в строительство установок изомеризации и вакуумной перегонки мазута. ОАО «Нафтан» также осуществляет программу реконструкции и модернизации на 2010-2015 годы стоимостью 1,4 млрд долларов, в том числе в прошлом году было освоено почти 400 млн долларов инвестиций. Так, введены в эксплуатацию установка низкотемпературной изомеризации бензинов, вакуумный блок установки висбрекинга, завершена реконструкция реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. С завершением в 2015 году строительства оставшихся проектов, прежде всего комплекса замедленного коксования стоимостью 733 млн долларов, перерабатывающие мощности предприятия будут доведены до 12 млн тонн при глубине переработки до 92%.
Тем не менее, по экономическим соображениям Беларусь окончательно отказалась от намерения построить на базе завода «Полимир» (структурно входит в состав ОАО «Нафтан») третий НПЗ ориентировочной стоимостью 1,55 млрд долларов, вместо которого планируется реализовать проект новой этилен-пропиленовой установки.
Вместе с тем, деятельность белорусских НПЗ, включая реализацию проектов модернизации, напрямую зависит от экономической ситуации в Беларуси и внешней конъюнктуры – в 2011 году белорусские предприятия уже потерпели масштабные убытки ввиду внутреннего финансового кризиса и девальвации белорусского рубля. Можно констатировать, что любые серьезные ухудшения макроэкономического климата в состоянии критически отразиться на долгосрочной рентабельности предприятий отрасли, их готовности и далее осуществлять активную технологическую модернизацию. При этом особые отраслевые риски связываются с потенциальным присоединением Беларуси к ВТО, которое в состоянии резко минимизировать господдержку нефтеперерабатывающих предприятий.
Принимая во внимание слабые показатели собственной добычи сырой нефти (1,66 млн тонн в год) в качестве ключевого сдерживающего фактора для развития нефтепереработки, в расчете на среднесрочную перспективу, у Беларуси остается острая зависимость от поставок жидких углеводородов из России.
Как показывает практика последних лет, попытки компенсировать ужесточение политики России относительно контроля над реэкспортом Беларусью российской нефти, за счет поставок углеводородов из Азербайджана и Венесуэлы, фактически не оправдают себя. Так, в 2012 году было ввезено через своп-контракты 330 тыс. тонн венесуэльской нефти по средней стоимости более чем в два с половиной раза дороже российской (в 2011 году Беларусь закупила 1,3 млн тонн венесуэльской нефти). Во многом эти шаги были продиктованы стремлением белорусского руководства оказать давление на Москву и добиться уступок по условиям поставок российской нефти, включая получение долгосрочных гарантий их стабильности. Любые жесткие трения с Россией в любых сферах взаимных интересов, в дальнейшем, неизбежно окажут крайне негативное влияние на показатели нефтеперерабатывающей отрасли, что было наглядно продемонстрировано в 2010 году.
Несмотря на то, что Россия, Белоруссия и Казахстан в декабре 2010 года подписали соглашение о сотрудничестве в рамках ЕЭП, позволившее белорусским НПЗ беспошлинно получать российскую нефть и нефтепродукты, проблемы в отношениях с Россией по-прежнему сохраняются. В данном контексте обращает на себя внимание то, что Россия и Беларусь не подписали индикативный годовой баланс по поставкам нефти на 2013 год – в минувшем марте были согласованы поставки только на второй квартал в объеме 5,75 млн тонн. Расхождения в позициях достаточно заметны – белорусская сторона запрашивает на текущий год 23 млн тонн (по 5,75 млн тонн ежеквартально), российская сторона ранее констатировала готовность поставить только 18,5-21,5 млн тонн нефти. Для сравнения, поставки нефти из России в Беларусь в 2012 году составили 21,297 млн тонн, а в 2011 году – 19,1 млн тонн. Минэнерго РФ рассчитывает определить объем поставок в Беларусь до конца 2013 года, в лучшем случае, к середине июня.
Это во многом объясняется тем, что по мнению российской стороны Беларусь не в полной мере выполняет достигнутые межгосударственные договоренности.
К примеру, критике подвергается ход выполнения обязательств перечислять в российский бюджет 100% экспортных пошлин на нефтепродукты, произведенные из российского сырья и поставляемые за пределы Таможенного союза. Стоит напомнить, что пошлины от экспорта нефтепродуктов, произведенных из белорусской нефти или нефти из третьих стран, остаются в белорусском бюджете. Еще весной 2012 года Россия акцентировала внимание на росте экспорта белорусских растворителей, под которыми мог скрываться реэкспорт российских нефти и нефтепродуктов. Здесь российские власти подразумевали то, что Беларусь пытается избежать уплаты экспортной пошлины в российский бюджет. Действительно, за прошлый год экспорт растворителей увеличился сразу на 56,5% (до 3,25 млн тонн на сумму 2,78 млрд долларов), однако по политическим причинам Москва несколько снизила открытое давление на Беларусь. Вместе с тем, Беларусь заявляет о том, что в 2012 году перечисления в бюджет России по экспортным пошлинам составили 3,8 млрд долларов.
Показательно, что с октября 2011 года Беларусь ввела аналогичную российской систему расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты по формуле «60-66-90». Как следствие, любые изменения налоговой и таможенной политики России в отношении собственной нефтеперерабатывающей отрасли, производимые потенциально без предварительного согласования с Минском, будут напрямую затрагивать стратегию развития белорусской нефтепереработки.
На этом фоне Беларусь должна в текущем году поставить на российский рынок 3,3 млн тонн нефтепродуктов на компенсационной основе. В то же время, по факту, за январь-март 2013 года экспорт не превысил 312 тыс. тонн (в 2012 году общие поставки едва дотянули до 356 тыс. тонн). В подобной конфигурации недовольство Минска вызывает ценовая формула, которая сводится к необходимости реализации нефтепродуктов белорусских предприятий на российском рынке со значительным дисконтом к биржевой стоимости нефтепродуктов российских НПЗ. Также немаловажно, что один из двух белорусских НПЗ – «Нафтан» – по-прежнему включен в перечень российско-белорусских интеграционных проектов, предусматривающих приватизацию предприятия. Распространено мнение, что торможение Минском приватизации «Нафтана» и ряда других белорусских активов, не связанных со сферой нефтепереработки, является дополнительным фактором, из-за которого российское правительство демонстративно отказывается подписывать двусторонний индикативный баланс на 2013 год. Стоит напомнить, что российская сторона через компанию «Славнефть» уже представлена в капитале АО «Мозырский НПЗ» с долей участия 42,58%. В свою очередь в белорусском руководстве считают недопустимой позицию России увязывать переговоры по нефтяному балансу с вопросами приватизации промышленных активов, в том числе и НПЗ.
Окончательное разрешение накопившихся проблем в белорусско-российских энергетических отношениях, по всей видимости, будет носить затяжной характер, активно влияя на развитие белорусской нефтепереработки в среднесрочной перспективе и корректируя отраслевую политику белорусских властей в целом. В частности, ожидающееся в ближайшие 10 лет снижение добычи нефти в России, на фоне сохранения высоких экспортных обязательств и роста спроса со стороны российских НПЗ, в состоянии привести к заметному ужесточению позиций Москвы по ежегодным объемам поставок нефти в Беларусь и их ценовой составляющей.
Артем Устименко,
старший аналитик Агентства по исследованию
рентабельности инвестиций
По материалам: http://oilnews.kz/
