СНГ: ключевые тенденции в нефтепереработке России и Беларуси

Россия и Беларусь позиционируют модернизацию и увеличение производственной способности нефтеперерабатывающих предприятий в качестве одного из ведущих приоритетов диверсификации экономики.

Россия входит в число ведущих производителей нефтепродуктов в мире. Отрасль объединяет на сегодня более 30 крупных комплексов с объемами переработки более 1 млн. т нефти, а совокупные установленные мощности НПЗ в 2012 г. составили 289,4 млн. т. По данному показателю Россия находится на 3 месте в мире после США и Китая.

В последние годы наблюдается положительная динамика роста производственных показателей отрасли. В частности, по данным Минэнерго РФ, первичная переработка нефтяного сырья на российских НПЗ в 2012 г. достигла 265,7 млн. т, увеличившись на 4,5% по сравнению с 2011 г.

Динамика изменения объемов первичной переработки нефти и экспорта нефтепродуктов в РФ, млн. т

Примечание: данные Минэнерго РФ, прогноз долгосрочного социально-экономического развития РФ до 2030 г.

Вместе с тем, нефтеперерабатывающая отрасль России по-прежнему характеризуется значительным износом основных производственных фондов, а также низкой глубиной переработки нефти. Также можно констатировать сохранение неэффективной территориальной структуры имеющихся перерабатывающих мощностей и общей логистики поставок готовой продукции. В частности, по коэффициенту сложности Нельсона Россия серьезно отстает от ведущих производителей нефтепродуктов. Индекс NCI для НПЗ США достигает 9,6, Европы – 6,5, тогда как у российских НПЗ – в среднем не более 5,1. При этом глубина переработки на НПЗ России по итогам 2012 г. составляла в среднем 71,2% (в США – 96%, в Европе – от 85 до 93%), несмотря на модернизацию ряда производств. Ввиду этого в российской нефтепереработке прослеживается серьезный дисбаланс производства светлых и темных нефтепродуктов в пользу последних, несмотря на предпринимаемые на государственном уровне меры. Отраслевые компании ориентируются главным образом на производство мазута и дизельного топлива при сравнительно небольшом выходе бензиновых фракций – это является последствием преобладания первичных процессов переработки и отражает технологическую отсталость российских НПЗ.

Например, если по итогам 2012 г. производство бензинов составило 38,14 млн. т (из которых 92,6% пришлось на АИ-92 и выше), то дизельного топлива – 69,7 млн. т (в том числе с содержанием серы до 0,05% – 78,2%), топочного мазута – 74,1 млн. т. Наглядно видно, что благодаря высоким ценам на сырую нефть производство мазута сохраняет достаточно высокую рентабельность – увеличение его объемов производства с 2008 г. по 2012 г. составило 10,5 млн. т. Для сравнения: производство бензинов за этот же период увеличилось на 2,6 млн. т, дизельного топлива – на 0,9 млн. т. Таким образом, структура производства нефтепродуктов российскими НПЗ в настоящее время не соответствует структуре спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке – при производстве высокооктановых бензинов в объемах едва удовлетворяющих внутренний спрос производится избыточный объем дизельного топлива и мазута.

Российские НПЗ имеют четкую ориентацию на внутренний рынок. Основными экспортными нефтепродуктами ос-таются мазут и дизельное топливо, в значительно меньшей степени – прямогонный бензин. Подавляющее большинство предприятий по-прежнему далеко от возможности поставлять на европейские и американские рынки нефтепродукты, пригодные для конечного потребления. Т. е. из-за невысокого качества экспортируемых нефтепродуктов они в основном используются либо в качестве сырья для переработки, либо в качестве продукции, удовлетворяющей потребностям исключительно рынков развивающихся стран. При этом подобная конфигурация экспорта нефтепродуктов в сложившихся ценовых, налоговых и тарифно-таможенных условиях по-прежнему выгодна нефтяным компаниям России. Ситуацию наглядно иллюстрируют следующие статданные. По оценкам Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ, экспорт нефтепродуктов в 2012г. составил 137,95 млн. т на $103,43 млрд.  При этом в физическом выражении экспорт жидкого топлива (мазута) составил 75,95 млн. т, дизельного топлива – 35,4 млн. т, которые позиционируются импортерами, прежде всего европейскими НПЗ, как сырье для переработки, а не в качестве конечного продукта, в том числе ввиду ужесточения экологических требований. Для сравнения: поставки на внешние рынки российского автомобильного бензина не превысили 3,06 млн. т.

Обращает на себя внимание негативное влияние на отрасль деятельности от 100 до 200 мини-НПЗ, из которых только 80 зарегистрированы официально. По оценкам АО “Транснефть”, эти предприятия используют для переработки порядка 10 млн. т нефти в год (официально – 3,2 млн. т), выпуская преимущественно низкокачественные первичные нефтепродукты. В ряде случаев выявлялись факты нелегального отбора отдельными мини-НПЗ сырой нефти из магистральных нефтепроводов, взамен которых закачивались фактически “отходы” переработки. Принимая во внимание падение качества российской нефти, прежде всего ввиду увеличения доли высокосернистых поставок, подобная ситуация в состоянии крайне негативно сказаться на возможностях обеспечения отдельных крупных НПЗ достаточными объемами приемлемой для их технологической конфигурации сырой нефти.

Правда, в декабре 2009 г. было принято постановление правительства РФ “О порядке подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и (или) нефтепродуктопроводам и учета НПЗ в РФ”, которое обязало компании, подключающиеся к трубопроводам, информировать АО “Транснефть” о производимом сырье. Кроме того, введены новые технические регламенты по топливам, ожидается ужесточение налогового и тарифного режима производства низкокачественных нефтепродуктов, на которые и ориентируются мини-НПЗ. Эти меры, согласно экспертным оценкам, в обозримой перспективе позволят сформировать неблагоприятные условия для их функционирования и привести к закрытию значительной части мини-НПЗ. Между тем, в настоящее время действует введенный с 1 октября 2011 г. налоговый режим “60-66-90”, целью кото-рого ставится ребалансировка налоговой нагрузки между добычей нефти и нефтепереработкой. В частности, экспортная пошлина на нефть была снижена на 5%. до 60%, пошлины на темные и светлые нефтепродукты унифицированы на уровне 66% от пошлины на нефть. Позже новый налоговый режим был дополнен заградительной пошлиной на бензины в 90% от пошлины на нефть, которая первоначально позиционировалась как временное решение для стабилизации ситуации в рамках топливного кризиса 2011 г. Пошлина на темные нефтепродукты в рамках новой модели была резко увеличена на 26 п. п., с 1 января 2015 г. ее ставка будет доведена до уровня пошлины на нефть. По оценкам российского правительства, подобный шаг позволит в среднесрочной перспективе резко снизить рентабельность производства и экспорта топочного мазута. Кроме того, в июле 2011 г. 12 российских нефтегазовых компаний подписали с ФАС РФ, Ростехнадзором и Росстандартом “принудительные” соглашения о модернизации НПЗ и постепенном переходе до конца 2015 г. к производству более качественных видов нефтепродуктов. В частности, согласно техническому регламенту, который был одобрен вследствие этих договоренностей, с 1 января 2013 г. в стране был запрещен оборот топлива стандарта Евро-2. Выпуск нефтепродуктов стандарта Евро-3 ограничивается периодом до 31 декабря 2014 г., Евро-4 – до 31 декабря 2015 г. В настоящее время выработку моторных топлив стандарта Евро-5 полностью перешли лишь предприятия группы “ЛУКойл”.

Выравнивание пошлин и четкий сигнал к собственникам производств о резком ухудшении налоговой ситуации с темными нефтепродуктами в целом обеспечили экономические стимулы к модернизации НПЗ, в том числе в рамках административного давления через указанные выше “принудительные” четырехсторонние соглашения. В ближайшие годы российские НПЗ намерены реализовать масштабные планы по модернизации производства нефти, причем максимальные инвестиционные вложения придутся на 2014-2015 гг. В рамках модернизации отрасли правительство РФ ожидает увеличения средней глубины переработки нефти не менее чем в 80%, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55% до 72%.

Согласно прогнозу долгосрочного социально-экономи-ческого развития РФ до 2030 г., производство бензина увеличится к 2020 г. на 16-34%, к 2030 г. – на 32-62% относительно уровня 2011 г., мазута – сократится соответственно на 34-37% и 68-73% в зависимости от сценариев развития ситуации. В то же время, к 2020 г. внутреннее потребление бензина увеличится на 12-25%, к 2030 г. – 28-50%, а сокращение потребления мазута достигнет 13-22% в зависимости от сценарного варианта. На протяжении всего прогнозного периода будет иметь место рост внутреннего потребления моторных топлив и сокращение экспорта общих объемов нефтепродуктов при снижении объемов нефтепереработки (с учетом падения добычи нефти в РФ). В частности, по базовому варианту указанного выше прогноза переработка нефти в 2020 г. планируется на уровне 254 млн. т, в 2025 г. – 256 млн. т с последующей стабилизацией на этом уровне до 2030 г. Спрос внутреннего рынка на нефтепродукты прогнозируется с ростом при снижении объемов экспорта. Темп роста внутреннего спроса в 2020 г. на автобензин и дизельное топливо составит 126%, в 2030 г. – 148% к уровню 2011 г. Потребление топочного мазута сократится к 2020 г. на 16%, к 2030 г. – на 22% к уровню 2011 г. Однако экспорт нефтепродуктов сократится до 117,5 млн. т в 2020 г. со снижением к 2030 г. до 104 млн. т, причем экспорт топочного мазута продемонстрирует сжатие соответственно на 42% и 94% по отношению к 2011 г. В структуре экспорта нефтепродуктов доля светлых нефтепродуктов в 2020 г. составит более 47%, в 2030 г. – около 70%.

В рамках базового сценария развития отрасли прогнозируется завершение строительства нового нефтеперера-батывающего и нефтехимического комплекса в Нижнекамске (Татарстан), строительство нового НПЗ к 2020 г. на одном из конечных пунктов нефтепроводов таможенной территории РФ производственной мощностью по первичной переработке нефти 6 млн. т, а также НПЗ регионального значения в отдельных субъектах Российской Федерации. В результате реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающих заводов глубина переработки нефти вырастет до 80,2% в 2020 г. и 91,4% к 2030 г.

С учетом проектов реконструкции и строительства новых нефтеперерабатывающих предприятий инвестиции в основной капитал за 2012-2030 гг. ожидаются в более чем $250 млрд. т. Согласно официальным данным Минэнерго РФ, капиталовложения в нефтепереработку в 2013 г. прогнозируются на уровне около $11,44 млрд. Это практически вдвое выше объема инвестиций ($6,2 млрд.), вложенных в отрасль в 2012 г., когда на российских НПЗ в совокупности были введены в эксплуатацию 15 новых и реконструированных установок. Одним из крупнейших инвесторов в среднесрочной перспективе выступит “Роснефть”, которая до 2016 г. планирует инвестировать в нефтепереработку около $17,5 млрд. по сравнению с $8 млрд. с 2008 г. по 2012 г. Также стоит учитывать, что в рамках действующего налогового режима нефтеперерабатывающая отрасль России фактически получила дополнительный канал государственного субсидирования. По оценкам правительства РФ, из-за действия режима “60-66-90” выпадающие доходы федерального бюджета ежегодно составляют порядка $4 млрд., которые, как ожидаются, будут реинвестироваться в нефтепереработку.

На сегодня можно констатировать строительство новых наиболее крупных перерабатывающих мощностей на таких НПЗ, как Краснодарский – 5 млн. т дополнительно к уже установленным, Антипинский – 3,7 млн. т, Афипский – 6 млн. т, Новошахтинский – 4,5 млн. т, ТАНЕКО – 7 млн. т, Яйский – 6 млн. т. При этом в конце 2012 г. – начале 2013 г. были введены первые очереди ТАНЕКО и Яйского НПЗ. В июне 2013 г. завершена реализация проекта модернизации принадлежащего “Роснефти” Туапсинского НПЗ, которая позволила увеличить его мощность на 7,6 млн. т до 12 млн. т.

Вместе с тем, рост объемов производства и экспорта топочного мазута в 2012 г. – результат прямо противоположный тому, что ожидало российское правительство, вводя новую модель экспортных пошлин. В частности, в ней не полностью было учтено влияние изменения стоимости сырой нефти и нефтепродуктов на мировых рынках. Фактически апробированная модель недостаточно эффективно работает при стоимости сырой нефти выше $80-90/барр. При высоких ценах первичная переработка, в том числе и на мини-НПЗ, остается выгодней экспорта нефти.

Действующие экспортные пошлины не принимают во внимание качество нефтепродуктов. Например, ставка для высокооктанового и прямогонного бензина – одна и та же. Кроме того, правительство РФ с 2013 г. ориентируется на постепенное повышение ставок акцизов на бензины стандарта Евро-4 и Евро-5. Так, по оценкам Минфина РФ, к 2015 г. ставка на Евро-4 вырастет с 8960 руб. до 10358 руб., на Евро-5 – с 5750 руб. до 6223 руб. Это может выступить не только в качестве одного из факторов роста цен на них, но и снизит общую рентабельность инвестиций в создание новых мощностей. Однако, принимая во внимание запрет на оборот бензинов Евро-2 и Евро-3, производители ограничены в выборе доступных опций для снижения финансового прессинга.

В данном контексте недостаточная готовность ряда отраслевых компаний к инвестированию в модернизацию обуславливается во многом тем, что российские НПЗ, несмотря на технологическую отсталость, удаленность от основных рынков сбыта и неэффективную логистику, имеют сейчас рентабельность 2-3 раза выше, чем в среднем по Европе (оценки Минэнерго РФ). Объясняется это, в первую очередь, разницей в экспортных пошлинах на сырую нефть и нефтепродукты. Действующая практика субсидирования пошлин на нефтепродукты относительно пошлин на нефть более чем компенсирует российским НПЗ отставание в технологической оснащенности, конфигурации и логистике. Кроме того, собственниками ведущих российских НПЗ являются вертикально интегрированные нефтегазовые компании (ВИНК), что позволяет получать им значительные ценовые преференции при давальческой переработке поставляемого материнскими компаниями углеводородного сырья.

В текущих условиях для НПЗ выгодно инвестировать не столько в глубину переработки сырья, сколько в его очистку для достижения требуемых стандартов Евро (учитывая, что модернизация требует продолжительного срока окупаемости и высокого объема капитальных затрат). Как следствие, ввод крупных установок каталитического крекинга и гидрокрекинга, направленного на повышение выхода качественных дизельных и бензиновых фракций, начнется только с 2015 г.

Однако стоит отметить, что повышение ставки экспортной пошлины на бензины фактически привело к значи-тельному снижению инвестиционной привлекательности расширения мощностей по выпуску светлых нефтепродуктов, прежде всего качественных бензинов. В частности, по информации энергетического центра “Сколково”, средний российский нефтеперерабатывающий завод из-за худших возможностей выхода на экспортные каналы и более низкого качества продукции проигрывает в доходности среднему крекинговому (бензиновому) европейскому НПЗ около $83/т перерабатываемой продукции. В результате модернизация российских НПЗ под выпуск бензиновых фракций (строительство установок каталитического крекинга, алкилирования и замедленного коксования) будет экономически обоснована для производств, ориентирующихся на внутренний рынок, а не на экспортные поставки. Кроме того, увеличение объемов производства бензинов при высоких заградительных экспортных пошлинах подразумевает снижение внутренних цен на эти нефтепродукты, что не отвечает интересам производителей. При этом в результате запрета Евро-3 и отставания процесса модернизации от внедрения ограничивающих норм предложение соответствующих техрегламенту моторных топлив на внутреннем рынке в 2014 г. может сократиться примерно на 600-800 тыс. т – подобный вариант приведет к формированию дефицита качественных бензинов вплоть до середины 2015 г. В подобных условиях опция отказа от повышенной заградительной пошлины на бензины для усиления стимулов инвестирования в их производство представляется достаточно проблемной для правительства, в том числе ввиду опасений неконтролируемого роста внутренних цен на моторное топливо.

На фоне дисбаланса между пошлинами сегодня фактически отмечается искусственная поддержка производства дизельного топлива, которое в России традиционно производится в избыточных количествах, – данное обстоятельство, вероятно, также не было изначально четко просчитано российским правительством при формулировании принципов политики “60-66-90”. В результате НПЗ, ориентирующиеся на экспорт, по всей видимости, будут вынуждены специализироваться на расширении производства дизельного топлива соответствующих стандартов Евро через массовый ввод в строй установок гидроочистки и гидрокрекинга. Но даже при таких сценарных дисбалансах излишнее предложение автобензина после завершения модернизации основных российских НПЗ в состоянии достичь к 2020 г. около 10 млн. т, экспорт которых представляется затруднительным в условиях товарной загруженности ведущих экспортных рынков, прежде всего европейского. Здесь российские производители могут составить существенную конкуренцию для казахстанских НПЗ, в том числе через поставки излишек бензина, не отвечающего российским стандартам, в Казахстан по демпинговым ценам.

Тем не менее, согласно оценкам ряда отраслевых игроков (“ЛУКойл” и др.), российские НПЗ ввиду ограниченности выделенного правительством страны времени для модернизации вряд ли сумеют к 2015 г. резко снизить производство темных нефтепродуктов, так как именно к этому времени ожидается уравнивание ставок экспортных пошлин на темные нефтепродукты со ставками на нефть. Подобная ситуация в состоянии вынудить российские власти продлить действие политики “60-66-90” как минимум до 2017-2018 гг., что уже сейчас активно обсуждается в кулуарах. Однако дополнительным ограничителем в состоянии выступить взятые Россией обязательства по линии ВТО, в том числе подразумевающие прекращение или резкое сокращение прямых и косвенных субсидий предприятиям нефтеперерабатывающей отрасли.

По всей видимости, российские компании недостаточно четко просчитывают экономическую целесообразность проектов модернизации НПЗ и уровня маржи переработки при разных сценариях налогового и таможенно-тарифного режима, ценовой конъюнктуры на мировом рынке нефти. Данное обстоятельство касается и оценок производителями возможных рисков сбыта нефтепродуктов на внутреннем и внешних рынках после завершения модернизации нефтеперерабатывающей отрасли. В частности, резкое долгосрочное падение стоимости сырой нефти под давлением тех или иных факторов в состоянии не только критически снизить маржу, но и поставить под вопрос финансовую целесообразность модернизации отраслевых предприятий и привести к операционной убыточности ряда НПЗ. По информации энергетического центра “Сколково”, в условиях системы “60-66-90” экономика строительства расположенного на границе простого НПЗ, работающего на легкой нефти и имеющего относительно более высокий выход светлых нефтепродуктов, положительна при стоимости Urals свыше $80/барр. Российские эксперты указывают на то, что по мере удаления от границы “устойчивость” НПЗ ухудшается, вместе с этим увеличивается пороговая цена рентабельности. Например, строительство НПЗ в Западной Сибири оправдано лишь при стоимости Urals выше $160/барр.

Большинство компаний отрасли не имеет также четкого стратегического планирования и представления о том, каким будет налоговый и таможенно-тарифный режим после 2016-2017 гг., от которого напрямую зависит целесообразность реализуемых проектов модернизации и расширения ведущих НПЗ. Стимулировать продолжение масштабных инвестиций в переработку в отсутствие ясности по долгосрочным “правилам игры”, определяемым государством, сложно.

В ходе потенциальной реализации государством мер по выравниванию пошлин на нефть и нефтепродукты значительная часть НПЗ может столкнуться с отрицательной рентабельностью деятельности и окажутся под угрозой остановки ввиду ниже проектной загрузки мощностей. В данном контексте важно учитывать, что даже при существующей относительно благоприятной конъюнктуре большинство проектов остается рентабельными лишь при условии сохранения субсидий в нефтеперерабатывающую отрасль.

Остается высокой вероятность сценария создания в России избыточных нефтеперерабатывающих мощностей. Так, технологические мощности первичной переработки нефти к 2020 г. могут достичь, согласно экспертным оценкам, 294-296 млн. т, то есть значительная часть которых будет недозагружена сырьем. Среди прочего, намечающийся приоритет на более активное инвестирование в строительство на НПЗ гидрокрекинговых установок приведет к увеличению мощностей по производству дизельного топлива до 105-110 млн. т и росту его экспорта до 65-67 млн. т к 2020 г. Подобные объемы вряд ли будут востребованы к тому времени в Европе, ключевом рынке сбыта российского дизельного топлива. В этом плане немаловажно, что реализация планов модернизации отрасли в состоянии оказать негативный эффект на среднесрочные возможности России по экспорту сырой нефти и загрузке имеющихся нефтеэкспортных трубопроводов, учитывая возможное сокращение нефтедобычи в стране. При этом качественные показатели новых запасов жидких углеводородов достаточно низки, нефть в них, в большинстве своем, с повышенным содержанием парафинов, высокосернистая и вязкая, что увеличивает износ эксплуатационного оборудования, затрудняет ее транспортировку, требует больших усилий для ее переработки.

Беларусь в последние годы неожиданно вошла в число региональных лидеров по объему производства нефте-продуктов и темпам модернизации мощностей на НПЗ. Во многом столь активное внимание белорусских властей к нефтепереработке обуславливается тем, что отрасль носит стратегический характер для Беларуси, обеспечивая до 32% ежегодных экспортных поступлений страны. По данным Совмина Беларуси, нефтепереработка в стране в 2012 г. выросла на 5,7% больше в годовом выражении до 21,7 млн. т нефти: в частности, объем первичной переработки нефти на Мозырском НПЗ составил 11,09 млн. т, “Нафтане” (Новополоцкий НПЗ) – 10,6 млн. т. Причем глубина переработки на белорусских НПЗ составляет пока не более 70,5%, фактически соответствуя аналогичному показателю в среднем по России. С точки зрения товарной номенклатуры производство бензинов в стране в 2012 г. составило 3,73 млн. т (+18,9% по сравнению с 2011 г.), дизельного топлива – 10,45 млн. т (+16,7%), топочного мазута – 6,99 млн. т (-17,1%). Вместе с тем, в январе-апреле объем производства бензинов вырос по сравнению с аналогичным периодом 2012 г. на 12,6% до 1,41 млн. т, мазута – на 3,2% до 2,47 млн. т, дизельного топлива – сократился на 31,1% до 2,68 млн. т. Одной из причин падения выработки дизельного топлива стала угроза введения антидемпинговых пошлин со стороны Украины, которая является крупнейшим рынком сбыта для Беларуси, а также переориентация НПЗ на выпуск бензинов ввиду увеличения спроса со стороны России.

С 2011-2012 гг. белорусские НПЗ полностью перешли на выпуск моторных топлив категории Евро-4 и Евро-5. Таким образом, Беларусь по готовности выпускать топливо стандарта Евро-5 опережает одобренный Таможенной комиссией технический регламент Таможенного союза России, Беларуси и Казахстана “О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту”.

Динамика изменения объемов первичной переработки нефти и экспорта нефтепродуктов в РБ, млн. т

Примечание: данные Совмина Беларуси, Белстата.

Основная часть производимого сырья экспортируется, главным образом в страны Евросоюза, тогда как внутренний рынок Беларуси – это дотационное направление продаж, где белорусские НПЗ чаще всего работают де-факто себе в убыток. Кроме того, внутри страны НПЗ вынуждены работать в рамках системы перекрестного субсидирования, осуществляя продажу промежуточного сырья нефтехимическим предприятиям республики по льготным ценам. Это отражается на финансовой устойчивости НПЗ.

Вместе с тем, по оценкам Белстата, экспорт нефтепродуктов в 2012 г. достиг 17,46 млн. т на $14,5 млрд., прежде всего в Нидерланды (7,7 млн. т). Среди прочего, по итогам 2012 г. Беларусь стала крупнейшим поставщиком нефте-продуктов на рынок Украины с объемом около 4,2 млн. т (более 40% внутреннего рынка), фактически полностью подорвав позиции местных производителей нефтепродуктов. Симптоматично, что украинские нефтеперерабатывающие предприятия открыто обвинили Беларусь в неконкурентной политике, в том числе ввиду распространения на белорусские НПЗ 6 типов госсубсидий на общую сумму $180,84 на тонну. Однако на фоне роста экспортных показателей импорт нефтепродуктов в 2012 г. увеличился сразу на 47,6% до 8,47 млн. т на $4,997 млрд., причем их основная доля поступает в Беларусь из России для переработки на местных НПЗ. В частности, импорт легких дистиллятов (нафты и т. п.) составил 1,59 млн. т.

В ближайшие несколько лет предусматривается дальнейшая модернизация предприятий отрасли при активной финансовой поддержке со стороны государства. Огласно официальной оценке, только выход на глубину переработки в 92-95% сможет гарантировать положительную рентабельность отрасли при любых колебаниях цен на сырье. Также в условиях отрытого экономического пространства менеджмент белорусских НПЗ учитывает предпосылки экспорта нефтепродуктов в Россию, где в ближайшие годы будет происходить ужесточение требований к нефтепродуктам. В частности, к 2015-2016 гг. на Мозырском НПЗ ожидается завершение программы модернизации, включающей строительство комплекса гидрокрекинга тяжелых нефтяных остатков стоимостью $1,1 млрд., которая позволит увеличить мощности переработки до 12 млн. т, глубину переработки – до 90%, коэффициент NCI – до 11,8.

С 2010 г. по 2012 г. в развитие указанного НПЗ были вложены $765 млн., включая инвестиции в строительство установок изомеризации и вакуумной перегонки мазута. ОАО “Нафтан” также осуществляет программу реконструкции и модернизации на 2010-2015 гг. стоимостью $1,4 млрд., в том числе в 2012 г. было освоено почти $400 млн. инвестиций. Так, введены в эксплуатацию установка низкотемпературной изомеризации бензинов, вакуумный блок установки висбрекинга, завершена реконструкция реакторного блока установки гидроочистки дизтоплива. С завершением в 2015 г. строительства оставшихся проектов, прежде всего комплекса замедленного коксования стоимостью $733 млн., перерабатывающие мощности предприятия будут доведены до 12 млн. т при глубине переработки до 92%. Тем не менее, по экономическим соображениям Беларусь окончательно отказалась от намерения построить на базе завода “Полимир” (структурно входит в состав ОАО “Нафтан”) третий НПЗ ориентировочной стоимостью $1,55 млрд., вместо которого планируется реализовать проект новой этилен-пропиленовой установки.

Деятельность белорусских НПЗ, включая реализацию проектов модернизации, напрямую зависит от экономической ситуации в Беларуси и внешней конъюнктуры – в 2011 г. белорусские предприятия потерпели масштабные убытки ввиду внутреннего финансового кризиса и девальвации белорусского рубля. Можно констатировать, что любые серьезные ухудшения макроэкономического климата в состоянии критически отразиться на долгосрочной рентабельности предприятий отрасли, их готовности и далее осуществлять активную технологическую модернизацию. При этом особые отраслевые риски связываются с потенциальным присоединением Беларуси к ВТО, которое в состоянии резко минимизировать господдержку нефтеперерабатывающих предприятий.

Принимая во внимание слабые показатели собственной добычи сырой нефти (1,66 млн. т/год) в качестве ключевого сдерживающего фактора для развития нефтепереработки в расчете на среднесрочную перспективу, у Беларуси остается острая зависимость от поставок жидких углеводородов из России. Как показывает практика последних лет, попытки компенсировать ужесточение политики России относительно контроля над реэкспортом Беларусью российской нефти за счет поставок углеводородов из Азербайджана и Венесуэлы фактически не оправдают себя. Так, в 2012 г. было ввезено через своп-контракты 330 тыс. т венесуэльской нефти по средней стоимости более чем в 2,5 раза дороже российской (в 2011 г. Беларусь закупила 1,3 млн. т венесуэльской нефти). Во многом эти шаги были продиктованы стремлением белорусского руководства оказать давление на Москву и добиться уступок по условиям поставок российской нефти, включая получение долгосрочных гарантий их стабильности. Любые жесткие трения с Россией в любых сферах взаимных интересов в дальнейшем неизбежно окажут крайне негативное влияние на показатели нефтеперерабатывающей отрасли, что было наглядно продемонстрировано в 2010 г.

Несмотря на то, что Россия, Беларусь и Казахстан в декабре 2010 г. подписали соглашение о сотрудничестве в рамках ЕЭП, позволившее белорусским НПЗ беспошлинно получать российскую нефть и нефтепродукты, проблемы в отношениях с Россией по-прежнему сохраняются. В данном контексте обращает на себя внимание то, что Россия и Беларусь не подписали индикативный годовой баланс по поставкам нефти на 2013 г. – в минувшем марте были согласованы поставки только на второй квартал в объеме 5,75 млн. т. Расхождения в позициях достаточно заметны – белорусская сторона запрашивает на 2013 г. 23 млн. т (по 5,75 млн. т ежеквартально), российская сторона ранее констатировала готовность поставить только 18,5-21,5 млн. т нефти. Для сравнения: поставки нефти из России в Беларусь в 2012 г. составили 21,297 млн. т, в 2011 г. – 19,1 млн. т. Минэнерго РФ рассчитывает определить объем поставок в Беларусь до конца 2013 г. в лучшем случае к середине июня. Это во многом объясняется тем, что, по мнению российской стороны, Беларусь не в полной мере выполняет достигнутые межгосударственные договоренности. Например, критике подвергается ход выполнения обязательств перечислять в российский бюджет 100% экспортных пошлин на нефтепродукты, произведенные из российского сырья и поставляемые за пределы Таможенного союза. Пошлины от экспорта нефтепродуктов, произведенных из белорусской нефти или нефти из третьих стран, остаются в белорусском бюджете.

Весной 2012 г. Россия акцентировала внимание на росте экспорта белорусских растворителей, под которыми мог скрываться реэкспорт российских нефти и нефтепродуктов. Здесь российские власти подразумевали то, что Беларусь пытается избежать уплаты экспортной пошлины в российский бюджет. Действительно, за 2012 г. экспорт растворителей увеличился на 56,5% (до 3,25 млн. т на $2,78 млрд.), однако по политическим причинам Москва несколько снизила открытое давление на Беларусь. Вместе с тем, Беларусь заявляет о том, что в 2012 г. перечисления в бюджет России по экспортным пошлинам составили $3,8 млрд.

Показательно, что с октября 2011 г. Беларусь ввела аналогичную российской систему расчета экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты по формуле “60-66-90”. Как следствие, любые изменения налоговой и таможенной политики России в отношении собственной нефтеперерабатывающей отрасли, производимые потенциально без предварительного согласования с Минском, будут напрямую затрагивать стратегию развития белорусской нефтепереработки. На этом фоне Беларусь должна в 2013 г. поставить на российский рынок 3,3 млн. т нефтепродуктов на компенсационной основе. В то же время, по факту за январь-март 2013 г. экспорт не превысил 312 тыс. т (в 2012 г. общие поставки едва дотянули до 356 тыс. т). В подобной конфигурации недовольство Минска вызывает ценовая формула, которая сводится к необходимости реализации нефтепродуктов белорусских предприятий на российском рынке со значительным дисконтом к биржевой стоимости нефтепродуктов российских НПЗ. Также немаловажно, что один из двух белорусских НПЗ – “Нафтан” – по-прежнему включен в перечень российско-белорусских интеграционных проектов, предусматривающих приватизацию предприятия. Распространено мнение, что торможение Минском приватизации “Нафтана” и ряда других белорусских активов, не связанных со сферой нефтепереработки, является дополнительным фактором, из-за которого российское правительство демонстративно отказывается подписывать двусторонний индикативный баланс на 2013 г. Российская сторона через компанию “Славнефть” уже представлена в капитале АО “Мозырский НПЗ” с долей участия 42,58%. В белорусском руководстве считают недопустимой позицию России увязывать переговоры по нефтяному балансу с вопросами приватизации промышленных активов, в том числе и НПЗ.

Окончательное разрешение накопившихся проблем в белорусско-российских энергетических отношениях, по всей видимости, будет носить затяжной характер, активно влияя на развитие белорусской нефтепереработки в среднесрочной перспективе и корректируя отраслевую политику белорусских властей в целом. В частности, ожидающееся в ближайшие 10 лет снижение добычи нефти в России на фоне сохранения высоких экспортных обязательств и роста спроса со стороны российских НПЗ в состоянии привести к заметному ужесточению позиций Москвы по ежегодным объемам поставок нефти в Беларусь и их ценовой составляющей. (oilnews.kz/Химия Украины, СНГ, мира)