Трубoпрoвoд «Вocтoчная Сибирь–Тихий oкеан» явилcя cтанoвым, нo лишь начальным этапoм рабoты рoccийcких нефтяникoв в oгрoмнoм региoне, экcпoртные вoзмoжнocти которого cтоль же колоccальны, как и он cам. Отразитcя ли на грандиозных планах «нефтянки» объявленный в июле переход c нулевой на льготную пошлину для меcторождений Сибири?
Следует cразу отметить, что cвежие изменения коcнулиcь вcей структуры экспортных пошлин, и они не могут не радовать добытчиков и переработчиков «черного золота». Россия с 1 июля снизила экспортную пошлину на нефть до 248,8 долл. за тонну. Соответствующее решение было принято Правительством страны. Прежний размер пошлины составлял 292 долл. за тонну.
Одновременно снижены экспортные пошлины на светлые нефтепродукты – с 209,1 до 179,9 долл. за тонну, на темные нефтепродукты – со 112,7 до 96,9 долл. за тонну. К светлым нефтепродуктам, на которые распространяются пошлины, относятся легкие дистилляты, средние дистилляты, газойли, бензол, толуол, ксилолы. К числу темных нефтепродуктов отнесены жидкие топлива, масла, отработанные нефтепродукты, нефтяной вазелин, минеральные воски и аналогичные продукты, нефтяной кокс, нефтяной битум и прочие остатки от переработки нефти или нефтепродуктов, полученных из битуминозных пород.
Однако, параллельно с «общим послаблением» была отменена нулевая пошлина на нефть для 22 месторождений Восточной Сибири, действовавшая с января по июнь 2010 года. В принципе, не так уж долго преференция и просуществовала, всего лишь
полгода. Но все это время между Минфином и Минэнерго шла дискуссия о целесообразности сохранения нулевой ставки для сибиряков. По расчетам финансистов, при ее продлении до конца года размер выпадающих из бюджета доходов мог вылиться в сумму 150 млрд. рублей. В свою очередь, Минэнерго отмечало, что разработка данных месторождений даст мультипликативный эффект и позволит развить смежные с нефтяной отрасли экономики.
В середине июня Правительство поставило точку в этом споре, внеся в Госдуму поправки в бюджет на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов, которые предусматривают переход с 1 июля 2010 года с нулевой на льготную пошлину для месторождений Восточной Сибири.
Разъяснение о том, что собой представляет льготная пошлина на нефть Восточной Сибири, дал на специально организованном для журналистов брифинге вице-премьер России Игорь Сечин.
По его словам, новый вариант методики устанавливает вывозные пошлины на нефть в размере 45% от положительной разницы между фактической ценой на «черное золото» и фиксированной ставкой в 50 долл. за баррель. При достижении нормы доходности свыше 15%, отметил вице-премьер, предлагается перейти на 100% взимание пошлины. Все это должно принести бюджету в качестве дополнительного дохода в 2010-2012 гг. около 353,2 млрд. рублей.
Одновременно главное финансовое ведомство страны подготавливает всех к росту налога на добычу полезных ископаемых. Увеличение НДПИ на газ и нефть должно принести в бюджет России 0,5% от ВВП дополнительного дохода, сообщил на конференции «Ренессанс Капитал» вице-премьер, глава Минфина РФ Алексей Кудрин.
«Задача балансирования финансовой политики на ближайшие 3 года говорит о том, что мы должны также пересмотреть некоторые позиции по НДПИ на газ и нефть. Наша задача по этим двум позициям – получить по полпроцента ВВП дополнительных доходов», – отметил Кудрин.
Он добавил, что данное увеличение не так велико, однако играет свою роль в процессе балансирования финансовой политики РФ. По словам Кудрина, сценарий увеличения НДПИ на газ и нефть сейчас рассматривается, и «мы, возможно, найдем по нему консенсус».
Скорее всего, именно он, растущий спрос на российскую нефть, и позволил руководству страны отступить от разрекламированных ранее преференций сибирским нефтяникам, рассчитанных на долгую перспективу, в пользу ближайшей, однако, вполне реальной экономической выгоды. В последнее время мировой спрос на ближневосточные марки нефти существенно сократился. Трейдеров больше привлекает новая марка – российская ESPO (из трубопровода ВСТО), которая значительно лучшего качества, нежели эталонная для азиатских импортеров марка Oman.
По американским стандартам, плотность ESPO – 34,7 градуса API с содержанием серы 0,53%. В то время как нефть марки Oman значительно более сернистая – 1,04% при плотности 33,3 градуса API. Естественно, российская нефть наиболее привлекательна для нефтепереработчиков, так как при переработке сырья удаление серы – сложный процесс, значительно повышающий себестоимость
топлива.
Из российского порта Козьмино (конечная точка трубопровода ВСТО) на азиатский рынок ежемесячно поставляется 9-12 танкеров сырой нефти. Следующие 10 плавучих цистерн в августе отгрузят компании «Роснефть» и «Сургутнефтегаз». Ощущая нарастающую конкуренцию на нефтяном рынке, ближневосточные добывающие компании ищут способы удержать заказчиков. Так, представители Abu Dhabi National Oil Company заявили, что готовы на основе долгосрочных контрактов увеличить объемы, продаваемые нефтепереработчикам.
Предпочтение трейдеров отражается на стоимости среднеазиатской нефти. Скидка на Oman с поставкой в августе выросла на 20 центов и достигла 1 долл. за баррель.
Поспособствовало ли «нулевое» значение экспортных пошлин хоть каким-то подвижкам в развитии нефтяного комплекса Сибири? Судить об этом крайне сложно, поскольку, прежде всего, сам период максимального благоприятствования оказался предельно коротким. Да и время для детального анализа еще не наступило. Тем не менее, выделим 2 информационных сообщения, относящихся к поднятой теме.
«Транснефть» намерена увеличить протяженность своей системы трубопроводов, инвестировав в строительство порядка 1 трлн. руб. Об этом заявил недавно вице-президент компании Владимир Кушнарев. По его словам, такая программа развития рассчитана до 2014 г., при этом протяженность системы увеличится на 11%.
Впрочем, никакой сенсации здесь нет – в планах у компании прокладка ВСТО-2, решение по которому принималось еще 4 года назад.
Кушнарев также отметил, что к 2015 г. прокачка нефти по системе достигнет 500 млн. тонн в год. По его информации, капитальные затраты компании на поддержание работы системы в 2010 г. планируются в объеме 80 млрд. руб., в 2011 г. – 90 млрд. руб., в 2012 г. – 40 млрд. руб., в 2013 г. – 38 млрд. руб. При этом он подчеркнул, что до 2014 г. «Транснефть» не планирует увеличивать объемы существующего долгового финансирования для реализации инвестиционных программ развития.
А вот еще информация. Иркутская нефтяная компания увеличила в первом полугодии добычу нефти и конденсата по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 88,7%, до 303 тысяч тонн. Причем, рост добычи отмечен на всех месторождениях компании.
Так, на Ярактинском в январе-июне добыто 251,5 тыс. тонн жидкого углеводородного сырья (УВС), что почти в 2 раза (на 94,2%) превышает показатели прошлого года. На Даниловском месторождении с начала года добыто 26,4 тыс. тонн (+67,1%). На Западно-Аянском месторождении, введенном в опытно-промышленную эксплуатацию в 2009 году, добыча также увеличилась в 1,5 раза – до 6,3 тыс. тонн.
Всего в 2010 году на месторождениях ООО «Иркутская нефтяная компания» планируется добыть 650 тыс. тонн нефти и конденсата. На конец года намечено подключение месторождений ИНК к магистральному нефтепроводу ВСТО, что значительно расширит возможности компании по объемам прокачки углеводородного сырья и в дальнейшем позволит кратно нарастить объемы добычи нефти и газового конденсата.
– Масштабный, перспективный и дорогостоящий проект трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан положил лишь начало нашей большой работе, – в этом уверен председатель совета Союза нефтегазопромышленников России Юрий Шафраник. – Намного важнее прокладки трубы – освоение разведанных на ее гигантском пути месторождений. Причем, месторождений очень ценных, однако расположенных в сложных географических и климатических зонах. Между тем, усилия, прилагаемые для освоения углеводородных кладовых, явно не достаточны. Ведь, кроме нефтегазового Ванкора (ориентированного преимущественно на западный рынок), мы за многие годы реально не освоили на линии ВСТО ни одного сколько-нибудь значимого месторождения.
Наряду с географическими, геологическими и прочими особенностями, а также колоссальными расстояниями и капиталовложениями особая специфика замысла заключается в том, что все разведанные месторождения не являются чисто газовыми или нефтяными. По агрегатному состоянию углеводороды здесь представлены и жидкостью, и газом, и конденсатом. Поэтому разработка и эксплуатация месторождений – очень сложное дело. Кроме того, неизбежен вопрос: что делать с попутным газом, другими попутными компонентами, например, гелием. То есть однозначно необходима комплексная программа освоения ресурсов.
Таким образом, прежде всего, надо приложить усилия к пуску первых нефтяных месторождений, к подготовке проектов комплексного освоения территории, к добыче газа и созданию нефтехимических и нефтегазохимических комплексов, способных производить качественный конечный продукт. Причем место этим комплексам не на побережье, а в районе добычи углеводородов. А это уже совершенно другие затраты.
Следовательно, предстоит решать ответственную политико-экономическую задачу: откуда и какого партнера пригласить, как и на каких условиях «встроить» его в дело, чтобы проект бесперебойно осуществлялся 10-20-30 – сколько угодно лет в интересах России, данного региона и, конечно, каждого партнера, вложившего сюда оборудование, финансовый и интеллектуальный капиталы. Разумеется, речь идет о задаче, за решение которой ответственность ложится на Правительство РФ. А время не ждет. Несмотря на усилия Правительства, действующие проекты не увязаны. И это – относительно простая проблема.
- Более сложные проблемы, – продолжает Юрий Шафраник, – касаются создания транспортной системы, строительства перерабатывающих и химических предприятий. Необходимость возведения мощных производственных комплексов понятна многим. Но толково приступить к делу не получается. Вот «Роснефть» проектирует, пытается обосновать параметры строительства комплекса стоимостью в несколько десятков миллиардов долларов. Уверен, такой проект должен рождаться на уровне, превышающем корпоративный, потому что это – капитальная государственная задача.
Кроме того, необходимо налоговую систему перенастроить так, чтобы она стимулировала развитие добычи на малых, истощенных месторождениях и использование фонда простаивающих скважин. Надо понимать, что при огромном спектре географических и экономических различий, наблюдаемых от Калининграда до Камчатки, нельзя пользоваться одной налоговой гребенкой. И вообще, решение этой проблемы должно во многом осуществляться на региональном уровне. Чтобы регионы имели исключительные возможности распоряжаться всем, что сегодня считается нерентабельным. А это, в первую очередь, именно те месторождения, которые я назвал.
Но сколько и где только об этом ни говорено – сдвиги мизерные. Есть изменения в части преференций при освоении новых газовых месторождений на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, вдоль новой трубопроводной системы. А для «малых и сирых» не сделано практически ничего. И не только в налоговой сфере. Кстати, чтобы выполнять функции технологическо-финансового локомотива экономики, для нефтегазового комплекса не так важны налоговые, как политико-экономические меры. Например, если мы пускаем в страну западные сервисные компании и, кроме того, даем им подряд на бурение скважин, то именно деньги наших нефтяников уходят на перевооружение этих компаний, на поставку ими нового оборудования из-за рубежа.
Кроме того, необходимо резко – в 2 раза – повысить эффективность наших компаний за счет выделения и специализации всех непрофильных активов. Наконец, нам нужно утверждать и продвигать собственные сервисные бренды и через них заказывать оборудование, им давать заказы. Альянсы с западными партнерами, обладающими высокими технологиями, возможны и нужны. Но это должен быть взаимовыгодный альянс, а не разбазаривание собственных ресурсов.
Вот в этих деталях и кроется «секрет» инновационного и модернизационного пробуждения импульса, который может дать нефтегазовый комплекс.
Следует cразу отметить, что cвежие изменения коcнулиcь вcей структуры экспортных пошлин, и они не могут не радовать добытчиков и переработчиков «черного золота». Россия с 1 июля снизила экспортную пошлину на нефть до 248,8 долл. за тонну. Соответствующее решение было принято Правительством страны. Прежний размер пошлины составлял 292 долл. за тонну.
Одновременно снижены экспортные пошлины на светлые нефтепродукты – с 209,1 до 179,9 долл. за тонну, на темные нефтепродукты – со 112,7 до 96,9 долл. за тонну. К светлым нефтепродуктам, на которые распространяются пошлины, относятся легкие дистилляты, средние дистилляты, газойли, бензол, толуол, ксилолы. К числу темных нефтепродуктов отнесены жидкие топлива, масла, отработанные нефтепродукты, нефтяной вазелин, минеральные воски и аналогичные продукты, нефтяной кокс, нефтяной битум и прочие остатки от переработки нефти или нефтепродуктов, полученных из битуминозных пород.
Однако, параллельно с «общим послаблением» была отменена нулевая пошлина на нефть для 22 месторождений Восточной Сибири, действовавшая с января по июнь 2010 года. В принципе, не так уж долго преференция и просуществовала, всего лишь
полгода. Но все это время между Минфином и Минэнерго шла дискуссия о целесообразности сохранения нулевой ставки для сибиряков. По расчетам финансистов, при ее продлении до конца года размер выпадающих из бюджета доходов мог вылиться в сумму 150 млрд. рублей. В свою очередь, Минэнерго отмечало, что разработка данных месторождений даст мультипликативный эффект и позволит развить смежные с нефтяной отрасли экономики.
В середине июня Правительство поставило точку в этом споре, внеся в Госдуму поправки в бюджет на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов, которые предусматривают переход с 1 июля 2010 года с нулевой на льготную пошлину для месторождений Восточной Сибири.
Льгота – не «ноль», но все же…
Разъяснение о том, что собой представляет льготная пошлина на нефть Восточной Сибири, дал на специально организованном для журналистов брифинге вице-премьер России Игорь Сечин.
По его словам, новый вариант методики устанавливает вывозные пошлины на нефть в размере 45% от положительной разницы между фактической ценой на «черное золото» и фиксированной ставкой в 50 долл. за баррель. При достижении нормы доходности свыше 15%, отметил вице-премьер, предлагается перейти на 100% взимание пошлины. Все это должно принести бюджету в качестве дополнительного дохода в 2010-2012 гг. около 353,2 млрд. рублей.
Одновременно главное финансовое ведомство страны подготавливает всех к росту налога на добычу полезных ископаемых. Увеличение НДПИ на газ и нефть должно принести в бюджет России 0,5% от ВВП дополнительного дохода, сообщил на конференции «Ренессанс Капитал» вице-премьер, глава Минфина РФ Алексей Кудрин.
«Задача балансирования финансовой политики на ближайшие 3 года говорит о том, что мы должны также пересмотреть некоторые позиции по НДПИ на газ и нефть. Наша задача по этим двум позициям – получить по полпроцента ВВП дополнительных доходов», – отметил Кудрин.
Он добавил, что данное увеличение не так велико, однако играет свою роль в процессе балансирования финансовой политики РФ. По словам Кудрина, сценарий увеличения НДПИ на газ и нефть сейчас рассматривается, и «мы, возможно, найдем по нему консенсус».
Растущий спрос
Скорее всего, именно он, растущий спрос на российскую нефть, и позволил руководству страны отступить от разрекламированных ранее преференций сибирским нефтяникам, рассчитанных на долгую перспективу, в пользу ближайшей, однако, вполне реальной экономической выгоды. В последнее время мировой спрос на ближневосточные марки нефти существенно сократился. Трейдеров больше привлекает новая марка – российская ESPO (из трубопровода ВСТО), которая значительно лучшего качества, нежели эталонная для азиатских импортеров марка Oman.
По американским стандартам, плотность ESPO – 34,7 градуса API с содержанием серы 0,53%. В то время как нефть марки Oman значительно более сернистая – 1,04% при плотности 33,3 градуса API. Естественно, российская нефть наиболее привлекательна для нефтепереработчиков, так как при переработке сырья удаление серы – сложный процесс, значительно повышающий себестоимость
топлива.
Из российского порта Козьмино (конечная точка трубопровода ВСТО) на азиатский рынок ежемесячно поставляется 9-12 танкеров сырой нефти. Следующие 10 плавучих цистерн в августе отгрузят компании «Роснефть» и «Сургутнефтегаз». Ощущая нарастающую конкуренцию на нефтяном рынке, ближневосточные добывающие компании ищут способы удержать заказчиков. Так, представители Abu Dhabi National Oil Company заявили, что готовы на основе долгосрочных контрактов увеличить объемы, продаваемые нефтепереработчикам.
Предпочтение трейдеров отражается на стоимости среднеазиатской нефти. Скидка на Oman с поставкой в августе выросла на 20 центов и достигла 1 долл. за баррель.
Об инвестициях
Поспособствовало ли «нулевое» значение экспортных пошлин хоть каким-то подвижкам в развитии нефтяного комплекса Сибири? Судить об этом крайне сложно, поскольку, прежде всего, сам период максимального благоприятствования оказался предельно коротким. Да и время для детального анализа еще не наступило. Тем не менее, выделим 2 информационных сообщения, относящихся к поднятой теме.
«Транснефть» намерена увеличить протяженность своей системы трубопроводов, инвестировав в строительство порядка 1 трлн. руб. Об этом заявил недавно вице-президент компании Владимир Кушнарев. По его словам, такая программа развития рассчитана до 2014 г., при этом протяженность системы увеличится на 11%.
Впрочем, никакой сенсации здесь нет – в планах у компании прокладка ВСТО-2, решение по которому принималось еще 4 года назад.
Кушнарев также отметил, что к 2015 г. прокачка нефти по системе достигнет 500 млн. тонн в год. По его информации, капитальные затраты компании на поддержание работы системы в 2010 г. планируются в объеме 80 млрд. руб., в 2011 г. – 90 млрд. руб., в 2012 г. – 40 млрд. руб., в 2013 г. – 38 млрд. руб. При этом он подчеркнул, что до 2014 г. «Транснефть» не планирует увеличивать объемы существующего долгового финансирования для реализации инвестиционных программ развития.
А вот еще информация. Иркутская нефтяная компания увеличила в первом полугодии добычу нефти и конденсата по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 88,7%, до 303 тысяч тонн. Причем, рост добычи отмечен на всех месторождениях компании.
Так, на Ярактинском в январе-июне добыто 251,5 тыс. тонн жидкого углеводородного сырья (УВС), что почти в 2 раза (на 94,2%) превышает показатели прошлого года. На Даниловском месторождении с начала года добыто 26,4 тыс. тонн (+67,1%). На Западно-Аянском месторождении, введенном в опытно-промышленную эксплуатацию в 2009 году, добыча также увеличилась в 1,5 раза – до 6,3 тыс. тонн.
Всего в 2010 году на месторождениях ООО «Иркутская нефтяная компания» планируется добыть 650 тыс. тонн нефти и конденсата. На конец года намечено подключение месторождений ИНК к магистральному нефтепроводу ВСТО, что значительно расширит возможности компании по объемам прокачки углеводородного сырья и в дальнейшем позволит кратно нарастить объемы добычи нефти и газового конденсата.
Нужны не льготы, а программа
– Масштабный, перспективный и дорогостоящий проект трубопровода Восточная Сибирь – Тихий океан положил лишь начало нашей большой работе, – в этом уверен председатель совета Союза нефтегазопромышленников России Юрий Шафраник. – Намного важнее прокладки трубы – освоение разведанных на ее гигантском пути месторождений. Причем, месторождений очень ценных, однако расположенных в сложных географических и климатических зонах. Между тем, усилия, прилагаемые для освоения углеводородных кладовых, явно не достаточны. Ведь, кроме нефтегазового Ванкора (ориентированного преимущественно на западный рынок), мы за многие годы реально не освоили на линии ВСТО ни одного сколько-нибудь значимого месторождения.
Наряду с географическими, геологическими и прочими особенностями, а также колоссальными расстояниями и капиталовложениями особая специфика замысла заключается в том, что все разведанные месторождения не являются чисто газовыми или нефтяными. По агрегатному состоянию углеводороды здесь представлены и жидкостью, и газом, и конденсатом. Поэтому разработка и эксплуатация месторождений – очень сложное дело. Кроме того, неизбежен вопрос: что делать с попутным газом, другими попутными компонентами, например, гелием. То есть однозначно необходима комплексная программа освоения ресурсов.
Таким образом, прежде всего, надо приложить усилия к пуску первых нефтяных месторождений, к подготовке проектов комплексного освоения территории, к добыче газа и созданию нефтехимических и нефтегазохимических комплексов, способных производить качественный конечный продукт. Причем место этим комплексам не на побережье, а в районе добычи углеводородов. А это уже совершенно другие затраты.
Следовательно, предстоит решать ответственную политико-экономическую задачу: откуда и какого партнера пригласить, как и на каких условиях «встроить» его в дело, чтобы проект бесперебойно осуществлялся 10-20-30 – сколько угодно лет в интересах России, данного региона и, конечно, каждого партнера, вложившего сюда оборудование, финансовый и интеллектуальный капиталы. Разумеется, речь идет о задаче, за решение которой ответственность ложится на Правительство РФ. А время не ждет. Несмотря на усилия Правительства, действующие проекты не увязаны. И это – относительно простая проблема.
По силам государству
- Более сложные проблемы, – продолжает Юрий Шафраник, – касаются создания транспортной системы, строительства перерабатывающих и химических предприятий. Необходимость возведения мощных производственных комплексов понятна многим. Но толково приступить к делу не получается. Вот «Роснефть» проектирует, пытается обосновать параметры строительства комплекса стоимостью в несколько десятков миллиардов долларов. Уверен, такой проект должен рождаться на уровне, превышающем корпоративный, потому что это – капитальная государственная задача.
Кроме того, необходимо налоговую систему перенастроить так, чтобы она стимулировала развитие добычи на малых, истощенных месторождениях и использование фонда простаивающих скважин. Надо понимать, что при огромном спектре географических и экономических различий, наблюдаемых от Калининграда до Камчатки, нельзя пользоваться одной налоговой гребенкой. И вообще, решение этой проблемы должно во многом осуществляться на региональном уровне. Чтобы регионы имели исключительные возможности распоряжаться всем, что сегодня считается нерентабельным. А это, в первую очередь, именно те месторождения, которые я назвал.
Но сколько и где только об этом ни говорено – сдвиги мизерные. Есть изменения в части преференций при освоении новых газовых месторождений на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, вдоль новой трубопроводной системы. А для «малых и сирых» не сделано практически ничего. И не только в налоговой сфере. Кстати, чтобы выполнять функции технологическо-финансового локомотива экономики, для нефтегазового комплекса не так важны налоговые, как политико-экономические меры. Например, если мы пускаем в страну западные сервисные компании и, кроме того, даем им подряд на бурение скважин, то именно деньги наших нефтяников уходят на перевооружение этих компаний, на поставку ими нового оборудования из-за рубежа.
Кроме того, необходимо резко – в 2 раза – повысить эффективность наших компаний за счет выделения и специализации всех непрофильных активов. Наконец, нам нужно утверждать и продвигать собственные сервисные бренды и через них заказывать оборудование, им давать заказы. Альянсы с западными партнерами, обладающими высокими технологиями, возможны и нужны. Но это должен быть взаимовыгодный альянс, а не разбазаривание собственных ресурсов.
Вот в этих деталях и кроется «секрет» инновационного и модернизационного пробуждения импульса, который может дать нефтегазовый комплекс.
Владимир Баранов
