Эффективность инвестиций в российский нефтегазовый сектор Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

їанфилов

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ В РОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ СЕКТОР^

Становление и развитие системы налогообложения нефтегазового сектора России. Развитие налоговой системы России в части налогообложения нефтегазового сектора можно разбить на ряд этапов.

Первый этап (1992-1995 гг.) - этап создания системы платного недропользования - характеризовался нежесткой зависимостью уровня налогообложения от мировых цен на углеводородное сырье и высокой ролью федерального центра в налоговой политике.

Второй этап (1996-1998 гг.) характеризуется усилением роли регионов в налоговой политике, часть полномочий была передана региональным властям, кроме того, некоторые налоги стали поступать вместо федерального в региональные бюджеты.

Третий этап (1999-2001 гг.) - этап эффективного трансфертного ценообразования в крупнейших российских компаниях нефтяного сектора. В этот период начали возрастать экспортные пошлины на нефть, газ и нефтепродукты.

Четвертый этап (2002-2003 гг.) - этап кардинального реформирования системы налогообложения. Изменение налогового законодательства нефтегазового сектора происходило в сторону повышения зависимости уровня налогообложения от мировых цен на углеводородное сырье.

Пятый этап - этап усиления налоговой нагрузки на нефтегазовый сектор и ужесточения контроля за деятельностью нефтяных компаний, особенно в части вопросов трансфертного ценообразования. Теперь вертикально интегрированным структурам (таким, как российские нефтяные компании) придется заранее обосновывать перед налоговыми органами, что применяемые внутри зависимых компаний цены соответствуют рыночным.

В Приложении 1 в агрегированном виде представлена история налогообложения нефтегазового сектора с 1992 по 2005 гг.

1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проект № 04-02-00152а).

С 1992 по 2001 гг. налогообложение нефтедобывающих предприятий позволяло в определенной мере учитывать особенности различных месторождений. Ставки регулярных платежей с 1992 г. (после вступления в силу закона «О недрах») были установлены в пределах от 6 до 16% от стоимости добытой нефти. Кроме того, законом «О недрах» было предусмотрено, что ставка может быть и меньше 6%, если недропользователь разрабатывает трудноизвлекаемые запасы.

С 2001 г. были введены в действие главы второй части Налогового Кодекса по НДС, акцизам, налогам на доходы физических лиц и единому социальному налогу. С 2002 г. вступили в силу главы Налогового кодекса, регламентирующие порядок обложения налогом на прибыль, налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и работы в режиме СРП.

С введением НДПИ были отменены регулярные платежи за пользование недрами (за добычу полезных ископаемых), отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), акциз на нефть. Вместо дифференцированной ставки налога, которая устанавливалась органами исполнительной власти, теперь действует единая ставка на добычу полезных ископаемых.

На сегодняшний день ключевым фактором, влияющим на налоговую нагрузку, является уровень цен на углеводородное сырье. Российская налоговая система отличается не столько высоким уровнем налогообложения, сколько сочетанием высокой эффективной налоговой ставки (доли налогов в цене) и нестабильностью налогообложения. Именно это обстоятельство создает сложности при реализации долгосрочных инвестиционных проектов. Кроме того, с введением ряда специальных налогов и привязывания их к мировым ценам на энергоресурсы российская налоговая система стала изымать часть конъюнктурного дохода нефтяных компаний в пользу государства. Такое перераспределение части доходов от компаний к государству является ключевым отличием, современной налоговой системы нефтегазового сектора от системы налогообложения прошлых лет.

Оценка эффективности инвестиций в российский нефтедобывающий и нефтегазовый сектор. Разработанная нами параметрическая модель позволяет оценивать воздействие мер государственной политики и сложившихся на мировом рынке тенденций на финансовые и ценовые пропорции в нефтяном секторе.

Для оценки сравнительной эффективности инвестиций в российский нефтедобывающий и нефтеперерабатывающий сектора были проведены расчеты, учитывающие текущие и прогнозные параметры издержек: себестоимости добычи и переработки, уровня транспортных издержек и цены реализации, места реализации (внешний или

внутренний рынок), а также налоговые изъятия по действующим и прогнозируемым налоговым ставкам. Данные расчеты опираются на сценарные прогнозы цен на сырую нефть и нефтепродукты на мировом и российском рынках.

В качестве критерия эффективности принимается расчетная чистая прибыль. Другим критерием, который позволяет более аккуратно сопоставить инвестиции в нефтедобычу с инвестициями в другие сектора является чистая прибыль за вычетом величины инвестиций, необходимых для поддержания уровня добычи нефти.

В качестве базового уровня себестоимости добычи выбран уровень компании Сибнефть в 2004 г. в размере 21,9 долл./т (3 долл./барр.), транспортные издержки взяты, исходя из 0,33 долл./100 км (расценки Транснефти 2003 г.) и среднем расстоянии 3000 км для поставок внутри страны и 6000 км для поставок на экспорт, инвестиции на поддержание уровня добычи взяты, исходя из 24 долл./т (расценки ЛУКойл в 2004 г).

В качестве базового уровня стоимости переработки и транспортировки выбран уровень компании ЛУКойл 2004 г. - 13 долл./т нефтепродуктов - переработка, 10 долл./т - транспортировка. Транспортные расходы при экспорте нефтепродуктов взяты из расчета 40 долл./т нефтепродуктов. Данные представлены в табл. 1.

Таблица 1

Виды расходов и уровень издержек

Виды расходов Расходы, долл./т

Себестоимость

добычи 21,9

переработки 13

Издержки при транспортировке

нефти 10

поставка внутри страны

экспорт 20

нефтепродуктов 10

поставка внутри страны

экспорт 40

Рассмотрим методику определения экспортной пошлины на нефть, нефтепродукты и налога на добычу полезных ископаемых.

Экспортная пошлина на нефтепродукты. С 1 января 2005 г. вступил в силу новый порядок определения экспортных пошлин на нефтепродукты: теперь они не облагаются экспортными пошлинами при стоимости нефти (марки Urals) ниже 15 долл./барр. При ценах на нефть, превышающих данный уровень, ставка экспортной по-

шлины на нефтепродукты рассчитывается по следующей формуле: разность текущей цены на нефть и предыдущего ее значения (как правило, правительство меняет экспортные пошлины на нефтепродукты при изменении цены на сырую нефть не менее чем на пять долларов), умноженная на коэффициент - 0,32. После этого итоговый показатель умножается на 0,7х для определения экспортной пошлины на темные нефтепродукты (мазут) и на 1,3х - на светлые нефтепродукты, где х - текущая цена на сырую нефть.

Экспортная пошлина на нефть. До цены в 15 долл./барр. нефти экспортная пошлина на сырую нефть не взимается.

В случае, если цена за баррель превышает значение в 15 долл., то величина экспортной пошлины на нефть рассчитывается по следующей формуле:

величина экспортной пошлины (на тонну) = 0,35*

(текущая цена т сырой нефти на мировом рынке - цена т сырой нефти при цене за баррель сырой нефти, равной 15 долл.).

В случае, если цена на мировом рынке превышает значение в 20 долл./барр., то величина экспортной пошлины считается по формуле:

величина экспортной пошлины/т = 0,45*

(текущая цена т сырой нефти на мировом рынке - цена т сырой нефти при цене 20 долл./барр.).

В случае, если цена на мировом рынке превышает значение в 25 долл./барр., то величина экспортной пошлины считается по формуле:

величина экспортной пошлины/т = 0,65*

(текущая цена т сырой нефти на мировом рынке - цена т сырой нефти при цене 25 долл./барр.).

Налог на добычу полезных ископаемых. Ставка налога на добычу углеводородного сырья устанавливается в размере 16,5% от налогооблагаемой базы, а для газового конденсата - 17,5%. В период с 1 января 2002 г. по 31 декабря 2006 г. законодательством предусмотрено действие переходных положений, согласно которым с 1 января 2005 г. по 31 декабря 2006 г. налогооблагаемая база по налогу на добычу полезных ископаемых определяется как количество добытой нефти в натуральном выражении и облагается по ставке 419 руб./т. При этом налоговая ставка подлежит ежеквартальному уточнению на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть сорта «Юралс».

Данный коэффициент ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно по формуле:

Кц = (Ц - 9) x Р / 261,

где Ц - средний за налоговый период уровень цен сорта нефти «Юралс» в долл./барр.; Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации.

С 1 января 2005 г. налоговая база по добыче природного и попутного газа определяется, как количество добытого ископаемого, к которому применяются следующие ставки:

• природный газ - 135 руб./1000 куб. м;

• попутный газ (газ, добытый через нефтяную скважину) - 0 руб.

Анализ полученных результатов расчетов позволяет сделать следующие предварительные выводы относительно инвестиций в нефтедобычу (результаты расчетов представлены на рис. 1 и 2).

90

80-

70

л 50-п

40-

24

с 3015 20

5

6 10

о-да -10

85 87

63 65

41

.0.9

.1

73 146 219 292 365 438 511 584 657 730

Цена сырой нефти,

долл./т □ Чистая прибыль, долл./т

И Чистая прибыль за вычетом инвестиций для поддержки уровня добычи, долл./т

89

82

81 80

76

74

72

70

68

4.8

61

0.6

59

л

л 60

6.6

6.3

3.6

Рис. 1. Продажа сырой нефти в России: при себестоимости - 21,9 долл./т; транспортных расходах - 10 долл./т; инвестиций на поддержку уровня добычи 24 долл./т

I) Интервал цен, при котором вложения в нефтедобычу безубыточны, начинается для продажи внутри страны с 15 долл./барр., а для экспорта с 10 долл./барр. Исходя из того, что уровень необходимых удельных инвестиций на добычу одной тонны нефти в настоя-

щее время равен 300 долл., то первый приемлемый срок окупаемости 7 лет наступает при уровне мировых цен на нефть в 55 долл.

□ Чистая прибыль, долл./т

■ Чистая прибыль за вычетом инвестиций для поддержки уровня добычи, долл./т

Рис. 2. Экспорт сырой нефти в России: при себестоимости - 21,9 долл./т; транспортных расходах - 20 долл./т; инвестиций на поддержку уровня добычи 24 долл./т

II) Сохраняющийся более чем двукратный разрыв в уровне экспортных цен и цен внутреннего рынка (в феврале 2006 г. внутренние цены находились на уровне 24,3 долл./барр., а цены на мировом рынке нефти марки URALS на уровне 54,1 долл./барр.) отчасти нивелируется действующей в РФ налоговой системой. Так, при реализации в России сырой нефти по ценам внутреннего рынка с февраля 2006 г. расчетная чистая прибыль на тонну нефти составит 46 долл./т, а при экспорте сырой нефти по ценам мирового рынка того же периода 65 долл.

Результаты расчетов инвестиций в нефтепереработку представлены на рис. 3-5.

Результаты расчетов по сравнительной эффективности экспорта нефти, экспорта бензина, продажи сырой нефти внутри России, продажи бензина внутри России.

1) В низком диапазоне цен (цена за тонну сырой нефти до 146 долл. (20 долл./барр.), 174 долл./т бензина - наиболее эффективной является продажа нефтепродуктов (бензина) на территории

России; следующими по эффективности являются экспорт сырой нефти и продажа сырой нефти внутри России, соответственно. Наименее эффективным в данном ценовом диапазоне является экспорт бензина.

Чистая прибыль, долл./т

Цена сырой нефти

и цена бензина на европейском рынке, долл./т

Рис. 3. Сравнительная эффективность экспорта и продажи:

---экспорт сырой нефти; --о-- экспорт бензина; -а- продажа сырой нефти

внутри России; — продажа бензина внутри России

В целом соотношение эффективности продажи нефтепродуктов (бензина) на территории России, экспорта сырой нефти и продажи сырой нефти внутри РФ остается одинаковым во всем диапазоне цен (в соответствии с порядком убывания эффективности).

2) При цене сырой нефти выше, чем 146 долл./т (20 долл./барр.), и стоимости бензина 174 долл./т эффективность экспорта нефтепродуктов (бензина) начинает постоянно расти:

а) при цене тонны нефти больше 219 долл. (30 долл./барр.) и стоимости бензина 255,2 долл./т экспорт нефтепродуктов (бензина) становится эффективнее продажи сырой нефти внутри России;

б) при цене нефти - 255,5 долл./т (35 долл./барр.) и цене бензина - 295,35 долл./т эффективность экспорта нефтепродуктов (бензина) превышает эффективность экспорта сырой нефти;

в) при цене на сырую нефть 328,5 долл./т (45 долл./барр.) и цене бензина 375,65 долл./т экспорт нефтепродуктов (бензина) является уже более эффективным, чем продажа бензина внутри России.

Результаты расчетов по сравнительной эффективности экспорта нефтепродуктов: дизельного топлива и мазута.

1) Экспорт мазута в диапазоне цен до 446 долл./т является наименее выгодным, более того при низких ценах до 86,2 долл./т мазута эффективность экспорта мазута является убыточной; в диапазоне цен от 86,2 до 111,9 долл./т эффективность экспорта мазута выходит на положительные показатели, однако, если цена превышает значение 111,9 долл., экспорт мазута вновь становится убыточным. Это объясняется тем, что в данном случае начинает действовать экспортная пошлина на нефтепродукты. Эффективность экспорта мазута вновь выходит на положительные значения при цене 137,6 долл./т и далее постоянно растет. При цене 446 долл./т экспорт мазута становится более эффективным, чем экспорт сырой нефти .

2) Экспорт дизельного топлива в диапазоне цен до 298,3 долл./т является менее выгодным, чем экспорт сырой нефти. В случае, если цена тонны дизельного топлива превышает названное значение, то экспорт дизельного топлива становится наиболее эффективным5.

Чистая прибыль, долл./т

335.0

285.0

235.0

185.0

135.0

85.0

35.0

-15,0

Рис. 4. Сравнительная эффективность экспорта нефтепродуктов:

----сырой нефти; —о— дизельного топлива;

----бензина; -о- темных нефтепродуктов

2 Справочно: по состоянию на 19 сентября 2006 г. цена мазута на европейском рынке составляла 321,26 долл./т.

3 Справочно: по состоянию на 19 сентября 2006 г. цена дизельного топлива на европейском рынке составляла 546,51 долл./т.

Стоимость тонны мазута и дизельного топлива на европейском рынке, долл./т

Сравнение отчетов о финансово-хозяйственной деятельности нефтегазовых компаний с полученными результатами позволяют констатировать: во-первых, наличие прямо неизмеримых рисков и барьеров выхода на рынки, а во-вторых, ориентацию нефтяных компаний, работающих в России, на краткосрочный результат. Подтверждением второго вывода, на наш взгляд, отчасти может служить сравнительная динамика инвестиций в основной капитал нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. Так, в 1995 г. доля инвестиций в нефтепереработку от общего объема инвестиций в нефтяную отрасль составляла 14,39%, а в 2003 г. данная доля снизилась до 12,29%. Правда, следует отметить, что в 2004 г. данный показатель составил - 15,97%.

С другой стороны, среднегодовые темпы роста инвестиций в нефтедобывающую отрасль в период с 1995 по 2004 гг. (в фактических ценах) несколько отставали от аналогичного показателя нефтеперерабатывающей отрасли, (в нефтедобыче данный показатель составил -34%, а в нефтепереработке - 41,82%). В то же время в 2004 г. инвестиции в основной капитал нефтеперерабатывающей отрасли в долларовом выражении составили величину 1,26 млрд. долл. По нашим оценкам, для того, чтобы повысить глубину переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах на 1%, необходимы инвестиции не менее 6 млрд. долл.

Кроме того, в последние годы усилия нефтяников в основном были сконцентрированы именно на добыче нефти, темпы роста которой, начиная с 2000 г. и до 2004 г., не опускались ниже 6% в год. Объем извлеченной нефти за период 2000-2005 гг. вырос с 324 до 470 млн. т. В 2005 г. по сравнению с 1995 г. объем добычи сырой нефти вырос на 53,09%. В 2005 г. произошло некоторое замедление темпов роста добычи (2,4%). Данное замедление было обусловлено происходившей в этот период реорганизацией нефтяной отрасли. В тоже время темпы роста первичной переработки нефти за этот период времени показывают более скромные результаты. В период с 2000 по 2004 гг. средние темпы роста объемов первичной переработки нефти не превышали 3%. Объемы первичной переработки нефти в период с 2000 по 2005 гг. выросли на 34 млн. т с 173 до 207 млн. т. В 2005 г. по сравнению с 1995 г. объемы первичной переработки выросли на 17,3%. Существенный рост темпов переработки произошел в 2005 г., тогда объемы переработки выросли на 6,1% (табл. 2).

4 Справочно: на сегодняшний день нефтеперерабатывающая промышленность России имеет суммарные мощности равные примерно 275,5 млн. т/год (27 нефтеперерабатывающих заводов — 263,5 млн. т; предприятия ОАО «Газпром» — 7 млн. т; 46 малотоннажных установок — 5 млн. т). Глубина переработки на российских заводах составляет около 70%.

таблица 2 в конце (поперечная)

Резкий рост темпов первичной переработки нефти в 2005 г. отчасти был вызван следующим обстоятельством. В этот период времени (2004-2005 гг.) цены на бензин на европейском рынке превысили значение в 295 долл./т. Расчеты показывают, что экспорт светлых нефтепродуктов (бензина и дизельного топлива) становится эффективнее экспорта сырой нефти при превышении вышеназванной цены (295 долл./т). Поскольку внутренний спрос на нефтепродукты в России ограничен (внутреннее потребление нефтепродуктов в 2005 г. составляло 109,8 млн. т - 53% объема переработки), то логичным становится наращивание объемов переработки с целью поставок дополнительно произведенных нефтепродуктов на мировой рынок5.

Срок окупаемости, лет

Цена бензина на европейском рынке, долл./т

Рис. 5. Эффективность инвестиций в нефтепереработку:

---продажа бензина внутри России;---экспорт бензина

Кроме того, расчеты показывают, что при низких ценах на нефть и нефтепродукты вложения в нефтеперерабатывающую отрасль были не вполне эффективными. Расчеты проведены исходя из того, что необходимые капиталовложения в строительство мощности по переработке 1 т в год равны 428,6 долл. (на примере, затрат на строительство нового НПЗ компании «Татнефть»). В случае, если завод ориентирован на экспорт нефтепродуктов, то первый приемлемый срок окупаемости инвестиций (менее 10 лет) наступает при уровне европейских цен на бензин - 295 долл./т. В случае ориентации завода на внутренний российский

5 Структура экспорта нефтепродуктов из России — 32,8% мазут, 41,1% бензин и дизельное топливо, 26,1% остальные нефтепродукты.

рынок этот же срок окупаемости (менее 10 лет) наступает при значениях цены в два раза ниже - 135 долл./т бензина.

Данная ситуация объясняется тем, что рентабельность производства и продажи бензина в России выше, чем в Европе, при относительно низких ценах (до 496,8 долл./т). Однако при росте цены выше данного уровня рентабельность производства бензина в России с последующей продажей в Европе превышает рентабельность внутрироссийских поставок. Текущий уровень цен на бензин обеспечит срок окупаемости менее 5 лет как для НПЗ, ориентированного на экспорт, так и для завода, ориентированного на внутренний рынок России.

Резюмируя, можно сделать вывод, что в общем плане современная система налогообложения нефтегазового сектора России не препятствует нормальному развитию его отраслей. Однако логичным шагом российских властей вполне могла бы стать дифференциация налоговых ставок, которая бы учитывала различные характеристики месторождений. В дальнейшем целесообразно провести аналогичные расчеты для газовой отрасли, включив туда дополнительные расходы по охране окружающей среды.

Приложение

Основные этапы и изменения в налогообложении нефтегазового сектора России

Налоги и платежи Первый этап 1992-1995 гг. Второй этап 1996-1998 гг. Третий этап 1999-2001 гг. Четвертый этап 2002-2003 гг. Пятый этан 2004-2005 гг.

Создание системы платного недропользования Усиление роли регионов в налоговой политики Эффективное трансфертное ценно образования Кардинальное реформирование системы налогообложения Повышения налоговой нагрузки

Специфические налоги и сборы

1. Акцизы

Акциз на природный газ - 30% 15 % (внутренние поставки и СНГ), 30 % (экспорт в дальнее зарубежье) 15 % (внутренние поставки и СНГ) 30 % (экспорт в дальнее зарубежье) отменен

Акциз на сырую нефть/газовый конденсат - 55 руб./т до 2001 г. 55 руб./т, с 2001 г. 66 руб./т - отменен

Акциз на высокооктановый бензин - в 1996 г. - 20%, в 1997 г. - 25%, в 1998 г. - 370 руб./т. в 1999 г. - 450 руб./т., в 2000 г. - 585 руб./т., в 2001 г. 1850 руб./т. в 2002 г. - 2072 руб./т., в 2003 г. - 3000 руб./т. с 1.01. 05 - 3629 руб./т.

Акциз на низкооктановый бензин - в 1996 г. - 20%, в 1997 г. - 25%, в 1998 г. - 290 руб./т. в 1999 г. - 350 руб./т., в 2000 г. - 455 руб./т., в 2001 г. 1350 руб./т. в 2002 г. - 1512 руб./т., в 2003 г. - 2190 руб./т. с 1.01. 05 - 2657 руб./т.

Акциз на дизельное топливо - - с 2001 г. - 550 руб./т. в 2002 г. - 616 руб./т., в 2003 г. - 890 руб./т. с 1.01. 05 - 1080 руб./т.

Акциз на смазочные материалы - - с 2001 г. - 1500 руб./т в 2002 г. - 1680 руб./т., в 2003 г. - 2440 руб./т. с 1.01. 05 - 2951 руб./т.

2. Экспортные пошлины

Экспортная пошлина на газ - - 1999 г. - 5%;€2.25/т., 2000 г. - 5%;€2.5/т., 2001 г. - 5;10% (в среднем 6.7%) 5% 30% таможенный цены на газ

Экспортная пошлина на сырую нефть €20/т. до 01.04.96; €10/т с 01.04.96 до отмены в 01.07.96. Различные ставки Евро/т. Долл. США/т, по формуле Долл. США/т, по формуле

Бензин (лёгкие дистилляты) - - 1999 г. - 5% €20/т; 2000 г. - €25/т;€32/т; 2001 г. - €39/т. 2002 г. - €25/т; 2003 г. - максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть

Газойль (дизельное топливо) - - 1999 г. - 5% €10/т; 2000 г. - €25/т;€32/т; 2001 г. - €39/т. 2002 г. - €25/т; 2003 г. - максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть

Керосин (средний нефтяной дистиллят) - - 1999 г. - 5%; €10/т. 2000 г. - €25/т;€32/т; 2001 г. - €39/т. 2002 г. - €25/т; 2003 г. - максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть

Мазут в 1996 г. - €16/т. - 1999 г. - 5%; €12/т; 2000 г. - €20/т;€27/т; 2001 г. - €20/т 2002 г. - €10/т; 2003 г. - максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть максимум 90% экспортной пошлины на сырую нефть

3. Налоги

Налог на добычу природного газа - Макс. 6-16% Макс. 6-16% Заменён налогом на добычу полезных ископаемых

Налог на воспроизводство запасов нефти и газа - 10% 10%

Лицензионный платёж за добычу сырой нефти (роялти) - Макс. 6-16 % Макс. 6-16 %

Налог на добычу полезных ископаемых - - - Ставка налога на добычу углеводородного сырья устанавливается в размере 16,5% налогооблагаемой базы, а для газового конденсата -17,5%.

Уровень мировых цен на нефть Средний Низкий Средний/высокий Высокий Очень высокий

Таблица 2

Динамика основных показателей развития нефтяной и нефтеперерабатывающей отрасли России

Показатель 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

Добыча, нефти включая газовый конденсат, млн. т 307 301 306 303 305 324 348 380 421 459 470

Экспорт сырой нефти, млн. т 115,6 125,6 115,6 137,3 134,8 144,9 161,8 190 223 258,1 252

Темпы роста экспорта, % 8,7 -8,0 18,8 -1,8 7,5 11,7 17,4 17,4 15,7 -2,4

Потребление сырой нефти внутри России, млн. т 191,4 175,4 190,4 165,7 170,2 179,1 186,2 190 198 200,9 218

Темпы роста добычи, % - -1,95 1,66 -0,98 0,66 6,23 7,41 9,20 10,79 9,03 2,40

Первичная переработка нефти, млн. т 182 176 177 164 169 173 179 185 190 195 207

Экспорт нефтепродуктов, млн. т 46,5 57 61,1 54,2 56,9 62,7 63,5 75,5 77,7 82,6 97

Темпы роста экспорта, % 22,6 7,2 -11,3 5,0 10,2 1,3 18,9 2,9 6,3 17,4

Потребление нефтепродуктов внутри России, млн. т 135,5 119 115,9 109,8 112,1 110,3 115,5 109,5 112,3 112,4 109,8

Темпы роста переработки, % - -3,30 0,57 -7,34 3,05 2,37 3,5 3,4 2,7 2,6 6,1

Средняя цена бензина на европейском рынке, долл./т 145,6 169,1 169,4 121,8 153,4 253,0 211,7 205,7 250,2 343,3 456,3

Источник: Росстат, расчеты автора.