Аналитика: Зависима ли российская нефтехимия от государства

В отрасли наблюдается предельная загрузка мощностей – более чем на 85%. С учетом естественных инфраструктурных ограничений и разовых остановок/ремонтов заводов превысить этот показатель практически невозможно. На этом фоне выделяется также невозможность наращивания производства многих видов нефтехимической продукции ввиду недостатка базовых мономеров на не интегрированных с пиролизом площадках. Пиролиз углеводородного сырья является базовым нефтехимическим процессом, в результате которого предприятия получают базовые полупродукты.

Основу отрасли составляют 10 предприятий, относящихся к крупнейшим нефтехимическим структурам, владеющим пиролизными установками. Это «СИБУР Холдинг», группа компаний «ТАИФ», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ» и «Газпром». В отличие от многих международных нефтехимических гигантов (Dow, BASF и др.), ни одна из перечисленных российских компаний не является чисто нефтехимической.

«Роснефть» и «ЛУКОЙЛ» – вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), в структуру которых входит нефтехимический бизнес. «Газпром» – крупнейшая газодобывающая компания, также вертикально интегрированная, в структуру которой входит «Газпром нефть», направляющая часть нефти на свои нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). НПЗ, в свою очередь, направляют часть продуктов (сжиженные углеводородные газы – СУГ и нафту) на интегрированные/частично интегрированные нефтехимические производства. «Нижнекамскнефтехим» («ТАИФ») тесно связан с НПЗ группы «ТАИФ-НК». Единственным отличием бизнес-модели от ВИНК здесь является обеспечение «ТАИФ-НК» внешним сырьем.

Важная особенность бизнес-моделей ВИНК – в долгосрочной гарантии поставок. Нефтетранспортная инфраструктура в России развита, а производство нефтехимического сырья происходит в непосредственной близости от пиролизных установок.

«Казаньоргсинтез» («ТАИФ») – единственный в России крупный пиролизный комплекс, работающий на этане и получающий сырье по этанопроводу со сторонних заводов (Оренбургского ГПЗ и Миннибаевского ГПЗ). При этом ГПЗ зависят от «жирного» газа, добываемого в Волго-Уральском регионе.

Несколько отличается бизнес-модель «СИБУРа», у которого в активе есть ряд газоперерабатывающих мощностей. Таким образом, «СИБУР» сам производит сырье для нефтехимии, но учитывая особенности рынка сырья для газопереработки (попутного нефтяного газа – ПНГ, широкой фракции легких углеводородов – ШФЛУ) и потенциальное снижение добычи нефти в традиционных регионах, долгосрочная гарантия поставок уже не является столь очевидной.

Что касается сырьевой обеспеченности, то Россия производит около 10% общемирового объема нефти и газа. В 2016 году добыча нефти и газового конденсата составила 547,5 млн тонн, из которых более 50% было направлено на переработку на российские предприятия. Более 40% из 83 млрд м3 попутного нефтяного газа также было переработано на российских ГПЗ. В 2016 году было произведено около 45 млн тонн нефтехимического сырья, что, за исключением этана, значительно превышает потребности отечественной нефтехимической отрасли.

Экономика нефтехимии

Конкурентоспособность переработки углеводородного сырья обеспечивается системой государственного субсидирования через механизм таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты. Система поддерживает не только переработчиков, но и потребителей продуктов переработки, причем как в России, так и в странах ЕАЭС.

Таможенная субсидия российских НПЗ в 2012–2016 годах превысила 5 трлн руб., что значительно превосходит инвестиционную программу модернизации всей нефтеперерабатывающей отрасли за этот период. Размер субсидии увеличивается при росте цен на нефть, что не имеет экономического смысла, поскольку создает ложные стимулы к наращиванию избыточных нефтеперерабатывающих мощностей.

В 2014 году в нефтяной отрасли начался налоговый маневр, при котором происходит снижение коэффициентов экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты с одновременным ростом ставки НДПИ на нефть. С началом реализации маневра в целях компенсации роста внутренних цен на сырье были введены налоговые вычеты по акцизу на нафту, поставляемую на нефтехимические предприятия.

Действующая схема субсидирования формировалась во времена высоких цен на нефть, когда была высокой и таможенная субсидия в абсолютном выражении. При снижении цен на нефть объем таможенных субсидий начал стремительно сокращаться.

Второй фактор конкурентоспособности российской нефтехимии – стоимость транспортировки. Транспортные тарифы на сырье (СУГ, нафту) сравнительно высоки, поскольку необходимо использовать специальные цистерны и контейнеры, отвечающие требованиям пожаро- и взрывобезопасности. Перевозка сыпучих полимерных материалов (полиэтилена, полипропилена и т. п.), напротив, безопаснее, проще и дешевле. Производства в регионах добычи и переработки нефтехимического сырья и ориентированные на выпуск такой продукции могут в полной мере использовать данное преимущество.

Вместе с тем не вся нефтехимическая продукция является твердой (метил-трет-бутиловый эфир – МТБЭ, моноэтиленгликоль – МЭГ, бутиловые спирты и проч.) и для таких продуктов «транспортный эффект» может быть значительно слабее. Это может влиять на выбор продуктовой линейки нефтехимических предприятий РФ: чем дальше они от рынков сбыта, тем выше экономическая привлекательность твердых продуктов по сравнению с жидкими, а продукты больше ориентированы на внутренний рынок.

Основным источником нафты выступают НПЗ. В связи с ее высоким выходом при переработке нефти средний российский НПЗ может производить объем, достаточный для обеспечения крупной пиролизной установки. Именно поэтому пиролизные установки, работающие преимущественно на нафте, интегрированы в структуру НПЗ. Более 20 млн тонн нафты ежегодно экспортируется, поскольку существующих мощностей по переработке в России недостаточно, чтобы производить конечный продукт. И это при том, что загрузка установок превышает 85%.

Логистика СУГ гораздо сложнее. Во-первых, объемы производства СУГ по заводам намного меньше, чем нафты. Лишь несколько предприятий (большинство находится в Западной Сибири) могут полностью обеспечить сырьем пиролизную установку. Из примерно 6 млн тонн СУГ, экспортируемого Россией, около 4 млн тонн производится в Западной Сибири и около 2 млн тонн – в Урало-Поволжье. Основная часть экспортного объема Западной Сибири фактически заготовлена под крупнейший строящийся нефтехимический комплекс «СИБУРа» «ЗапСибНефтехим». Доступ к данным ресурсам компания получила, построив систему сбора СУГ.

Свободных объемов СУГ Поволжья с учетом последних тенденций по строительству крупных мощностей недостаточно для реализации масштабного нефтехимического проекта. Поскольку ресурс разбросан по региону и принадлежит разным компаниям («Газпрому», «Роснефти», «ЛУКОЙЛу»), собрать его в одной точке будет проблематично из-за логистических ограничений.

Более 80% ШФЛУ в России поступает на переработку с получением СУГ и нафты. Небольшая часть (около 15%, 1,5 млн тонн) идет на нефтехимические производства в непереработанном виде, причем для этих производств ШФЛУ не является основным сырьем.

Объем производства этана совпадает с объемом потребления: из-за сложности транспортировки рынок этана в России отсутствует, а его потребители и производители тесно связаны. Объем извлеченного ресурса из добываемого природного газа ежегодно составляет 6–8% из примерно 15 млн тонн, что с учетом высокой эффективности его использования в нефтехимии может стать важной точкой роста отрасли.

Что касается обеспечения отрасли сырьем в будущем, то объем нафты, доступной для нефтехимии, зависит от сценария спроса на автобензин. В сценарии высокого спроса объем выпуска нафты существенно не изменится. При сохранении текущего уровня спроса углубление переработки позволит высвободить дополнительный объем нафты для нефтехимического производства.

В любом из сценариев существующих объемов с запасом хватит для реализации самых амбициозных планов развития.

Потенциал добычи газа в России значительно превышает уровень спроса на внутреннем и внешнем рынках. Динамика ввода новых газодобывающих мощностей будет во многом зависеть от мировой рыночной конъюнктуры, развития газопотребляющих производств в России и нерыночных механизмов, таких как регуляторные ограничения поставок российского газа в Европу, ценовое регулирование на внутреннем рынке, монополизация экспорта трубопроводного газа.

Экономика пиролиза

Отрасль характеризуется высокой рентабельностью производства и стабильно генерирует высокий операционный денежный поток. Экономическая эффективность большинства российских нефтехимических предприятий обусловлена не только таможенными субсидиями, но и формированием цены по принципу импортного паритета (европейская цена плюс транспорт) при поставках на внутренний рынок. Логистический эффект, в отличие от нефтепереработки, действует уже в обратную сторону.

Принимая инвестиционные решения, инвесторы должны выбирать между доступностью сырья и капиталоемкостью производства в совокупности с рисками сбыта конечной продукции, а также учитывать риски изменения регулирования.

Операционная экономика пиролизных установок на СУГ в текущей ситуации отличается устойчивостью благодаря высокой доле выхода легких фракций (этилена и пропилена). Вместе с тем с учетом высокой волатильности цен на продукты нефтехимии и сложность бизнеса инвестиционная эффективность может быть недостаточной для принятия положительного инвестиционного решения, хотя доходность проектов и кажется приемлемой для большинства отраслей.

Для пиролиза на нафте ситуация иная. Для операционной эффективности даже без анализа чувствительности расчета к входным параметрам очевидно, что и без субсидий существующий пиролиз будет прибыльным.

Из-за высокой доли выхода тяжелых фракций (С4, ароматики и пр.) новые проекты будут потенциально более капиталоемкими, технологически сложными и более рискованными. В связи с этим государственная субсидия имеет критически важное значение для строительства пиролизных комплексов.

Взгляд в будущее

В 2012 году Министерство энергетики РФ утвердило План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года (далее – План-2030). Разработанная в рамках плана стратегия, предусматривающая создание шести специальных крупных газо- и нефтехимических конгломератов-кластеров, должна была решить одну из ключевых структурных задач – создать базу для развития производства нефтехимических продуктов.

В рамках каждого кластера предполагалось развитие полной производственной цепочки – от добычи углеводородов до выпуска конечных потребительских товаров. Стратегия развития в рамках кластеров была выбрана неслучайно: международный опыт показал успешность создания подобных структур.

Среди основных преимуществ такой организации производства эксперты VYGON Consulting выделяют снижение капитальных и операционных затрат на логистику, а также возможность наиболее полно использовать эффект масштаба. Чем больше производств будет сосредоточено в одном месте, тем выгоднее создавать общую инфраструктуру (как физическую, так и институциональную), больше будет спектр выпускаемой продукции и выше уровень распространения лучших бизнес-практик и инноваций.

Российскими компаниями заявлено несколько проектов крупных олефиновых комплексов, которые должны стать центрами кластеров. В результате реализации Плана-2030 совокупная мощность нефтехимического производства по этилену в год должна была вырасти с 3,1 млн тонн в 2012 году до 7,8 млн тонн в 2017 году, а к 2020 году составить уже 12,8 млн тонн.

Помимо пиролизной установки, каждый кластер должен быть обеспечен сырьевой базой и необходимой инфраструктурой. Предусмотрена реализация нескольких крупных трубопроводных проектов. Каждый из них должен не только обеспечить доставку, но и стимулировать переработку газового и газоконденсатного сырья на месторождениях с целью выделения этана и СУГ.

Периферию кластера должны были составить малые и средние предприятия по производству конечных продуктов потребления. Реализация выбранного подхода позволила бы комплексно способствовать сокращению дефицита мощностей для производства мономеров, развитию внутреннего спроса на продукты нефтехимии, стимулированию экспорта.

На текущий момент в строй не введена ни одна из заявленных установок. Все проекты или перенесены на более поздние сроки, или отменены. Проекты Саянского, Каспийского и Балтийского ГХК остановлены, их реализация в среднесрочной перспективе маловероятна. Завершение строительства Восточного НХК, Амурского ГХК, Новоуренгойского ГХК перенесено на срок после 2021 года.

Из утвержденных в Плане-2030 проектов, реализацию которых с определенной степенью уверенности можно ожидать в среднесрочной перспективе (до 2021 года), остались только два: «ЗапСибНефтехим» и «Нижнекамскнефтехим», хотя конфигурация последнего была изменена.

Ключевой проблемой, с которой столкнулись компании при реализации инвестиционных планов, выступает обеспечение сырьем. Требуется соорудить транспортную инфраструктуру, которая отличается высокой капиталоемкостью, ухудшая экономику проектов. Еще при утверждении Плана-2030 Минэнерго провело экономическую оценку заявленных проектов трубопроводов. Расчет показал, что инвестиционно привлекательным оказался только трубопровод Пурпе – Южный Балык – Тобольск, который должен обеспечить сырьем «ЗапСибНефтехим». По факту он стал единственным реализованным инфраструктурным проектом, остальные оказались экономически неэффективными. Таким образом, за исключением редких случаев строительство крупных инфраструктурных объектов экономически нецелесообразно: для их реализации требуются большие инвестиции, которые могут никогда не окупиться из-за отсутствия стимулирующих финансовых инструментов.

Кроме того, со времен формирования Плана-2030 произошел ряд изменений в стратегических направлениях развития компаний. Например, в 2017 году «Роснефть» объявила о планах довести долю нефте- и газохимии до 20% общего объема перерабатывающих мощностей. Помимо ВНХК, компания планирует совместно с китайской Sinopec строительство газохимического комплекса в Красноярском крае. ГХК нацелен на переработку природного и попутного газа (5 млрд м3 в год с возможностью расширения до 10 млрд м3 в год). Ресурсной базой проекта служат месторождения Юрубченского кластера.

Направления госстимулирования

Выбранная в рамках Плана-2030 стратегия развития путем создания кластеров представляет собой оптимальный вариант развития нефтехимической отрасли России. Однако данный подход предполагает активное участие государства, которое не только предоставляет льготы и субсидии будущим предприятиям, но, прежде всего, занимается строительством инфраструктуры будущих кластеров и обеспечением их сырьем.

Перенос зарубежного опыта налогового стимулирования в Россию потребовал бы значительно перестроить систему налогообложения отрасли. В отличие от Саудовской Аравии, российские нефтегазовые компании, за счет которых было бы возможно проводить такую политику, являются акционерными обществами и не могут участвовать в убыточных проектах. Такие сложные инструменты, как MLP, практикуемые в США, пока еще крайне сложно применять в России из-за слабой развитости фондового рынка.

Текущая система таможенных и налоговых субсидий нефтехимической отрасли изменяется под действием внешних условий и не является следствием долгосрочной государственной политики. Нынешняя система поддержки отрасли не является целевой и не стимулирует ее развитие.

По мнению экспертов VYGON Consulting, для направленного развития и поддержки отрасли необходим комплексный подход, который должен охватывать не только нефтехимию, но и всю цепочку от добычи сырья до производства конечной продукции.

Система субсидий должна быть направлена на решение конкретных государственных задач (например, на строительство пиролизных комплексов и транспортной инфраструктуры). Она должна быть скоординирована со стратегией развития смежных отраслей, не создавая искусственных перекосов в стимулировании развития производства по типам сырья.

Система не должна быть привязана к целевому потребительскому продукту – выбор по сырью и продукции должен делать производитель со своим пониманием рынка.

Вопрос может быть решен, если в РФ будут созданы надежные инструменты финансирования инфраструктурных проектов. В данный момент среди прочих рассматривается инфраструктурная ипотека. Это вид государственно-частного партнерства, когда частный инвестор кредитует государство при строительстве инфраструктурных объектов (например, трубопроводов). Возврат инвестиций происходит за счет регулярных платежей от основных пользователей объекта.

Какими могут быть условия субсидирования в случае продолжения налогового маневра со снижением и полной отменой экспортной пошлины?

Для нефтепереработки тенденция состоит в снижении вплоть до полного исчезновения объема субсидирования. Обнуление пошлин без компенсационных механизмов сделает существенную часть переработки нерентабельной (из-за логистических затрат), вызвав риск дефицита некоторых видов моторного топлива на внутреннем рынке.

Дифференциация стимулов по типам сырья (этан, нафта и СУГ), в принципе, целесообразна, но система стимулирования должна быть фокусной. Для нафты эффективнее налоговые и таможенные инструменты поддержки строительства нефтехимических мощностей. Для СУГ и этана необходим баланс стимулов, чтобы создать инфраструктуру подготовки и транспорта сырья и меры налоговой поддержки, выравнивающие условия с нафтой. Дополнительно для СУГ возможно использование дифференцированного подхода для чистых фракций и смесей.

Иными словами, для достижения государством ключевых целей (развитие отрасли, создание рабочих мест, получение налоговых отчислений) целесообразно модифицировать субсидию и сделать ее целевой.

В этом случае компании, которые инвестируют в строительство новых нефтехимических объектов, смогут частично компенсировать затраты в объеме субсидий. Компании, не заинтересованные в развитии производства, будут также вести деятельность, но со значительно меньшей доходностью.