Доклад С.И. Шматко по вопросу Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года

Доклад по вопросу Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 г. (28 октября 2010 г.)

Уважаемый Владимир Владимирович!

Уважаемые участники совещания!

Сегодня мы рассматриваем генеральную схему развития нефтяной отрасли Рф на период до 2020 г. (далее Генсхема), отрасли обеспечивающей 44% поступлений в бюджет Рф в 2010 г..

Справочно:

Особую значимость отрасли обеспечивает и то, что ей соответствует один из максимальных инвестиционных мультипликаторов, прежде всего за счет того, что более 94% используемого в нефтегазовой отрасли оборудования и материалов – отечественного производства.

Именно поэтому развитие нефтяной отрасли оказывает существенное влияние на развитие экономики страны в целом.

Генсхема призвана ответить на следующие основные вопросы (Слайд №1):

- каким должен быть уровень добычи нефти обеспечивающий максимальный экономический эффект и бюджетные поступления?

- какой объем нефтепереработки внесет максимальный вклад в бюджетную систему государства и в целом в экономику страны?

- какое развитие транспортной инфраструктуры необходимо для обеспечения внутренней и экспортной доставки целевых объемов нефти и нефтепродуктов?

Для лучшего понимания вышеназванных вопросов кратко рассмотрим, как изменялся уровень добычи нефти в Рф за последние 20 лет (Слайд 2).

Достигнув максимальный уровень добычи в 1988 г. в объеме 569 млн. тонн отрасль пережила период существенного кризиса, как отражение общего спада производства в стране, упав в объемах почти в два раза (до 318-305 млн. тонн нефти в г.). В начале 2000-х  произошел подъем отрасли с восстановлением уровней добычи до 480-490 млн.тонн.

В настоящий момент мы находимся в периоде относительно стабильного уровня добычи, при этом необходимо отметить, что в 2008 г. при максимальной цене на нефть (средняя цена за 2008 г. – 95$/баррель) наметился тренд на снижение добычи. Однако своевременно принятые, в кризисное время, меры по созданию инфраструктуры Восточная Сибирь – Тихий океан и применению льготной ставки экспортной пошлины позволили ввести в разработку Ванкорское, Талканское и Верхнечонское месторождения и изменить тренд добычи нефти на растущий.  Без ввода в разработку указанных месторождений темп снижения добычи составил бы 0,6% в г..

В настоящий момент отрасль не располагает подобным пакетом крупных подготовленных к разработке месторождений.

Эффективность мер государственного стимулирования можно наглядно увидеть на следующем слайде (Слайд № 3):

• Рост добычи в Приволжском округе обусловлен представленной льготой по НДПИ по выработанным месторождениям и высоковязким нефтям;
• В Дальневосточном  регионе рост добычи обусловлен вводом режима СРП (проекты Сахалин-1, Сахалин-2);
• Развитие Восточносибирских месторождений обусловлено введением льготной экспортной пошлиной.

Регионы традиционной нефтеной добычи в основной своей массе формируют новый тренд падения добычи нефти в стране, при этом наибольшая отрицательная динамика наблюдается в основной нефтегазовой провинции – Ханты-Мансийском автономном округе.

В целом по Рф запасы промышленных категорий (АВС1+С2)  (Слайд № 4) в размере 22 миллиард. тонн нефти могут обеспечить сегодняшний уровень добычи на ближайшие 40 лет.

Однако если рассмотреть более детально структуру запасов промышленных категорий, то 80% запасов промышленных категорий находятся в уже разрабатываемых месторождениях с развитой  производственной инфраструктурой. Именно данная категория запасов требует пристального внимания и создания условий вовлечения в разработку.

Доля новых месторождений в указанных запасах составляет только 20% и вовлечение их в разработку потребует значительных вложений в доразведку, освоение месторождений и строительство новой производственной инфраструктуры.

При этом геологический потенциал ресурсов существенно ниже сегодняшних запасов в уже открытых месторождениях.

Благодаря уникальной минерально-сырьевой базе сегодня Российская Федерация (Слайд № 5) является крупнейшим мировым производителем нефти – 13% от мировой добычи.

Признанные мировые аналитические агентства оценивают наши запасы по международной классификации (10 миллиард.тонн) в 2 раза ниже чем объем запасов по российской классификации категории АВС1+С2 (22 миллиард.тонн), что обусловлено тем, что в расчет принимается только экономически целесообразные к разработке запасы в рамках действующего налогового режима.

Проводимый  крупнейшими российскими нефтяными компаниями ежегодный международный аудит запасов, который существенно влияет на капитализацию компании,  показывает их корреляцию международной оценке запасов нефти по всей стране.

Справочно:

При сегодняшней налоговой системе нерентабельны для разработки 90% запасов новых месторождений и 30% на уже разрабатываемых месторождениях (Слайд 6). Следует также отметить,  что и внутри каждого месторождения есть нерентабельные запасы, которые не будут добыты в текущей налоговой системе.

Сегодня, в рамках разрабатываемой концепции новой налоговой системы, которая позволяет приблизиться к оптимальной налоговой нагрузке на отрасль обеспечивающей максимальный доход, как для инвестора, так и для бюджетной системы Рф, создана интегральная модель отрасли.

Основу модели составляют данные по 23 крупнейшим НПЗ Рф, 29-ти типовым разрабатываемым и 34-м новым месторождениям нефти.

Задача модели – определение оптимального сочетания уровня добычи нефти, объема переработки и налоговой нагрузки обеспечивающей максимальные поступления в бюджет Рф.

Модель протестирована крупнейшими российскими нефтегазовыми компаниями на своих месторождениях (объектах), подтверждена ее корректность и в настоящее время рассматривается специалистами Минфина Рф и Минэкономразвития Рф.

В рамках, разработки генеральной схемой развития нефтяной отрасли сформированы следующие профили добычи (Слайд 7):

Инерционный профиль – на основе представленных бизнес-планов крупнейших российских нефтегазовых компаний в текущих налоговых условиях предполагает к 2020 г. добыть  около 5 миллиард. тонн со снижением годовых уровней до 395 млн. тонн к 2020 г.

Максимальный профиль подготовленный на основе представленных данных нефтегазовых компаний, с учетом прогнозов разработки месторождений эффективных до раздела доходов между государством и инвесторов (т.е. при практически нулевой налоговой нагрузке) обеспечит накопленную добычу в размере 6 миллиард. тонн  с временным повышением годовых уровней добычи до 570 млн. тонн  и последующим падением до  уровня  547 млн. тонн к 2020 г.

Целевой профиль, который на наш взгляд наиболее оптимально обеспечивает распределение доходов между государством и инвестором, предполагает стабилизацию ежегодной добычи нефти в период до 2020 г. на уровне 501-505 млн. тонн  при текущем уровне эксплуатационного бурения и инвестиций.

Накопленный объем добычи за период 2010-2020 гг. по указанному варианту составит 5,6 миллиард. тонн нефти, за весь период разработки месторождений – 14,5 миллиард.тонн нефти.

Справочно:

Оставшийся объем запасов требует лицензирования нераспределенного фонда и применения новых технологий для вовлечения их в экономически-эффективную разработку.

Справочно:

Из 2 миллиард. тонн извлекаемых запасов (по категории АBC1+C2)  нераспределенного фонда  – 905 млн.т. запасы в разрабатываемых месторождениях которые примыкают к лицензионному участку по глубине и по площади, но не охвачены лицензией (нижележащие горизонты, а также запасы выходящие за пределы лицензионного участка).  По сущности данные запасы можно отнести к извлекаемым запасам, которые расположены в традиционных регионах добычи с имеющейся развитой инфраструктурой.

Особое внимание необходимо уделить мониторингу развития и созданию благоприятных условий для эффективного развития мега проектов, таких как Приобское, Самотлорское и в особенности Ванкорское месторождение, с учетом Вашего поручения Владимир Владимирович, которые существенно влияют на тренд добычи в целом по стране.

Определив оптимальный уровень добычи нефти рассмотрим распределение данных объемов на переработку в Рф и экспортные поставки. Основной вопрос, на который мы хотим дать ответ в данном разделе, – это каким должен быть профиль отрасли, чтобы соответствовать требованиям современного рынка, гарантированно обеспечивать Российских потребителей  качественным топливом по справедливым ценам и при этом  внести максимальный вклад в экономику страны.

Объемы нефтепереработки в Рф в последние годы росли в среднем на 4.5% в г. и в 2009 г. составили 236 млн. тонн. На сегодняшний день балансирующим продуктом переработки в стране является бензин (Слайд 8), производство которого лишь на 15% превышает спрос внутреннего рынка; большая же часть производимого дизеля и мазута экспортируется (40 и 50 млн.

тонн в г. соответственно).

Несмотря на значительные объемы нефтепереработки, качество дистиллятов находится на очень низком уровне, более того, 30% в корзине продуктов нефтепереработки занимает мазут, 70% которого экспортируется в Европу, где его перерабатывают и превращают в дизель и бензин высокого качества.    В итоге складывается ситуация, при которой значительная часть добавочной стоимости переработки перетекает в Европу.

Ключевыми проблемами нефтепереработки сегодня являются устаревшие технологии производства и отсутствие инвестиций в увеличение глубины и качества переработки в предыдущие годы.

Справочно: Глубина переработки нефти в среднем по отрасли в 2010 г. составляет 70%. При этом, из 28 крупнейших российских НПЗ 16 заводов (134 млн.тонн) имеет глубину переработки менее 70%, 12 заводов(102 млн.тонн) –70% и более.

Так, индекс сложности Нельсона – основной параметр, характеризующий технологическую сложность заводов – в среднем в Рф составляет 4.4 (Слайд 9), что на 50% ниже, чем в среднем в Европе, и вдвое отстает от средних показателей заводов США, как следствие, выход светлых у Российских НПЗ в полтора раза ниже, чем у Европейских конкурентов, что неизбежно тянет вниз операционную эффективность заводов.

А что же с инвестициями? Текущий налоговый режим, когда пошлина на мазут в 2.5 раза ниже пошлины на нефть и почти в 2 раза ниже пошлины на светлые продукты, стимулирует лишь к выжиманию максимума из того, что было построено ещё в советское время, при минимуме капитальных затрат, и созданию экспортно-ориентированных нефтеперерабатывающих заводов, в том числе мини-нпз, которые нефть превращают в мазут, прямогонный  бензин и дизель низкого качества для дальнейшей отправки на экспорт. Справочно: По оценке министерства, количество таких НПЗ в стране достигает 250, а их совокупный объем переработки составляет 12 млн. тонн в г.. При этом в 2008 г. маржа среднего российского НПЗ составляла 15 долларов на баррель – что в 2-3 раза превышало маржу западных гораздо более технологичных коллег.

Сложившаяся ситуация не могла не вызвать адекватной реакции государства. В Киришах в феврале 2009 г. с целью стимулирования проектов повышения глубины переработки, правительство объявило планы по выравниванию экспортных пошлин на темные и светлые нефтепродукты.

В ответ на это, а также с учетом принятого в 2008 технического регламента,  многие нефтяные компании запланировали и уже приступили к реализации соответствующих проектов (Слайд 10). В случае реализации всех заявленных проектов модернизации (Инерционный сценарий) общий объем переработки в стране увеличится более чем на 15%, значительно вырастет производство бензина и дизеля, а объем производимого мазута сократится более, чем вдвое.

Однако необходимо принимать во внимание, что инвестиционные планы компаний основаны на существующих налоговых условиях, которые в свою очередь предполагают разницу в пошлинах на нефть и нефтепродукты в 121 долл. на тонну и фактически означающих осуществление государством субсидирования отрасли в размере 15 миллиард. долл. США в г..

Исходя из этого, мы сочли необходимым рассмотреть 2 альтернативных, планам компаний, сценария развития отрасли – Минимальный и Целевой (Слайд 11).

Минимальный сценарий предполагает полное удовлетворение потребностей внутреннего рынка бензинов с минимизацией объема экспорта нефтепродуктов. (Минимальный объем экспорта необходим для возможности сглаживания сезонных колебаний спроса, а также удовлетворения потребностей внутреннего рынка в период вывода в ремонт основных установок.) Сценарий реализуется за счет наращивание вторичных процессов нефтепереработки, ориентированных на производство бензинов (каталитический крекинг).  В случае реализации Минимального сценария государство увеличит сбор экспортных пошлин на 8 миллиард. долл.

Справочно: В Минимальном варианте общий объем переработки падает приблизительно на 15% и достигает 205 млн. тонн в г.. Экспорт бензина остается минимальным, экспорт дизеля сократится до 19 млн. тонн, экспорт мазута составит около 20 млн. тонн в г.. Кроме того, стоит учесть, что данный сценарий является модельным и не учитывает реальную конфигурацию российских НПЗ, в частности  высокую дискретность нашей нефтепереработки (большинство российских заводов имеют проектную мощность свыше 10 млн. тонн), а также ухудшение качества нефти в будущем.

Однако ряд существенных аспектов остался за пределами Минимального сценария, а именно текущая конфигурация заводов, реальные планы компаний и уже понесенные ими  инвестиционные затраты. Наш Целевой сценарий вобрал в себя ключевые предпосылки Минимального сценария, переложив их при этом на реалии сегодняшнего дня. Общий объем переработки в рамках данного сбалансированного сценария, с учетом строительства НПЗ «Танеко» мощностью 14 млн.тонн, Восточного НХК (Роcнефть(Рн)) и Грозненского НПЗ, составит порядка 230 – 240 млн. тонн в г.. Рост поступлений от экспортных пошлин в этом сценарии составит порядка 5 миллиард. долл. в г..

Справочно: Объем инвестиционных затрат по 3 сценариям, млн. руб.:

Ещё одним важным шагом, стимулирующим компании к модернизации, стало  утверждение обязательного технического регламента перехода на экологические стандарты качества моторных топлив Европейского уровня (Слайд 12)

Следует отметить, что компании своевременно переходят на выпуск бензинов, соответствующих требованиям технического регламента  по экологической безопасности.

Однако, есть риск, что для выполнения требований по октану, НПЗ будут увеличивать использование нерегламентируемых присадок, при этом, не наращивая вторичные процессы.

Кроме того, стоит учесть, что:

• В Европейском Союзе отсутствуют ограничивающие требования к автобензинам по октану;
• Октановое число не оказывает влияния на экологические характеристики автобензинов;
• Необходимо синхронизировать объемы выпуска моторных топлив по классам со структурой автопарка Рф, значительную часть которого занимают, и еще продолжительное время будут занимать автомобили, потребляющие бензин Аи-92.

В связи с этим Мин_Энерго предлагает внести в технический регламент изменения, позволяющие компаниям производить и реализовывать на внутреннем рынке бензин с октановым числом 92 вплоть до 15-го г., но при этом ограничить массовую долю Монометиланилина – высокооктановой присадки, содержание которой в бензинах на данный момент не нормируется.

В завершение хотелось бы отметить, что реализуемых государством мер недостаточно для элиминирования неэффективных заводов с низкой глубиной переработки. Для реализации поставленных целей необходимо рассмотреть дополнительные механизмы регулирования отрасли, в первую очередь в области таможенно-тарифного регулирования.

Определив основные задачи нефтеперерабатывающей отрасли, необходимо перейти к рассмотрению вопросов развития системы трубопроводного транспорта.

Целевая системы магистральных нефтепроводов должна обеспечивать – во-первых, достаточные мощности для экспорта нефти, во-вторых, – своевременное подключение к транспортной инфраструктуре новых месторождений с минимальными инвестиционными затратами и третье – достаточность пропускной способности системы трубопроводов и отсутствие «узких мест» в системе при целевом сценарии развития отрасли.

В отношении экспортных мощностей на период 2010-2020 годов (Слайд 13) следует отметить, что в настоящий момент в стране имеется приблизительно 300 млн тонн экспортных мощностей. С учетом обсуждавшегося ранее целевого сценария по добыче и переработке, общий объем экспортируемой из страны сырой нефти будет составлять приблизительно 270 млн тонн ( 500 млн. добыча и 230 млн. тонн нефтепереработка в РФ).

К 2015 г планируется ввод в эксплуатацию нефтепроводов БТС-2 и ВСТО-2, что увеличит экспортные мощности страны до 358 млн. тонн.

Возникающий в Российской Федерации  профицит экспортных мощностей позволит к 2015 г полностью снять риски остановки любого из экспортных направлений, а также обеспечит гибкость в выборе наиболее прибыльных направлений экспорта.

В части развития магистрального трубопроводного транспорта для подключения новых месторождений следует отметить (Слайд 14) наличие четырех выделенных зон, где необходимо решить вопросы транспортировки нефти с вводимых в работу месторождений

– (1) в  Ненецком  Автономном Округе (месторождения Требса, Титова и Южно-Торавейское) целесообразно будет провести детальное экономическое сравнение имеющихся альтернатив транспорта нефти через порт Варандеи, либо через подключение к системе магистральных трубопроводов Транснефти, однако только после проведения конкурса на данные месторождения;

- (2) На Ямале (Новопортовское месторождения, месторождения нераспрделенного фонда) представляется целесообразным оптимизация логистических потоков за счет использования совместной инфраструктуры с проектом СПГ Ямал;

- (3) В Ямало-Ненецкий АО (Большехетская зона месторождений – Мессояхи, Русское) вопрос с подключением решается в рамках комплексной программы освоения Ямало-Ненецкий АО и севера Красноярского края, а также проекта строительства нефтянной трубы Заполярье-Пурпе;

- (4) По Восточной Сибири необходимо решение о сроках и этапах строительства нефтянной трубы Кучеткан-Тайшет, который позволит вводить в разработку Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения;

В целом можно заключить, что по всем регионам, где в настоящее время имеются значительные извлекаемые запасы нефти, разработка которых экономически оправдана для страны в целом, вопросы транспортировки нефти  будут решены.

Отдельно стоит добавить, что в целях повышения эффективности, государственным регуляторам необходимо направить усилия на устранение посреднических услуг на портовых и железнодорожных перевалках (на «последних метрах»).

В части транспорта нефтепродуктопроводов следует отметить (Слайд 15) что  дизельное топливо является основным продуктом экспорта. Согласно целевому сценарию  экспорт дизеля в 2020 г практически не изменится и составит 36-40 млн. тонн.

На данный момент изучается целесообразность строительства 2 нефтепродуктопроводов, основной целью которых видится оптимизация логистических издержек компаний:

• 2-Ой пусковой комплекс МНПП «Кириши-Приморск“ (необходимые инвестиции 15,3 миллиард. рублей)
• МНПП «Сызрань-Новороссийск“ (необходимые инвестиции 103,5 миллиард. рублей)

Принимать решение по ним следует по результатам детального ТЭО в рамках всей отрасли (дополнительно рассмотреть механизм оплаты “take or pay”).

Также, в рамках генсхемы рассматривался вопрос рационального использования попутного нефтяного газа (П.Н.Г.) (Слайд 16).

Согласно постановлению правительства доля рационального использования  ПНГ должна выйти на уровень 95% к 2012 г.. В 2010 добыча П.Н.Г. прогнозируется в объеме  65 миллиард. куб.м., из которых только 49 миллиард. куб.м. (75,5% П.Н.Г.) будет рационально использовано,  а 16 миллиард. куб.м. будет сожжено (24,5%).

Основными проектами, запланированными нефтегазовыми компаниями для достижения целевого показателя рационального использования П.Н.Г. являются:

• Строительство 47 ГПЭС;
• Строительство  3 041 км. трубопроводов;
• Строительство компрессорных станций (КС) – 89 шт;
• Строительство 5-ти ГПЗ, расширение существующих газоперерабатывающих мощностей.

Общий объем инвестиций оценивается в  350 миллиард. руб.

Справочно: В рамках Генхемы учтено строительство  5-ти ГПЗ, расширение существующих газоперерабатывающих мощностей

–       Нефтехимический комплекс в т.ч ГПЗ 6,3 миллиард. м3, ООО «Ставролен» ОАО «Нк Нк Нк Нк Нк Лукойл»

–       ГПЗ «Салым» (ООО «Монолит») ОАО «РуссНефть»

–       Строительство ГПЗ («А.Д.Д.») на Рославльском м/р (30 млн. м3/г.); ОАО МПК «Аганнефтегазгеология»

–       ГПЗ (ЗАО «А.Д.Д.») на Мохтиковском м/р; (16 млн. м3/г.) ОАО «Мохтикнефть»

–       ГПЗ (ЗАО»А.Д.Д.») на Егурьяхском м/р; (16 млн. м3/г.) ЗАО «СТ «Голойл“

В протокольном решении сегодняшнего совещания предложены к проработке вопросы:

• определения уровней рационального использования П.Н.Г. для месторождений находящихся на ранней стадии разработки;
• порядка расчета целевого показателя рационального использования и квотирования объемов П.Н.Г.;