Управление конкурентоспособностью нефтеперерабатывающей отрасли России

Е.М. Мухортое

УПРАВЛЕНИЕ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТЬЮ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

Россия обладает одной из крупнейших нефтеперерабатывающих отраслей мира. В ее состав входят 26 крупных НПЗ и большое число мини-НПЗ суммарной мощностью 270 млн т в год.

Ключевой проблемой отрасли является низкая конкурентоспособность, обусловленная особенностями формирования. Принцип строительства НПЗ для удовлетворения регионального спроса привел к значительной логистической неэффективности НПЗ. Гипертрофированная структура потребления нефтепродуктов в СССР обусловила несоответствие структуры их производства спросу на внутреннем рынке, с одной стороны, а с другой - необходимость экспорта около половины всего производства через удаленные от заводов порты.

Конкурентоспособность не является абстрактной, оторванной от действительности проблемой в умах экономистов-теоретиков. Результатом наличия механизма фискальной субсидии остается недополучение государственным бюджетом до $15 млрд налоговых поступлений ежегодно.

Почему же государство идет на то, чтобы поддерживать отрасль столь дорогой ценой? Причиной тому две ключевые проблемы. Первая -необходимость снабжать внутренний рынок моторным топливом, керосином и другими нефтепродуктами, необходимым для жизни населения и развития бизнеса. Если вспомнить, какой общественный резонанс имели в отдельных регионах непродолжительные периоды дефицита моторных топлив (например, в Алтайском крае в начале 2011 г.), то становится понятным, насколько разрушительной может стать остановка российской переработки. Если с рынка исчезнет 100 млн т бензина и дизеля, 10 млн т керосина, 5 млн т битума, то последствия будут носить не просто экономический, но политический характер.

Вторая проблема - необходимость обеспечивать монетизацию добываемой нефти. Транспортные возможности Транснефти по экспорту сырой нефти ограничены, компания не может экспортировать весь объем добычи. В этом случае нефтепереработка является каналом продажи нефти на внутреннем рынке, который спасает отрасль от необходимости экспорта по железной дороге и который примерно на 8$ за баррель дороже трубного. «Пересадка» на ж/д может привести к прекращению добычи на менее эффективных месторождениях, что приведет к потерям государственного бюджета.

Государство осознает необходимость фискальной субсидии для поддержания конкурентоспособности отечественной переработки. Приоритетом развития отрасли на ближайшие 10 лет является значительное повы-

92

шение естественной конкурентоспособности отрасли и соответствующее снижение фискальной субсидии.

Каковы же основные рычаги, имеющиеся у государства для управления конкурентоспособностью нефтепереработки? В экономике страны, в которой хотя бы декларируются свобода собственности и рынка, данные методы ограничены.

Исходя из трех причин низкой конкурентоспособности, обозначенных выше, в качестве основных рычагов государства назовем следующие:

• налоговое регулирование для стимулирования перехода от продуктов с низкой добавленной стоимостью к более ценным продуктам;

• техническое регулирование качества производимых нефтепродуктов путем доведения российских стандартов до уровня мировых;

• модернизация транспортной инфраструктуры с целью повышения эффективности экспортной логистики.

Рассмотрим рычаги в обратном порядке. Модернизация транспортной инфраструктуры включает прежде всего строительство нефте- и нефтепродуктопроводов с целью снижения транспортной составляющей в стоимости нефти для НПЗ и повышения эффективности экспортной логистики одного из ключевых экспортных товаров - дизельного топлива.

Из крупных НПЗ, производящих товарные продукты, к системе нефтепроводов Транснефти не подключены только Хабаровский и Комсомольский НПЗ, что делает нефть для них значительно дороже. В стадии анализа находятся планы по присоединению данных НПЗ к нефтепроводу ВСТО. Из крупных проектов по строительству нефтепродуктопроводов можно выделить завершенный проект «Север» на порт Приморск, перспективные проекты «Юг» на Новороссийск и присоединение Ачинского НПЗ к дизелепроводу «Сокур-Омск-Уфа-Прибой» с расширением дополнительного. Данные проекты действительно улучшают логистику и повышают конкурентоспособность НПЗ. Проблемой этого рычага является то, что инфраструктурные проекты имеют весьма низкие показатели инвестиционной эффективности. Получается, что государство платит капитальными затратами с длинным сроком окупаемости за возможность поднять ставки экспортных пошлин. Данный вариант сложно назвать решением проблемы, особенно с учетом коррупции при выполнении крупных инфраструктурных проектов.

Второй рычаг повышения конкурентоспособности российской нефтепереработки заключается в повышении качества производимых нефтепродуктов. Производимое в России дизельное топливо стандартов Евро-2 и Евро-3 и в меньшей степени нафта являются для европейского рынка полуфабрикатами, которые необходимо дополнительно перерабатывать и доводить до стандартов дизеля и бензина Евро-5. Этим обусловлена скидка, с которой российские НПЗ вынуждены продавать данные продукты.

93

Повышение качества дизельного топлива возможно за счет реализации проектов гидроочистки бензина - процессов риформинга и изомеризации. Дополнительное качество продукта снижает негативное влияние на экологию, что делает данные продукты ценными для европейского рынка, имеющего жесткие экологические ограничения. Премия за качество различных продуктов может достигать $15-40 за тонну.

Государство стимулирует НПЗ к реализации проектов качества посредством ужесточения технического регламента по моторным топливам. Продукты, не соответствующие принятым стандартам, не могут реализовываться на внутреннем рынке, что приводит к экспорту, который является самым низкомаржинальным каналом. Данный рычаг управления конкурентоспособностью эффективен и одновременно решает экономические и экологические вопросы, но его эффект ограничен. На его основе вряд ли следует ожидать глобального изменения конкурентных позиций.

Ключевым стратегическим рычагом повышения конкурентоспособности российских нефтеперерабатывающих заводов является повышение глубины нефтепереработки с целью увеличения выхода более ценных светлых нефтепродуктов. Глубина достигается за счет реализации, долгосрочных и капиталоемких проектов. Далеко не всегда такие проекты имеют высокую окупаемость. В особенности это касается России, где высока стоимость финансирования. Этим обусловлено то, что за последние 20 лет нефтяные компании не спешили строить процессы конверсии ВГО и тяжелых остатков. Сделать такие проекты привлекательными для инвесторов можно за счет механизмов налогового регулирования.

Любой проект конверсии предполагает, что из менее ценных темных нефтепродуктов будут производиться более ценные светлые. Соответственно, проект станет более привлекательным, если налоговая нагрузка темных и светлых нефтепродуктов будет дифференцирована таким образом, что в случае перехода от темных нефтепродуктов к светлым инвестор будет экономить на налогах. Решением является ужесточение налогового режима для темных нефтепродуктов, прежде всего мазута и ВГО.

Дифференциация экспортных пошлин на темные и светлые нефтепродукты создает дополнительную маржу, требуемую для достижения необходимого уровня отдачи на инвестиции. Важной задачей является умеренное ужесточение налогового режима в отношении темных продуктов, которое не приведет к становлению НПЗ убыточными, их закрытию и прекращению инвестиционных проектов.

Проблема низкой конкурентоспособности российской нефтепереработки и ее повышения стала приоритетной более 10 лет назад.

С целью создания налоговых стимулов для модернизации были проведены следующие реформы:

1) привязка экспортных пошлин к ценам на нефть в 2002 г.;

94

2) выравнивание экспортных пошлин на нефтепродукты на уровне 90% пошлины на нефть в 2003 г.;

3) дифференциация экспортных пошлин на темные и светлые нефтепродукты в 2005 г.

В результате этих решений, произошедших на фоне кратного роста цен на нефть, в отрасли возникли гигантские перекосы. Между тем проекты модернизации практически не отсутствовали. Решением стал ввод режима «60-66» в октябре 2011 г., в соответствии с которым были установлены пошлины на светлые и темные продукты на уровне 66% пошлины на нефть. Одновременно с этим было решено сохранить 90%-ю пошлину на бензин и нафту, первоначально введенные в качестве временной меры в мае 2011 г. Также было обещано повысить экспортную пошлину на темные нефтепродукты в 2015 г.

Казалось бы, государство учло ошибки прошлого и разработало систему налогообложения отрасли, которая изымает значительную часть прибыли НПЗ и стимулирует к инвестициям в конверсию. Одно «но» не было учтено при разработке системы «60-66»: пошлина 100% вводится через 3,5 года после объявления о ее вводе. При этом проекты конверсии ВГО и тяжелых остатков (FCC, гидрокрекинг ВГО, замедленное коксование и др.) требуют около 4 лет от момента начала проектирования до ввода в эксплуатацию. Дополнительно нужно учесть, что процесс принятия инвестиционного решения в крупных корпорациях - длительный период, который может растянуться еще на один год. Последний довод: НПЗ находятся в процессе реализации многочисленных проектов качества (3-4 проекта на один НПЗ), которые требуются для соответствия моторных топлив нормативах технического регламента.

Если говорить о других задачах режима «60-66», то, несмотря на ожидания, снижения общего объема переработки и производства мазута не произошло. Мини-НПЗ в основной своей массе продолжают функционировать, вводятся новые, а старые планируют расширение. Правительство уже осознает, что своих целей режим «60-66» сможет добиться лишь частично. Он, безусловно, сильно выигрывает у режима, предшествовавшего ему, но к быстрой и эффективной модернизации нефтепереработки не привел. Чего же не хватило новому режиму, чтобы достичь всех поставленных целей? Отметим, что многие негативные моменты (рост объемов переработки, сохранение мини-НПЗ) обусловлены ростом цен на нефть, который сгладил ужесточение налоговой нагрузки и сохранил привлекательность отрасли для маргинальных инвестиций.

Во-первых, не было учтено, что НПЗ могут иметь организационные ограничения. Так, невозможно на одном НПЗ одновременно вести 3-4 крупных строительства новых установок. Также срок реализации крупных проектов был явно недооценен: процессы конверсии ВГО и остатков не строятся за 3,5 года.

95

Во-вторых, пошлина 90% на бензин привела к заморозке проектов каталитического крекинга ВГО (FCC), целевым продуктом которого является бензин. В результате отмены данных проектов будущий объем производства бензина будет значительно ниже, что снижает потенциал повышения налоговой нагрузки на отрасль. Это связано с тем, что потенциал повышения налоговой нагрузки ограничен минимальной маржей переработки, необходимой, чтобы полностью насытить внутренний рынок бензином.

В-третьих, обещание вводить пошлины на темные нефтепродукты через несколько лет делает угрозу ухудшения экономики НПЗ призрачной перспективой не самого близкого будущего. Отсутствие же постоянного и неотвратимого ухудшения экономики НПЗ в случае срывов сроков проектов снижает дисциплину и так не самых дисциплинированных нефтяников.

В итоге сейчас, через полтора года после ввода режима «60-66», ведется разговор о возможном переносе ввода пошлины 100% на темные нефтепродукты на 2018-2020 гг. НПЗ пугают государство собственным закрытием, дефицитом бензина на внутреннем рынке; скорее всего сроки действительно сместятся.

Какие же меры должно предпринять государство и как изменить налоговый режим, чтобы достичь цели модернизации отрасли и повышения налоговых отчислений в бюджет?

Данными мерами могут быть следующие:

1) отказ от пошлины 90% (от пошлины на нефть) на бензин;

2) переоценка текущей необходимой фискальной субсидии и ее корректировка в случае избыточности;

3) корректировка сроков ввода повышенных пошлин на темные нефтепродукты после установления реальных сроков ввода новых проектов конверсии ВГО и остатков;

4) анализ возможности и рисков постепенного ужесточения налогового режима в отрасли (постепенный рост пошлины на темные продукты).

Сейчас рынок РФ сбалансирован по бензину. Внутренний рынок является премиальным каналом в сравнении с экспортной альтернативой. Дополнительной мерой по укреплению баланса стало соглашение с Республикой Беларусь о поставке до 2 млн т бензина на внутренний рынок РФ как часть платы за поставку нефти на белорусские НПЗ. Регионами потенциального риска являются Сибирь и Дальний Восток. На этих направлениях есть привлекательный экспортный канал соответственно в Казахстан и Монголию.

Однако решение проблемы относительной непривлекательности бензиновых апгрейдов ( сравнении с дизельными) нужно решать уже сейчас. Если все НПЗ в РФ модернизируются по дизельному пути, то возможности переиграть ситуацию уже не будет, так как все объемы

96

ВГО будут покрыты мощностями вторичной переработки. Это в итоге скажется на бензиновом балансе страны и повышении налоговой нагрузки. Решением является выравнивание экспортных пошлин на бензин и дизельное топливо.

Если смоделировать развитие российской нефтеперерабатывающей отрасли, то видим, что сейчас для закрытия спроса на бензин необходимы все российские НПЗ, из которых только 21 производит товарный бензин. В результате модернизации в 2015 г. замыкающий баланс бензина НПЗ будет иметь маржу около $18 за тонну. Соответственно, задачей государства является изъятие излишней маржи через рост пошлины на темные нефтепродукты. Данная маржа эквивалентна 10-12% повышения пошлины на темные нефтепродукты. Наиболее привлекательным вариантом для государства является повышение пошлины на темные продукты в 2015 г. до 75-78%, но не до 100%, как планировалось ранее. Таким образом, государство покажет свою пунктуальность и твердость намерения модернизировать отрасль.

Начиная с 2016-17 гг. начнут вводиться мощности крупных проектов каталитического крекинга и гидрокрекинга ВГО, что повысит маржу переработки на НПЗ. Поэтому задачей государства на период 2016-2020 гг. является мониторинг экономики НПЗ, определение субсидии для поддержания деятельности замыкающего НПЗ и постепенный рост пошлины на темные продукты с целью 100% пошлины на нефть.

Потенциальной проблемой дальнейшего повышения пошлины на темные продукты при снижении производства темных продуктов является снижение доходов бюджета от отрасли, так как облагаемые более высокой экспортной пошлиной мазут и ВГО будут замещаться облагаемыми низкой экспортной пошлиной бензином, дизелем и керосином. В условиях роста потребления светлых нефтепродуктов на внутреннем рынке данная угроза усиливается. Поэтому, когда будет достигнута необходимая субсидия для придания эффективности проектам конверсии, пошлины на светлые и темные нефтепродукты должны увеличиваться синхронно.

Средний российский гидрокрекинг при равных пошлинах имеет маржу $100-150 за тонну, что дает ему 12-14% IRR. По нашим расчетам, пошлина на темные может быть поднята до уровня пошлины на светлые продукты + $15-25 на тонну, что эквивалентно 15-20% пошлины. Для проектов FCC (с риформингом для производства товарного бензина и необходимыми инвестициями в розничную сеть) такое повышение будет идентичным. Достигнув данной дифференциации в пошлинах на темные и светлые нефтепродукты, государство сможет повышать обе ставки пошлины параллельно.

Проблемой в данном случае может стать сильная зависимость налоговой субсидии нефтепереработки от цен на нефть. Чтобы избежать проблем с маржей проектов конверсии ВГО при ухудшении макро-окружения,

97

дифференциал между пошлинами на темные и светлые может быть зафиксирован как константа.

Важной частью государственной политики в области модернизации отрасли выступает исполнение госкомпаниями роли первопроходцев. Полностью поддерживая решения правительства инвестициями в конверсию и повышение стандартов качества моторных топлив, такие компании вынуждают других игроков не отставать, чтобы не остаться в хвосте отрасли, который может быть отсечен повышением пошлин. Данный тезис подтверждается практикой; наиболее масштабная программа модернизации приходится на НК «Роснефть».

Большинство российских НПЗ принадлежат вертикально интегрированным нефтяным компаниям, которые зарабатывают прибыль не только на добыче и переработке, но и на сбыте произведенных нефтепродуктов. Получается, что маржа нефтепереработки - это не полная маржа, которая остается в контуре ВИНК. Полная маржа должна включать синергию с сегментом сбыта нефтепродуктов. В силу низкой ликвидности российского внутреннего рынка такая синергия равна оптовой премии на рынках бензина и керосина. В силу значительного профицита дизеля на данном рынке оптовая премия практически отсутствует.

Оптовые цены на внутреннем рынке бензина в 2012 г. были на $60 за тонну выше экспортного нетбэка, керосина - на $80. Если перевести это в маржу переработки, то получим $10-12 за тонну (в 2012 г. выход бензина был в среднем 13%, керосина - 4%). Данную синергию с каналами необходимо учитывать при определении минимальной налоговой субсидии для отрасли. Со временем будет расти ликвидность внутреннего рынка, снижаться премия за владение ресурсом, но оценка премии внутреннего рынка на уровне $10-12 за тонну консервативна, так как в случае прекращения производства пострадает бизнес розничной реализации через АЗС, заправки самолетов через топливозаправочные комплексы в аэропортах.

Какие дополнительные меры может предложить государство, чтобы ускорить повышение пошлин на нефтепродукты без ущерба для баланса ключевого нефтепродукта внутреннего рынка - бензина? Можно рассмотреть любые решения, направленные на управление балансом спроса-предложения на бензин. Так, задачей государства может стать снижение спроса на бензин, но, разумеется, без ущерба для экономического роста страны, либо нахождение альтернативных источников покрытия его спроса, не требующих столь высокой фискальной субсидии.

Данные меры могут включать:

• привлечение бензина из других стран Таможенного союза с НПЗ более продвинутой конфигурации и менее зависимых от фискальной субсидии;

98

• развитие альтернативных видов топлива, не зависящих от фискальной субсидии полностью (компримированный природный газ, сжиженные углеводородные газы, дизелизация автопарка или развитие электромобилей);

предоставление локальных льгот по экспортным пошлинам для отдельных НПЗ, чьи поставки приходятся на наиболее проблемные с точки зрения баланса спроса-предложения регионы.

По первой инициативе Российское государство уже работает с Республикой Беларусь, имеющей два эффективных НПЗ в Мозыре и Нафтане и сильно зависящей от поставок нефти из России. Так, согласно межправительственному соглашению в 2013 г. Беларусь будет готова поставить 2,1 млн т бензина на внутренний рынок России. Данная мера была вызвана сомнением в том, что весь спрос может быть эффективно покрыт российской нефтепереработкой после ввода стандарта топлива Евро-3 с 2013 г. Максимальный потенциал поставок с НПЗ Беларуси в потенциально проблемные 2015-2016 гг. составляет 2,7 млн т, что весьма значительно и может заместить хвостовые неэффективные НПЗ.

Важной альтернативой бензину, которая опять же поможет заместить неэффективные хвостовые НПЗ, может стать развитие альтернативных бензину топлив или еще более революционных электромобилей. Так, в мае 2013 г. премьер-министр России Д. Медведев распорядился увеличить использование газомоторного топлива в потребление автотранспортом. Также был сделан наиболее логичный первый шаг - перевод 50% общественного транспорта на компримированный природный газ. Данное топливо является намного более экологичным и экономичным в сравнении с другими видами топлив. Сдерживающий фактор его широкого применения - отсутствие инфраструктуры заправки и необходимость модернизации автопарка. Наиболее легко данные ограничения могут быть преодолены именно в сфере общественного транспорта. Более широкое распространение будет затруднено, но первые шаги в этом направлении делаются. Оценить потенциал рынка компримированного газа в текущий момент затруднительно, поскольку ключевые мероприятия по его развитию еще не реализованы.

Альтернативными видами топлива могут быть сжиженные углеводородные газы, которые, в отличие от КПГ, больше подходят для автомобилей малого размера. Решением также может быть курс на дизелизацию автопарка. В условиях высокого профицита дизельного топлива в стране (около 36 млн т в 2012 г.) проблем со снабжением дизельным топливом точно не будет, шаткий баланс бензина, таким образом, может быть укреплен, а фискальная субсидия снижена.

В той же плоскости лежит инициатива по развитию электромобилей, которая все-таки имеет более длинный горизонт внедрения, чем предыдущие. Основным источником производства электроэнергии в России

99

является природный газ. Полученная из него электроэнергия для автопарка без фискальной субсидии может укрепить баланс бензина. Дополнительным голосом «за» для всех вариантов использования газа является то, что Газпром начинает терять экспортный рынок в условиях «сланцевой» революции в США и переориентации мировых потоков энергоносителей.

Для того чтобы избежать закрытия НПЗ в случае ужесточения налогового режима, государство может применить отработанный в сегменте добычи нефти инструмент - льготы по экспортным пошлинам. Так, наиболее критичная ситуация с балансом спроса-предложения бензина ожидается на Дальнем Востоке, где Хабаровский НПЗ может не выдержать повышения пошлины на темные нефтепродукты до 100%. При этом полная загрузка данного НПЗ критична для удовлетворения спроса на бензин в регионе.

В этом случае данному или аналогичному НПЗ в любом другом регионе страны может быть предоставлена льгота по уплате экспортных пошлин. Так, на время до завершения ближайшего крупного апгрейда данный НПЗ может экспортировать мазут с прежней пошлиной (66%). После завершения крупного проекта конверсии пошлина будет восстановлена на общеотраслевом уровне. Данная мера не является примером внедрения лучших практик, однако в условиях сокращения фискальной субсидии государству не стоит отказываться от такого варианта.

В результате предпринятых мер одна из ключевых проблем российской нефтепереработки, мини-НПЗ, или «самовары», уйдет в небытие. Но темпы ужесточения налогового режима решат данную проблему только к 2018-2020 гг., так как многие мини-НПЗ весьма удачно расположены по отношению к экспорту и имеют высокую маржу переработки, особенно при текущих ценах на нефть. На НПЗ, не производящих товарные нефтепродукты, в 2012 г. приходилось около 25 млн т переработки При субсидии $100 на тонну получается, что данные НПЗ крадут из бюджета $2,5 млрд, практические ничего не давая взамен (только рабочие места в регионах). Каким же образом можно решить проблему НПЗ, не затягивая до конца десятилетия?

Первый инструмент - ужесточение технического регулирования. Первый шаг государством в этом направлении сделан, но потенциал закрытия подобных НПЗ значителен, так как нарушение норм безопасности в этом сегменте отрасли регулярны и широко распространены.

Второй инструмент может быть связан с переводом данной категории игроков из разряда маргинальных и бесполезных для внутреннего рынка в разряд полноценных участников рынка. Этого можно достичь путем ввода дифференцированных пошлин на дизельное топливо в зависимости от качества и понижение пошлины на высокооктановые бензины в сравнении с нафтой. Данные меры будут стимулировать мини-НПЗ к внедрению проектов качества либо изымать значительную часть маржи.

100

Серьезные игроки сейчас активно внедряют гидроочистку дизельного топлива и в скором времени значительно снизят объем производства дизеля с содержанием серы более 500 ppm. Таким образом, прицельный удар будет нанесен именно по НПЗ, которые не приносят и не собираются приносить пользу внутреннему рынку, а просто зарабатывают на неэффективности таможенного регулирования.

Внедрение совокупности предложенным мер приведет к росту доходов бюджета на $2-3 млрд в год в промежутке между 2015 и 2020 гг. Совокупный дисконтированный эффект составит $11 млрд (при ставке дисконтирования 12%). При этом стимулы для дальнейших инвестиций в конверсию сохранятся, а выпадение доходов из-за замещения в корзине продуктов мазута дизелем не произойдет. Объем переработки в РФ снизится до 243 млн т, мини-НПЗ будут вынуждены уйти с рынка, а внутренний рынок будет насыщен ключевыми нефтепродуктами.

101