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.
Низкое качество российской нефти может поставить под удар бюджетные планы правительства.Рост цен на нефть, охвативший мировой рынок, на нашей стране отражается все меньше. Цены на основной российский сорт нефти – «Юралс» падают относительно мировых. Потребители предпочитают платить дорого за более качественные сорта.
Последние поставки российской «Юралс» из Приморска британская BP продала американской ExxonMobil с дисконтом против классической «Брент» $5,5 за баррель. Еще недавно «ЛУКОЙЛ» продавал свои поставки с дисконтом $4,5. Но даже этот показатель выглядит угрожающим для российских нефтяников. Обычная скидка, которую покупатели выплачивают за российский сорт по сравнению с «Брентом», колеблется около 2 долларов за баррель. Но иногда российские продавцы даже получают премию, поскольку «Юралс» торгуется выше «Брента». Но сейчас никто такую премию платить не собирается.
Трейдерам не нужна сернистая нефть из России. И судя по всему, в ближайшее время они не будут испытывать проблем с поставками. По информации, распространенной агентством Reuters, на европейский рынок надвигаются большие объемы сернистой нефти из Саудовской Аравии и Ирана, которые усилят депрессивные настроения покупателей. А именно они сейчас правят бал в Европе. Сюда уходит примерно 90% российского экспорта нефти. Заключение октябрьских контрактов проходит нервно. Все это лишний раз доказывает, что на мировом рынке нет дефицита нефти[7].
2.5 Деятельность НК ЮКОС и её роль в нефтяной промышленности России
По итогам 2003 года НК ЮКОС – лидер по добыче нефти среди российских компаний. Доля НК ЮКОС в совокупной добыче нефти в России в 2003 году составила 19,5%.
В целом по компании 2003 году объем добычи нефти и газового конденсата составил 80,8 млн. тонн (591 млн. баррелей), включая долю НК ЮКОС в добыче зависимых компаний, учитываемых по методу долевого участия в объеме 0,8 млн. тонн (5,9 млн. баррелей), что на 16,3% больше объема добычи в 2002 году.