| |
return_links(1);?> |
return_links(1);?> |
return_links(); ?> |
|
| |
| |
Евро-4 — не самоцель
|
|
| |
Без сомнения, российская отрасль должна переходить на производство продуктов более высоких стандартов. Но какой ценой?
Получит ли Россия эффект от перехода на стандарт Eвро-4 в 2010–2012 гг.?
|
|
| |
Сергей РОГОВ,
начальник Департамента стратегического развития «ЛУКОЙЛа»
|
|
| |
К 2010—2012 гг. в Европе уже будет введен Eвро-5, значит, справедливую премию за
дизтопливо (целесообразность экспорта автобензинов НПЗ России под большим
вопросом) не получить, либо она вся уйдет на покрытие возрастающих
пропорционально уровню инфляции транспортных тарифов.
Разницы между характеристиками, например, дизтоплива Eвро-3 и Eвро-4 практически
нет: плотность до 840 кг/м3, конец кипения до 340°С, цетановое число не менее
51 и т.д. Для автобензинов октановое число по моторному методу не меньше 85, а
по исследовательскому — не менее 95, упругость паров не более 60, объемный
процент испарения бензина при 70°С 20—48% и т.д., содержание бензола — 1%.
Получать дизтопливо по стандартам Eвро-3 можно практически на всех НПЗ России с
установками гидроочистки, то есть на 20 из 28 основных. Для этого нужно лишь
заменить катализаторы, кое-где установить дополнительный реактор. Желательна
установка концентрации водорода при его наличии и установка производства
водорода — при его отсутствии (на 15 из 28 НПЗ в России). Общая сумма
инвестиций, по нашей оценке, составит около 800 млн долл. по всем НПЗ.
Затраты НПЗ России для перехода на стандарт Eвро-4 составят около 155—20 млрд
долл.! Тезис о существенном экологическом эффекте при переходе с Евро-3 на
Евро-4 сомнителен, так как эмиссию вредных веществ двигателя (NO , CO, CO2 и
т.д.) определяет в том числе и конструкция самого двигателя, а двигателей,
соответствующих стандартам Eвро-4 и выше, в 2010 г. будет только 15%, в 2015 г.
— 50%. Цель реконструкции НПЗ РФ не в достижении спецификации Eвро-4, а в
повышении эффективности, то есть снижении удельных операционных затрат, и в
первую очередь на энергию. Следует прекратить неэффективный экспорт темных
нефтепродуктов к 2010 г. и вложить средства в реализацию экологических
мероприятий системы промышленных выбросов.
Замечу, что наши автобензины Европе в ближайшие 10 лет не понадобятся. Спрос
на автодизель, который есть в Европе, лучше поддерживать за счет Gasoil 0,2
Rus. Дополнительные затраты на переработку и перевозку его, например, в
Роттердам, составляют 6—8 долл./т, а разница в ценах 20—25 долл./т. Также
целесообразно, на мой взгляд, увеличивать мощность припортовых НПЗ в РФ и
экспортировать продукцию соответствующего качества (средние дистилляты — Gasoil, Jet A-1), увеличивать экспорт Urals на открытые рынки Находки,
Мурманска, контролировать транспортные тарифы, покупать НПЗ в Европе на путях
транспортировки Urals, экономично расходовать инвестиции, то есть не стремиться
выпускать по всей стране Eвро-4, Eвро-5 темпами, опережающими замену парка
двигателей, за исключением Москвы и Санкт-Петербурга.
Оценивать эффективность следует не по глубине переработки нефти, так как этот
показатель зависит от качества нефти (например, от потенциала светлых
нефтепродуктов), а по коэффициенту технологической сложности (например, число
Нельсона на НПЗ США). Необходимо уже в 2006 г. принять регламент для
потребления летнего и зимнего дизтоплива Eвро-3 в РФ, особенно по срокам
продаж, а его производство начать в 2007 г. Рост ставок акциза на производство
дизельного топлива по стандартам Eвро-3, Eвро-4 прекратить с 2006 г. Установить
скидку на стандарт Eвро-4 до 50% и соответственно наценку для стандарта ниже
Eвро-3 в размере 50%.
Изменения, необходимые в отрасли к 2010—2012 гг.:
Надо выровнять производство и потребление таких продуктов, как
высокооктановый автобензин и мазут.
НПЗ с транспортными издержками не более
5—8 долл./т до перевалки нужно ориентировать на экспорт (заводы в Туапсе,
Киришах, Комсомольске-на-Амуре и др).
Как балансирующий продукт для поддержания доходности и объемов переработки на остальных НПЗ необходимо
использовать только дизтопливо.
Повышать качество Urals. Перерабатывать в Татарстане и Башкортостане собственные тяжелые сернистые нефти и добываемые в
Удмуртии и на юге Пермской области. Бензины направлять на нефтехимию,
дизтопливо по стандартам Eвро-4, Eвро-5 на экспорт в направлении Альметьевск —
Н. Новгород — Ярославль — Приморск, мазуты, гудроны — на установку
гидрокрекинга с высоким уровнем конверсии. Перерабатывать требуется около 30
млн т, без государственной поддержки этот вопрос не решить. Набор
инструментариев известен из западной практики. Это ускоренная амортизация в
первые 5 лет; освобождение от импортных пошлин оборудования, катализаторов и
прочих материалов, которые не производятся в России, гарантия правительства на
выплату кредита до момента пуска НПЗ; освобождение от пошлин при поставках
дизтоплива продуктопроводом.
Чтобы не поддерживать искусственно прибыль переработки за счет высоких пошлин на нефть, необходим жесткий контроль затрат
и тарифов транспортных монополий, если не будет иных конкурентных условий в
транспорте. Ссылка при повышении тарифов на уровень инфляции не совсем
корректна. На то и существуют технологические мероприятия, направленные на
снижение удельных издержек. Если бы, например, у НПЗ затраты (себестоимость)
росли в соответствии с инфляцией 2001 г., то они должны были быть выше в 2 раза
(24 долл./т), а не на 25% (15,7 долл./т), как сейчас.
Сговор есть
Сергей ОГАНЕСЯН,
руководитель Федерального агентства по энергетике
В последние годы нефтедобыча росла до 9–10% в год, за исключением прошлого —
2,4%. В прогнозах на 2006 г. — ее стабилизация, а, возможно, и начало падения.
(Развитие темы — на стр. 60). При этом объемы переработки нефти на НПЗ из года в
год растут, и 2005 г. — не исключение (6,5%). Соответственно получим больше
нефтепродуктов. Их запасы на базах и нефтезаводах держатся на одном уровне,
ситуация стабильная.
Сегодня основная проблема для компаний — налоговый пресс. На наш взгляд, налоги
очень большие. Государству уходит от продажи нефтепродуктов более 50%.
Инвестиции в переработку формально не снижаются, но если учитывать инфляцию, их
меньше. Нефтяные компании не могут заниматься геологоразведкой. Хотя еще в
советские времена невозможно было добывать нефти больше, чем ты восполняешь.
Сегодня восполняются только 50% всех добываемых запасов. Скважины с высокой
себестоимостью добычи простаивают.
Говорить, что нефтяные компании — бедны, конечно, смешно. Но они не бедны
только для того, чтобы поддерживать уровень добычи. А для того, чтобы выйти на
новые месторождения, необходимы десятки миллиардов долларов.
Сегодня все диктуют ВИНК, которые имеют перерабатывающие мощности. Нельзя
сказать, что на рынке нефтепродуктов нет сговора. Но что делать? Нефтяники
вынуждены искать прибыль по всей цепочке — от добычи до переработки.
Каких-нибудь встречных шагов со стороны правительства не было, только
ужесточение налогового бремени.
Существует множество предложений по регулированию цен на нефтепродукты со
стороны государства. Но эта нерыночная мера, как правило, до хорошего не
доводит.
Реконструировать нефтеперерабатывающие заводы можно, разработав технологические
регламенты по Евро3 и Евро-4 и объявив налоговые каникулы для тех компаний,
которые вкладываются в первичную нефтепереработку. Но все это нельзя не
соотносить с развитием автопрома. Большой парк автомобилей, который использует
низкооктановый бензин, сохраняется, а переход на качественное топливо, высокие
акцизы на низкооктановые бензины будут очень болезненными для потребителей.
Сделаем скидку
Александр ГЛАДКОВ,
заместитель директора Департамента государственного
регулирования тарифов и инфраструктурных реформ МЭРТ РФ
В Минэкономразвития создана группа, которая занимается разработкой мер по
стабилизации цен на нефтепродукты. Один из ключей к решению этой проблемы —
дифференциация НДПИ. В итоге в министерстве сформирован пакет предложений,
который направлен для согласования нефтяным компаниям, а именно предлагается
изменение шкалы НДПИ в сторону понижения. Благодаря этому нефтяная отрасль в
год получит около 1,5 млрд долл., однако мы не уверены, что эти дополнительные
инвестиционные средства будут направлены на развитие отрасли. Это и тормозит
снижение НДПИ. У нас есть предложения и по введению налоговых каникул при
разработке новых месторождений — 7 лет до начала промышленной добычи нефти
либо после достижения определенной выработанности месторождения. При
выработанности месторождения от 80% и более может применяться налоговая скидка
(максимальная — 30%). Необходимо также повысить стандарты российской нефти,
что позволит предлагать на экспорт сырье более высокого качества и получать
более высокую маржу, качественные нефтепродукты, тем самым стимулируя их
дальнейшее потребление. Интенсивно идет в министерстве работа по организации
биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами, первоочередной мерой называется
создание биржевых механизмов по реализации нефтепродуктов на внутреннем рынке
и экспортной нефти. Биржевая торговля нефтью на внутреннем рынке будет
рассмотрена на последующих этапах. Есть предложения по отмене импортных пошлин
на ввозимое оборудование для нефтепереработки.
Во всем виноват НДПИ?
Дмитрий МАНГИЛЕВ,
аналитик ИК «Проспект»
На первый взгляд взаимосвязь между мировыми ценами на нефть, ценой на моторное
топливо на внутреннем рынке и налогом на добычу полезных ископаемых кажется
опосредованной. В соответствии с заявлением МЭРТ, сделанном в преддверии
вынесения в правительство проекта изменения расчета ставки НДПИ, доля этого
налога в цене на моторное топливо составляет порядка 8%.
Однако это, на наш взгляд, только одна из причин влияния НДПИ на топливные цены
в стране.
В России фактически существуют две схемы, по которым производится моторное
топливо. Первая — это производство на формально не зависимых заводах, покупающих
сырье по рыночной цене и продающих продукцию переработки (в частности, по
такой схеме работает нижегородская «дочка» «ЛУКОЙЛа» — «НОРСИ»). Вторая схема —
работа на так называемом давальческом сырье — процессинг. В этом случае завод
за фиксированную сумму оказывает собственнику сырья услуги по переработке. При
этом конечный продукт остается в собственности заказчика. Такую схему
используют большинство НПЗ в России, в частности, крупнейший в стране
башкирский комплекс.
В первом случае рост цен на нефть на внутреннем рынке ведет к тому, что заводы
вынуждены покупать сырье по более высоким ценам и в итоге повышать цену на
конечную продукцию — моторное топливо. Во втором случае взаимосвязь не столь
очевидна. Однако ее существование несложно проследить. В сентябре прошлого года
цена нефти на внутреннем рынке составляла около 200 долл./т. Средняя цена тонны
бензина — 290 долл., а рыночная цена процессинга — 60 долл. Иными словами, даже
в случае, если из одной тонны нефти можно было бы получить тонну нефтепродуктов
и не принимать во внимание затраты на транспортировку топлива, на продажу и
прочее, то маржа собственника сырья составила бы порядка 10%. В реальных
условиях она была бы и вовсе отрицательной. В результате мы наблюдали рост цен
на топливо, а нефтепереработчики пошли на снижение цен процессинга (рис. 1).
Иными словами, одним из ключевых составляющих в формировании цен на
нефтепродукты в стране является внутренняя цена на нефть она сильнее подвержена
сезонным факторам, однако в конечном итоге «привязка» внутренней цены к мировой
весьма ощутима. С ноября 2004 г. в России цена нефти выросла на 62%,а смесь
Urals на мировом рынке подорожала на 58% (рис. 2).
Основной вопрос здесь заключается в следующем: почему в России, стране,
являющейся одним из лидеров по добыче нефти, цена на это сырье растет даже
быстрее, чем на мировом рынке, что в конечном итоге приводит к резкому росту
цен на бензин?
На наш взгляд, одной из причин является существующая шкала налогообложения,
привязанная к внешним ценам на нефть.
В результате существующей системы расчета {((цена Urals, долл./барр. — 9) * курс
долл./руб./261) * 419} НДПИ составлял в среднем с начала 2005 г. свыше 45% от
внутренней цены нефти. Очевидно, что при его увеличении добывающие компании
поднимают цену сырья пропорционально увеличению ставки (рис. 3). Независимо от
того, входят ли собственники сырья и НПЗ в структуру ВИНК, они являются
самостоятельными бизнес-единицами и либо покупают, либо продают нефть и
фактически остаются зависимыми от ее цены.
|
|
| |
Еще статьи на эту тему:
|
|
|
|
