CC BY
16
В статье детально и комплексно анализируются истоки сложившейся в российской нефтепереработке «революционной ситуации» -острого конфликта интересов крупных нефтяных компаний и потребителей, вызванного дороговизной и низким качеством нефтепродуктов, угрозой дефицитов - пока, к счастью, локальных. В поле зрения автора - объемы и структура инвестиций российских нефтяных компаний, проблемы модернизации нефтепереработки и внедрения новейших изобретений, целесообразность перехода на новые стандарты качества.
Статья публикуется в двух номерах.
О «революционной ситуации» в российской нефтепереработке
В. В. ШМАТ,
кандидат экономических наук,
Институт экономики и организации промышленного
производства СО РАН,
Новосибирск
E-mail: econom2@rinet.su
Конфликт интересов
В российской нефтеперерабатывающей промышленности сложилась непростая ситуация, весьма схожая с той, когда, согласно известной ленинской формулировке, «верхи не могут, а низы не хотят» жить по-старому. Продолжая сравнение, можно сказать, что «верхи» - это несколько крупных нефтяных компаний, контролирующих почти всю переработку нефти в стране, а «низы» - это многочисленные потребители нефтепродуктов, очень разнородные по составу. «Класс низов» включает как индивидуальных, так и корпоративных, в том числе государственных потребителей, коммерческих и некоммерческих.
© ЭКО 2008 г.
ОБСУЖДАЕМ ПРОБЛЕМУ
23
Острый конфликт интересов производителей и потребителей нефтепродуктов в России развивался постепенно, его корни уходят в то недалекое прошлое, когда в российском нефтегазовом секторе начались рыночные преобразования. По замыслу инициаторов реформы, ее цель состояла в создании конкурентного рынка нефти и продуктов ее переработки. Но в действительности все получилось по-другому: отечественные вертикально интегрированные нефтяные компании, созданные по образу и подобию ведущих мировых корпораций, сумели монополизировать все основные сферы деятельности в нефтегазовом секторе.
Занимая доминирующее положение на рынке, нефтяные компании проводят политику, откровенно ущемляющую интересы потребителей. Нефть и нефтепродукты поставляются на внутренний рынок фактически по остаточному принципу - в отечестве продается то, что по каким-либо причинам не удается экспортировать. А причин таких две: во-первых, технические ограничения, связанные с пропускной способностью экспортных нефтепроводных систем, морских нефтеналивных терминалов и т. п.; во-вторых, периодическое падение эффективности экспорта ниже приемлемого для компаний уровня, что связано с особенностями режима изменения вывозных таможенных пошлин на сырую нефть1. Цены на нефтепродукты на внутреннем рынке привязаны к мировым, но эта связь в основном односторонняя - при повышении мировых цен на нефть внутренние цены тоже почти синхронно возрастают, однако в периоды падения или стабилизации мировых цен внутренние снижаются очень «неохотно».
Нефтяные компании не только используют свое доминирующее положение на рынке, но и постоянно стремятся его упрочить. Новостная лента интернет-сайта Федеральной антимонопольной службы (ФАС)2 буквально пестрит сообщениями о судебных исках и других санкциях, применяемых ведомством и его региональными подразделениями по отно-
1 Экспортные пошлины на нефть пересматривают раз в 2 месяца, исходят при этом из уровня цен за предыдущий период. Как следствие - периодические расхождения в динамике текущих цен на экспортируемую нефть и размерах взимаемой пошлины.
2 Федеральная антимонопольная служба РФ (http:/Www.fas.gov.ru).
шению к продавцам нефтепродуктов, среди которых известнейшие российские компании («ЛУКОЙЛ», «ЮКОС», «Газпром» и др.) либо их «дочки». К типичным нарушениям антимонопольного законодательства относятся попытки монополизации рынков путем поглощения конкурирующих компаний, установление монопольно высоких цен, негласные ценовые сговоры, создание различных ограничений для деятельности независимых конкурирующих продавцов, навязывание невыгодных условий сделок для компаний-контрагентов (например, работающих на условиях франшизы), несоблюдение правил предоставления отчетности по объемам продаж и ценам.
«Линия фронта» в сражении с нефтяным монополизмом простирается от западных до восточных границ страны, а в «боевых сводках» ФАС за 2006-2007 гг. упоминаются Липецкая, Белгородская, Орловская, Брянская, Пензенская, Нижегородская, Астраханская, Челябинская, Амурская области и другие регионы. Всего под особым вниманием ФАС сейчас находится 38 субъектов Федерации, где выявлено коллективное доминирование на рынках нефтепродуктов3. Примечательно, что примерно в 15 регионах системы нефтепродуктообеспечения находятся под контролем единственной вертикально интегрированной компании.
Политика, проводимая российскими нефтяными компаниями, вступает в жесткий конфликт с интересами потребителей нефтепродуктов, что, собственно, и создает почву для «революционной ситуации».
Чего не хотят «низы»?
Попросту говоря, «низы», то есть потребители, не хотят трех вещей:
• непрекращающегося и фактически бесконтрольного роста цен на нефтепродукты, замаскированного под «естественную» реакцию рынка на изменение мировой конъюнктуры;
• заливать в баки своих автомобилей низкокачественное топливо, которое с большой натяжкой можно назвать бензином;
3 Согласно ч. 3 ст. 5 Федерального закона «О защите конкуренции» хозяйствующие субъекты признаются коллективно доминирующими на товарном рынке, если совокупная доля не более трех хозяйствующих субъектов превышает 50% или доля не более пяти хозяйствующих субъектов превышает 70%, при этом доля каждого из них составляет не менее 8% объема рынка.
• дефицита нефтепродуктов, который витает над российским рынком, то и дело становясь явью, когда речь заходит о действительно высококачественных нефтепродуктах, например премиум-бензинах, многих видах смазочных масел и т. п.
Рядового потребителя, мягко говоря, удивляет, что в России, занимающей 1-е место в мире по добыче и 2-е место по экспорту нефти, бензин на автозаправках стоит дороже, чем в Америке, а та как раз - главный мировой импортер нефти. К сожалению, уровень розничных цен на бензин - пока что единственный показатель, по которому Россия «превзошла» США в соревновании по развитию нефтепереработки (рис. 1).
.5 90
т
£ 80
^ 70
го
60 50 40 30 20 10 0
1998 2000 2002 2004 2006
-1 Автобензин Дизтопливо Нефть
Автобензин ф Дизтопливо Нефть
Рис. 1. Цены на нефтепродукты в России и Америке в 1995-2006 гг., центов за 1 л
Согласно исследованию германской компании GTZ4, на протяжении многих лет проводящей мониторинг ситуации в нефтепереработке и на рынке нефтепродуктов, по дороговизне автобензина и дизельного топлива в 2006 г. Россия
4 International Fuel Prices 2007. 5th Edition - More than 170 Countries. - GTZ GmbH, Germany (http://www.gtz.de).
1995 Россия США
вышла на 4-е место среди всех ведущих нефтедобывающих стран мира, уступая лишь Норвегии, Великобритании и Канаде. При этом наша страна далеко обогнала всех своих конкурентов по добыче и экспорту сырой нефти (рис. 2).
Автобензин
1
1
1
1
1
1
■
г
- - г -'
200 150 100 50
США Канада Япония Люксембург Франция Германия Норвегия Великобритания Россия Мексика Азербайджан Кувейт Саудовская Аравия Венесуэла
50 100 150 200
Дизтопливо
Рис. 2. Розничные цены на нефтепродукты по странам мира (включая налоги) в 2006 г., центов за 1 л
Если же принять в расчет различия в уровнях доходов населения, то окажется, что цены на нефтепродукты в России обгоняют не только США, но и страны Евросоюза (табл. 1). Реальная розничная цена основных нефтепродуктов в России в настоящее время в 5,5 раз выше, чем в США, и примерно в 2,5 раза выше5, чем в основных нефтепотребляющих странах Европы. Это странно не только для рядового обывателя, не разбирающегося в тонкостях экономической политики и ценообразования, но и с позиций здравого смысла вообще.
Естественно, от роста цен на нефтепродукты более всего страдают некоммерческие потребители, поскольку расплачиваются за потребляемое топливо из собственного кармана или
5 С учетом так называемой «серой» зарплаты, доля которой, по экспертным оценкам, составляет свыше 40% от общей величины оплаты труда в России.
Таблица 1
Сравнение цен на нефтепродукты в России, США и 15 «старых» странах Евросоюза ^Ш15) с учетом покупательной способности населения в 2005 г.
Показатель Евросоюз США Россия
Средняя заработная плата, дол./ мес. 3488 3562 579
«Топливный эквивалент» заработной платы, л:
по автобензину 2370 5690 1053
по дизельному топливу 2690 5600 1170
Розничная цена, дол./1000 л
автобензин 1472 626 550
дизельное топливо 1297 636 496
В том числе: Издержки и прибыль:
автобензин 519 507 322
дизельное топливо 584 515 373
Налоги:
автобензин 953 119 228
дизельное топливо 713 121 123
за счет бюджетных (как правило, весьма ограниченных) средств. Коммерческие потребители компенсируют свои потери, включая дополнительные издержки на топливо в себестоимость производимых товаров и услуг и повышая цены на них.
Про дефицит и суррогат
Примечательно, что динамика цен на нефтепродукты в России почти никоим образом не связана с рыночной ситуацией, а рост цен не есть свидетельство дефицита нефтепродуктов. Всеобщий дефицит нефтепродуктов - это проблема не сегодняшнего дня, а, скорее, потенциальная угроза, которая может с большей или меньшей вероятностью реализоваться в будущем в зависимости от темпов и характера развития нефтепереработки в стране. В настоящее время российский рынок нефтепродуктов в общем и целом сбалансирован - той продукции, что производят отечественные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), хватает не только
для удовлетворения внутренних потребностей, но и для экспортных поставок. Так, в 2006 г. из России в страны дальнего и ближнего зарубежья экспортировано свыше 102 млн т нефтепродуктов, в том числе 6,3 млн т автомобильного бензина и 36 млн т дизельного топлива6.
Тем не менее существуют признаки дефицита по отдельным товарным позициям. Например, только 6 из 30 крупных российских НПЗ, включая заводы по переработке газового конденсата, выпускают премиум-бензин Аи-98, и хотя потребность в нем сейчас пока невелика, часть ее удовлетворяется за счет импорта. В 2006 г. в Россию было ввезено 7,4 тыс. т автобензина (средняя цена - более 700 дол./т), а общий импорт нефтепродуктов составил около 260 тыс. т на сумму чуть менее 400 млн дол.7 Таким образом, импортный бензин на российском рынке занимает сотые доли процента в общем объеме продаж.
Значительно хуже обстоят дела со смазочными маслами. Российские НПЗ ежегодно производят около 3 млн т масел, почти половина которых экспортируется. Но в основном это полупродукты, или так называемые базовые масла, представляющие собой лишь основу для получения товарных масел (путем компаундирования различными присадками, технология производства которых зачастую относится к ноу-хау ведущих мировых компаний). Что же касается рынка конечной продукции, то он в значительной степени заполняется за счет импорта, доля которого по моторным маслам достигает 30%. Сегмент же высокоиндексных масел для современного автотранспорта (главным образом, для автомобилей иностранного производства) практически полностью контролируется зарубежными компаниями8.
Угроза возникновения локальных дефицитов на отдельных региональных рынках есть, и обусловлена она крайней неравномерностью размещения мощностей нефтепереработки на территории России. Как следствие, средняя дальность транс-
6 По данным Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ (http:// www.customs.ru).
7 По данным ФТС РФ и Таможенного информационного сервера (http:// www.tks.ru).
8 По данным агентства «Альянс Медиа» (http://www.allmedia.ru).
портировки нефтепродуктов от производителей к потребителям составляет у нас более 2 тыс. км против примерно 500 км в США9. При этом в зону повышенного риска возникновения дефицита попадают не только регионы, наиболее удаленные от действующих НПЗ (многие регионы Сибири, Дальнего Востока, Европейский север), но и регионы на «обочине» основных транспортных потоков, особенно экспортных (некоторые территории Южного и Северо-Западного федеральных округов).
Реальную угрозу сегодня представляет скрытый дефицит нефтепродуктов, который тесно связан с проблемой качества последних. У проблемы качества есть два аспекта.
Первый заключается в различиях в стандартах качества нефтепродуктов, действующих в России и за рубежом. Российские ГОСТы на автомобильное топливо значительно либеральнее европейских («Евро-3», а тем более «Евро-4» и «Евро-5») и американских стандартов в отношении некоторых компонентов, представляющих экологическую опасность. Но данное обстоятельство не слишком влияет на эксплуатационные качества топлив, производимых российскими НПЗ, особенно при существующей структуре парков автомобильной и автотракторной - сельскохозяйственной, дорожной, строительной, военной и прочей техники. В большинстве своем эта техника отечественного производства рассчитана на использование ГОСТов-ского топлива. Если речь идет о легковых автомобилях, то это иномарки устаревших моделей, выпущенные до введения современных зарубежных стандартов на топливо. Поэтому существующие различия в стандартах качества нефтепродуктов российских потребителей пока не слишком беспокоят.
Второй аспект проблемы качества нефтепродуктов, а именно он вызывает главное недовольство потребителей, состоит в том, что топливо, продаваемое на автозаправках под видом бензина или «дизельки», далеко не всегда таковым является. По разным оценкам, включая данные Федерального агентства по энергетике, от 25 до 40% и более реализуемого в розничной сети автомобильного топлива - фальсификаты (суррогаты, «бодяги»), изготовленные не в заводских условиях, а на
9 Дианов Е. Отрасль с «плохой наследственностью» ^Нефть России. 2002. № 9.
нефтебазах или в «подпольных» цехах10. И чем дальше от Москвы, тем доля суррогатного топлива выше. А получают его методом простого компаундирования11 на основе прямо-гонного бензина с использованием любых подходящих добавок. Зачастую очень опасных не только для окружающей среды, но и для «здоровья» автомобилей и другой техники. Свой «вклад» в производство некондиционного топлива вносят и многие так называемые мини-НПЗ, а фактически - малотоннажные установки прямой нефтеперегонки, которая, как известно, не дает ни одного товарного продукта, кроме мазута. В отдельных случаях на мини-НПЗ (при переработке малосернистой нефти или газового конденсата) может без дополнительной очистки вырабатываться дизельное топливо, соответствующее ГОСТу. Крупные же НПЗ к производству суррогатного топлива имеют, как правило, лишь косвенное отношение, выпуская в качестве товарной продукции прямогон-ный бензин - основу для получения суррогатов.
Причина широкого распространения в России суррогатных топлив хорошо известна. Автобензин марок Аи-92 и Аи-95 -главный объект фальсификаций - облагается акцизом по ставке 3629 руб./т, а низкооктановый бензин, включая прямо-гонный, - по ставке 2657 руб./т. Таким образом, при копеечных затратах дополнительная прибыль «бодяжников», обусловленная только экономией на акцизных платежах, составляет порядка тысячи рублей на тонну выпускаемого топлива. Возможность слишком заманчивая, чтобы от нее отказаться. По данным компании «ЛУКОЙЛ», которая занималась собственными исследованиями рынка нефтепродуктов в ряде регионов страны, факты продажи некачественного бензина были выявлены даже на АЗС, работающих на условиях франчайзинга под торговой маркой этой компании12.
10 По данным информационного агентства «Аи92» (http://www.au92.ru).
11 При получении товарных нефтепродуктов компаундирование, т. е. смешение различных компонентов, является нормальной практикой. Кустарное компаундирование («бодяжничество») отличается от заводского тем, что в последнем случае процесс проводится под жестким технологическим контролем, с соблюдением строго определенных пропорций смешения и с использованием разрешенных добавок.
12 Информационный портал «Нефть России» (http://www.oilru.com).
Все рассмотренные проблемы современного российского рынка нефтепродуктов нашли свое отражение в «политическом лозунге», под которым в октябре 2006 г. в разных городах России прошла акция протеста автолюбителей: «Бензин по 12, а не бодяга по 20!». Целью акции было привлечь внимание властей к проблемам топливного рынка и добиться принципиального изменения позиции правительства в отношении цен (путем снижения налогов и акцизов на топливо для внутреннего рынка и проведения эффективной антимонопольной политики).
Чего не могут «верхи»?
Ответ прост: «верхи», то есть российские нефтяные компании, не могут обеспечить нормальное развитие нефтеперерабатывающей отрасли с учетом интересов потребителей и целого ряда других факторов, включая не только технические, но также экономические и экологические.
Обывательский взгляд на вещи, согласно которому наши нефтяники просто «не хотят» заниматься переработкой сырья в России и поэтому гонят нефть на экспорт, весьма далек от истины. В целом не соответствует действительности и утверждение, что у российских нефтяных компаний сложилась «перекошенная» структура инвестиций, при которой почти все средства направляются в добычу, а на нефтепереработку ничего не остается. Тогда как у ведущих мировых корпораций, таких, как ExxonMobil, BP и др., доля вложений в сегмент «downstream» (переработка и сбыт нефтепродуктов) составляет порядка 20% от общего объема инвестиций.
Если составить среднестатистическую картинку по 10 крупнейшим российским компаниям, можно увидеть, что, например, в 2005 г. доля сегмента «переработка и сбыт» в инвестициях была немногим ниже 25% (табл. 2). Но при этом выявляется резкая дифференциация между компаниями и по объемным, и по структурным показателям инвестиционной деятельности: с позиций инвестирования в нефтепереработку есть явные лидеры («ЛУКОЙЛ», «Роснефть») и явные аутсайдеры («Сургутнефтегаз», «Сибнефть»). При сравнении российских и зарубежных компаний нельзя забывать и о том,
что у российских компаний соотношение между объемами добычи и переработки нефти в среднем составляет 2 к 1, тогда как у зарубежных компаний в большинстве случаев оно обратное — 1 к 2.
Таблица 2
Объемы инвестиций 10 ведущих российских нефтяных компаний по видам деятельности в 2005 г., млн дол.*
Компания Всего По видам деятельности (сегментам) Доля сегмента «Переработка и сбыт», %
добыча переработка и сбыт прочие
«Славнефть» 880 600 270 - 31,8
«Сибнефть» 1016 970 46 - 4,5
«ЛУКОЙЛ» 4177 2918 1129 130 27,0
«Сургутнефтегаз» 1930 1782 148 - 7,7
«Роснефть» 2085 730 1069 285 51,3
«Татнефть» 652 547 46 59 7,0
«ТНК-ВР» 2100 1680 420 - 20,0
«РуссНефть» 42 38 4 - 10,0
«Башнефть» 295 251 44 - 15,0
«ЮКОС» 323 193 130 - 40,2
Всего по 10 компаниям 13500 9709 3317 474 24,6
Всего по 8 компаниям без «Роснефти» и «ЮКОСа» 11092 8786 2117 189 19,1
«Роснефть» + «ЮКОС» 2408 923 1200 285 49,8
* Рассчитано по данным годовых отчетов компаний.
Еще одно заблуждение состоит в том, что у российских компаний инвестиции по своей величине якобы несопоставимо малы по сравнению с получаемой прибылью. За 2005 г. в среднем по 10 крупнейшим российским компаниям это соотношение составило 0,53 (13,5 млрд дол. инвестиций при
ОБСУЖДАЕМ ПРОБЛЕМУ 2 ЭКО №2, 2008
чистой прибыли в 25,6 млрд дол.), что полностью укладывается в «мировые стандарты». К примеру, в том же 2005 г. компания BP инвестировала 10,1 млрд дол., имея чистую прибыль в размере 22,6 млрд дол., у ExxonMobil эти показатели были, соответственно, 17,7 и 36,1 млрд дол.13 Поэтому если и утверждать, что российские нефтяные компании инвестируют мало, то мало в сравнении не столько со своими возможностями, сколько с теми потребностями в инвестициях, которые обусловлены современным состоянием активов нефтегазового сектора и задачами его дальнейшего развития. Последние же в значительной степени определяются не компаниями, а государством и обществом.
Экономика, равно как и политика, есть «искусство возможного», а не желаемого. Предпочтения в развитии тех или иных направлений бизнеса для нефтяных компаний определяются не простым желанием или нежеланием, а соотношением издержек и выгод с учетом множества дополнительных факторов, включая налоговый режим, риски и прочее. Несложный расчет, основанный только на ценах, издержках и ставках налогов, показывает, что по состоянию на середину 2007 г. экспорт сырой нефти приносил более высокий доход, нежели ее переработка внутри страны (табл. 3).
Прибыль от экспорта оценивается в 187 дол./т, а от переработки нефти (по «корзине» нефтепродуктов, выпускаемых российскими НПЗ) - в 171 дол./т. При этом эффективность производства моторных топлив существенно выше по сравнению с экспортом, а общую прибыльность переработки «тянет» вниз производство мазута, прямогонного бензина и прочих нефтепродуктов. С 1 августа 2007 г. введены новые ставки экспортных пошлин на нефть в размере 224 дол./т, чтобы переработка нефти стала выгоднее, чем экспорт. Однако потенциальная эффективность переработки нефти внутри страны может стать реальной лишь при условии, что новый рост мировых цен на нефть не перекроет увеличение размера экспортной пошлины, а российский рынок сможет поглотить дополнительные объемы вырабатываемых нефтепродуктов.
13 По данным годовых отчетов компаний BP и ExxonMobil.
ро о *ет
о >
и
S а
13
о ет
и
и £
Таблица 3
Оценка эффективности экспорта сырой нефти и ее переработки в России по состоянию на середину 2007 г., дол./т
Показатель Экспорт нефти Переработка нефти / Производство нефтепродуктов
прямогонный бензин Аи-80 Аи-92 авиационный керосин дизельное топливо мазут прочие в среднем
Цена 528 502 761 885 583 753 231 300 539
Экспортная пошлина 201 - - - - - - - -
Расходы на добычу и транспорт нефти, включая НДПИ 141 131 131 131 131 131 131 131 131
Расходы на переработку нефти, транспорт и сбыт нефтепродуктов - 93 111 127 112 121 70 93 100
Косвенные налоги на нефтепродукты - 193 240 299 105 177 42 0 136
Прибыль до налогообложения 186 85 279 327 235 324 -11 76 171
со 01
Рассчитано по данным журнала «Эксперт». 2004. № 38 (http://www.expert.ru), отчетов Минпромэнерго РФ (http:// www.minprom.gov.ru), годового отчета НК «ЛУКОЙЛ» за 2006 г. (http://www.lukoil.ru), электронной системы торговли нефтепродуктами «eOil.ru» (http://www.eoil.ru), торговой компании «RICCOM» (http://www.riccom.ru) и др. В расчетах использованы:
оптовые цены на прямогонный бензин, авиационный керосин и мазут, а также розничные цены на автобензин Аи-80 и Аи-92 и дизельное топливо;
расходы на транспортировку нефти и нефтепродуктов, оцененные по действующим трубопроводным и железнодорожным тарифам; средние показатели по нефтепереработке в целом, рассчитанные с учетом структуры выпуска продукции.
Таким образом, текущая прибыльность нефтепереработки в России едва ли не в решающей степени зависит от весьма нестабильных факторов, в частности, от соотношения между мировыми ценами на нефть и размерами экспортной пошлины. Это соотношение то и дело меняется в зависимости от колебания конъюнктуры зарубежных рынков, оказывая стимулирующее либо обратное влияние на объемы переработки нефти. И если отмеченная нестабильность негативно отражается на текущей деятельности, что же тогда говорить об инвестициях, нацеленных на решение задач долгосрочного развития? Такие задачи связаны не столько с увеличением объемов переработки нефти, сколько с радикальным изменением качественного состояния отрасли - технологическим обновлением, углублением переработки сырья и повышением качества продукции или с переходом к новым стандартам качества.
Инвестиции в российскую нефтепереработку сопряжены с широким спектром рисков, главный из которых - риск дальнейшего повышения цен на продукцию, что, мягко говоря, не приветствуется ни обществом, ни властями. А ведь инвестиции должны не только окупаться, но и приносить прибыль. Производство более качественной продукции, соответствующей хотя бы стандартам «Евро-3», требует более высоких издержек. При прочих равных условиях оба названных обстоятельства делают рост цен на нефтепродукты неизбежным.
Нужно учесть, что цены на внутреннем рынке нефтепродуктов, где конкуренция почти отсутствует, складываются не в результате игры спроса и предложения, а формируются по принципу «издержки + налоги + прибыль». И если издержки объективно возрастают, то стабилизировать уровень цен можно только за счет сокращения налоговой составляющей или прибыли. Но уменьшение ожидаемой прибыли снижает привлекательность инвестиций, а сокращать налоги на реализацию нефтепродуктов государство не торопится. Вот и получается, что «верхи не могут» без ущерба для собственных интересов вкладывать значительные средства в модернизацию и развитие нефтепереработки.
По разным источникам, необходимые объемы инвестиций в российскую нефтепереработку (в зависимости от мас-
штабов и глубины модернизации) оцениваются от 10-15 до 25-30 млрд дол. Для сравнения: в 2006 г. общий объем инвестиций в отрасль составил 40,1 млрд руб., или примерно 1,5 млрд дол. (прирост по отношению к 2005 г. - почти 12%, а к 2004 г. - 1,5 раза14). При таком уровне инвестиционной активности реализация планов по развитию и реконструкции российской нефтепереработки может растянуться не на одно десятилетие. Если же учесть динамику роста потребности в нефтепродуктах и ее качественную трансформацию, то на подъем отрасли до уровня мировых стандартов отводится примерно 7-8 лет, а первый этап реконструктивного периода должен завершиться не позднее 2010 г. Так, по прогнозам Минпромэнерго РФ, в 2005-2015 гг. потребность в моторных топливах возрастет более чем в 1,3 раза, а сразу после 2010 г. начнется резкое изменение структуры спроса в пользу высококачественных топлив стандарта «Евро-4» и выше15.
Чтобы воплотить в жизнь масштабные планы развития отрасли, ежегодные объемы инвестиций необходимо увеличить, по меньшей мере, в 2-3 раза. Но смогут ли российские нефтяные компании совершить подобный «большой скачок» - на этот счет трудно высказывать даже предположения.
Так ли глубок кризис?
Рискну высказать мнение, что, несмотря на сложность проблемы, до катастрофы в российской нефтепереработке дело пока не дошло. Кризисные явления развиваются и усиливаются, но еще не стали всеобщими. В запасе есть примерно 2-4 года для проведения минимально необходимой реконструкции большинства действующих НПЗ с целью углубления переработки нефти и увеличения производства моторных топ-лив, а также для развертывания строительства ряда новых заводов. К тому же, по прогнозу Минпромэнерго, резкие изменения в структуре спроса на нефтепродукты ожидаются только после 2010 г.
14 О текущей ситуации развития промышленного производства (январь-декабрь 2006 г.). Минпромэнерго РФ (http://www.minprom.gov.ru).
15 Доклад В. Б. Христенко «О состоянии и перспективах развития внутреннего рынка углеводородного сырья и продуктов его переработки, включая нефтехимическую промышленность» (http://Www.minprom.gov.ru).
В российской экономике немало отраслей, где положение гораздо тяжелее, чем в нефтепереработке. По крайней мере, в стране потребляется собственное топливо, а не импортное. Чего нельзя сказать, к примеру, об автомобилях или продуктах питания.
Главная проблема нефтепереработки связана не с объемами производства, а с технологической отсталостью отрасли. Даже в первичной переработке нефти по технологическому уровню мы отстаем от США и других стран, недобирая с каждой тонны перерабатываемого сырья до 3-5% от потенциального содержания светлых нефтепродуктов -бензина, керосина и дизельного топлива (92-93% против 9697% в США, странах Западной Европы и Японии)16. При годовых объемах переработки в 220 млн т мы теряем примерно 4-6 млн т светлых нефтепродуктов, которые уходят в мазут и топливный газ.
Еще хуже обстоит дело с процессами переработки мазута в светлые нефтепродукты. По уровню оснащенности вторичными процессами (в расчете на единицу мощностей по переработке сырой нефти) Россия занимает место в 7-м десятке стран мира (табл. 4). В нефтепереработке для характеристики технического уровня производства применяется так называемый «индекс сложности Нельсона» (Nelson Complexity Index), учитывающий оснащенность заводов вторичными процессами и, соответственно, структуру и качество производимой продукции. У российских нефтеперерабатывающих заводов значение этого индекса колеблется от 2,5 (Хабаровский НПЗ) до 6,1 («Уфанефтехим»), а среднее значение по отрасли, по данным компании «БрокерКредитСервис»17, составляет 4,6. Замечу, что в США значение этого индекса на уровне 9,5 фиксировалось еще в середине 1990-х годов18. У современных западных НПЗ значение индекса - более 10, например, у заводов компании BP в США и Западной Европе - 10,419.
16 Капустин В. М, Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.
17 http://www.bcs.ru
18 Russia: Bank Assistance for the Energy Sector //The World Bank, Washington, D.C., 2002 (http://www.worldbank.org).
19 По данным годового отчета компании BP за 2006 г. (http://www.bp.com).
Таблица 4
Динамика мировых мощностей базовых процессов нефтепереработки, млн т в год*
Процесс Мощность, млн т/год РФ, 2006 г.
1997 г. 2001 г. 2005 г.
Каталитический крекинг 663 693 784 19
Гидрокрекинг 179 215 277 7
Коксование 205 223 240 2
Гидроочистка 1739 1851 2155 68
Риформинг 554 550 573 27
Итого 3340 3532 4029 123
% к первичной переработке нефти 85,8 87,0 92,8 45,5
Углубляющие процессы, % к первичной переработке нефти 26,9 27,9 30,0 10,4
* Составлено по данным «ЦНИИТЭНефтехима» (http://npnh.ru), журнала «НефтьГазПромышленность» (http://www.oilgasindustry.ru) и Информационного управления Министерства энергетики США (http://Www.eia.doe.gov).
При этом самое «узкое место» российских НПЗ - недостаток мощностей каталитического крекинга и гидрокрекинга, сырьем для которых является мазут, а главной продукцией -высококачественные моторные топлива. Россия значительно отстает от США по развитию процессов переработки газообразных продуктов крекинга (алкилирования, изомеризации, полимеризации), с помощью которых производятся экологически чистые высокооктановые компоненты автобензина. Что касается основных процессов облагораживания нефтепродуктов - каталитического риформинга и, в особенности, гидроочистки, то здесь главная беда не столько нехватка мощностей, сколько несовершенство технологий, не позволяющее выпускать продукцию по европейским стандартам качества.
Указанный «дефект» зачастую может быть исправлен путем реконструкции действующих установок.
Технологическую отсталость отрасли во многом компенсирует столь же отсталая структура потребления нефтепродуктов. Изделия отечественного автопрома и тракторостроения морально устарели (по западным меркам), соответственно, в структуре потребления моторных топлив около 80% приходится на топливо стандарта «Евро-1» и ниже. По данным Росстата, ежегодный прирост числа грузовых автомобилей в России в 2001-2005 гг. составил примерно 2-2,5% в год, а легковых - 4-5%. При этом только в 2005 г. в структуре продаж автомобилей доля иномарок, для которых прежде всего необходимо топливо стандарта «Евро-3» и выше, перевалила за 50%20.
К тому же повышение глубины переработки нефти сдерживается значительным потреблением мазута (примерно 35 млн т в год) в электроэнергетике, жилищно-коммунальном хозяйстве и на топливные нужды промышленности - если не по отрасли в целом, то, по крайней мере, на некоторых заводах. Например, с этой проблемой столкнулась компания «Альянс», которая проводит модернизацию принадлежащего ей Хабаровского НПЗ. По просьбе краевой администрации пришлось отказаться от планов довести глубину переработки нефти на заводе до 95% (ограничились 77%), поскольку производимый мазут используется для котельных и других коммунальных нужд, а иных равнозначных источников снабжения котельным топливом в Хабаровском крае нет21. Иными словами, пока на внутреннем рынке существует устойчивый спрос на мазут, его будут производить. Возможно, по стратегическим соображениям (пока этого требует российская энергетика) государство просто не позволит нефтяникам полностью отказаться от выпуска мазута.
Другая «страшилка», которой часто пользуются эксперты, рыночные аналитики и представители правительства, - это высокий физический износ основных производственных фондов отрасли. Обычно называется цифра в 80% и при этом делается акцент на том, что в России нет новых НПЗ, а поч-
20 Эксперт. 2006. № 35 (http://www.expert.ru).
21 Время новостей. 22.03.2007.
ти все действующие заводы построены 30, 50 и более лет назад. Довод, мягко говоря, неубедительный: в США, к примеру, новые НПЗ тоже давно не строятся, а возраст некоторых американских заводов перевалил за 100 лет.
Опасность, связанную с изношенностью производственных фондов, не стоит утрировать: любой НПЗ за свою жизнь переживает множество модернизаций, в ходе которых изношенные установки реконструируются либо заменяются и добавляются новые технологические процессы.
Возьмем для примера хотя бы Омский НПЗ. Его первые установки введены в эксплуатацию в середине 1950-х годов и сейчас не эксплуатируются. Полная номинальная мощность завода в середине 80-х с учетом всех построенных установок составляла почти 30 млн т в год, а сегодня она равна лишь 19,5 млн т в год. Последняя крупная реконструкция на Омском НПЗ проводилась на рубеже 1980-х - 90-х годов, ее результат - едва ли не самый мощный в стране комплекс по переработке мазута (КТ-1, производительностью 3 млн т в год).
Собственно говоря, на таких крупных заводах, как Омский, имеющих в своем составе десятки технологических установок, процесс реконструкции и модернизации носит непрерывный характер. Так, в 2001 г. на Омском НПЗ введена в эксплуатацию новая установка алкилирования (для производства автобензина Аи-98), в 2005 г. завершилась реконструкция установки каталитического риформинга производительностью 1 млн т в год с переходом на новую современную технологию, а в 2006 г. частично реконструирован комплекс по производству ароматических углеводородов. В предстоящие 5 лет на заводе планируется ввести в строй установки изомеризации и гидроочистки дизельного топлива, полностью реконструировать комплексы первичной переработки нефти и каталитического крекинга.
Пример Омского НПЗ не единичен. Поэтому все цифры, которые свидетельствуют об изношенности производственных фондов в отечественной нефтепереработке, а тем более возрастные характеристики заводов весьма относительны и не несут достоверной информации о состоянии отрасли.
Гораздо опаснее, что модернизируют отрасль на основе зарубежных технологий. Так было при обновлении производства на Омском НПЗ, при строительстве Нижнекамского НПЗ и реконструкциях заводов в Ярославле, Киришах, Хабаровске, Самаре, Рязани и других. Не только крупнейшие зарубежные инжиниринговые компании (Foster Wheeler, UOP, Stone and Webster, ABB Lummus, Technip и др.), но и более мелкие фирмы занимают доминирующие позиции на российском рынке (в разработке технологий и проектировании НПЗ). Отечественным нефтяным институтам и проектным организациям в лучшем случае отводится роль субподрядчиков для выполнения отдельных видов работ.
Усиление технологической зависимости от Запада проявляется и в применении импортных катализаторов: их доля для процесса гидроочистки на российских НПЗ составляет 25%, риформинга - 60, каталитического крекинга - 80, для изомеризации и гидрокрекинга - 100%. Более 200 видов присадок к топливам и маслам поставляются в Россию зарубежными фирмами. В то же время вполне конкурентоспособные отечественные катализаторы и присадки для целого ряда технологий нефтепереработки не находят достойного применения22.
Отмеченная тенденция опасна в стратегическом плане (достаточно вспомнить, как в 1980-х годах после принятия Конгрессом США поправки Джексона-Веника было фактически заморожено строительство Тобольского нефтехимического комбината и приостановилась реализация ряда других проектов в отрасли - она консервирует крайне неблагоприятную ситуацию в области научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных разработок. Ведь именно эта сфера деятельности в нефтепереработке (а не сфера производства) в 90-х годах фактически оказалась разваленной. Погибли целые институты - «Грозгипронефтехим» и «Гипрогрознефть», гордость советской «нефтянки». За рубежами страны оказались не менее заслуженные и авторитетные институты Баку.
Организации, что сумели сохраниться и выжить (например, московский проектный институт «ВНИПИНефть» со свои-
22 По данным Института катализа СО РАН (http://www.catalysis.ru); журнала «НефтьГазПромышленность» (http://Www.oilgasindustry.ru).
ми филиалами, «Ленгипронефтехим» в Санкт-Петербурге и др.), сейчас либо работают на субподряде у зарубежных проектировщиков, либо влились в состав российских интегрированных нефтяных компаний и занимаются их обслуживанием, либо решают относительно небольшие задачи (реконструкция отдельных узлов, агрегатов и вспомогательных объектов на действующих заводах, проектирование и строительство мини-НПЗ и т. п.).
Слабость собственной проектно-конструкторской базы и рост влияния иностранных конкурентов сдерживают внедрение в производство новых, почти революционных технологий нефтепереработки, созданных российскими учеными. В качестве примера можно назвать процессы облагораживания нефтепродуктов «Цеоформинг» и БИМТ, разработанные в Институте катализа СО РАН на рубеже веков. Эти процессы хорошо себя зарекомендовали в лабораторных и опытно-промышленных условиях (и даже на промышленных установках небольшой мощности), но до сих пор не могут пробить себе дорогу на российские нефтеперерабатывающие заводы. Промышленное внедрение новых технологий всегда связано с определенным риском, который подчас не в полной мере учитывается разработчиками, но в данном случае ситуация усугубляется причинами, названными выше.
И все же не везде и не все у нас плохо. Да, в технологической сфере есть откровенные провалы. Например, единственную спроектированную еще в 1980-х годах установку глубокого гидрокрекинга так и не удалось запустить в эксплуатацию в проектном режиме. Но есть и вполне успешные области, например, технологии производства масел и, что особенно важно сейчас, технологии каталитического крекинга. Отечественная разработка 80-х годов, реализованная в установке Г-43/107 производительностью 2 млн т в год (входит и в состав комплекса по глубокой переработке мазута КТ-1)23, является прямым аналогом зарубежного процесса, известного
23 Современный процесс каталитического крекинга на установках Г-43/107 и КТ-1 был разработан институтами ВНИИ НП (технология) и «Гроз-гипронефтехим» (проект установки). С 1983 г. на территории России и СНГ введено в строй семь установок этого типа производительностью по 2 млн т в год каждая. В Болгарии построена такая же установка производительностью 1,5 млн т/год (по данным ВНИИ НП - http://www.vniinp.ru).
под названием «каталитический крекинг - флюид» (FCC), и вполне способна составить ему конкуренцию24. «Возраст» технологии в данном случае не имеет значения, поскольку возможности ее совершенствования далеко не исчерпаны, да и принципиальных альтернатив не просматривается. Кстати, за рубежом каталитический крекинг - флюид (наиболее распространенная в мире технология глубокой переработки нефти) появился в начале 1940-х годов и с тех пор лишь модифицировался и усовершенствовался.
Несмотря на всю сложность ситуации, российская нефтепереработка, включая сферу научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных работ, располагает еще значительными резервами, позволяющими избежать серьезного топливного кризиса в стране. Нужно активизировать использование этих резервов, но что еще более важно, не совершать действий, которые могут спровоцировать наступление кризиса.
И одним из таких действий может стать ускоренный и необоснованный с экономической (да и с природоохранной)точ-ки зрения переход к новым стандартам качества на продукцию нефтепереработки по типу «Евро-3», который по инициативе Минпромэнерго намечается уже с 1 января 2009 г.25
Для нефтепереработки главный «минус» данного шага состоит в том, что придется рассредоточивать финансовые ресурсы на инвестирование одновременно по двум направлениям - и на углубление переработки, и на повышение качества продукции.
Окончание в следующем номере...
24 Капустин В. М, Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.
25 Стандарт «Евро-3» как диагноз и приговор // Независимая газета. 13.04.2007 (http://www.ng.ru)
