1 стр. из 1

Строительство одного из самых крупных магистральных нефтепроводов нашей страны — «Восточная Сибирь — Тихий Океан» длится вот уже полтора года. По прогнозам, к 2015 г. в Восточной Сибири и Якутии будет добываться до 40 млн т нефти, а к 2025 г. — до 80 млн т. Исходя из подобных прогнозов, в «Транснефти» заявляют о стопроцентной гарантии заполнения первой очереди трубопровода (нефтепровод «Тайшет — Сковородино» и нефтеналивной терминал в Козьмино на побережье Японского моря) мощностью 30 млн т сырья в год (срок — вторая половина 2008 г.).

В рамках второго этапа планируется строительство нефтепровода «Сковородино — Козьмино» мощностью 50 млн т нефти в год с расширением пропускной способности нефтепроводной системы на участке «Тайшет — Сковородино» до 80 млн т (срок — 2015 г.). Таким образом, общий объем нефти, экспортируемой по ВСТО, составит порядка 80 млн т нефти в год.

Что же такое 80 млн т нефти? Это примерно 580 млн баррелей, а по текущим мировым ценам на нефть ($73 за баррель Urals) это более $40 млрд в год. Сумма впечатляет — ведь более половины этих доходов пойдет в бюджет в виде налоговых поступлений. Например, при экспорте нефти по первой очереди (30 млн т и при текущих ценах на нефть) доходы нефтяных компаний могут составить порядка $16 млрд в год. Соответственно, при прочих равных условиях, российский бюджет может ежегодно пополняться на $8 млрд (при сохранении текущего уровня налоговых отчислений с нефтяных компаний).

С этой точки зрения, экспорт нефти является несомненным плюсом. Но это в идеале. В реальности цены нефти, экспортируемой по ВСТО, могут быть меньше рыночных. Например, китайская сторона постарается заключить с Россией долгосрочные контракты и максимально снизить цену поставки. В данном случае их основным козырем будет создание рынка покупателя (особенно в случае с веткой от Сковородино). И этот «китайский козырь» является основной российской «ахиллесовой пятой» — ведь в настоящий момент юридически у нашей страны пока нет абсолютных гарантий от потенциальных импортеров (в частности, Китая) ни по поставкам, ни по объемам этих поставок, ни по ценам. Поэтому существует риск, что после создания нефтепровода китайская сторона, пользуясь своим преимуществом основного покупателя, станет менять условия игры в свою пользу — и мы окажемся в ситуации, подобной произошедшей несколько лет назад с проектом «Голубой поток». В этом случае потенциальная выгода от экспорта нефти по ВСТО будет поставлена под вопрос. Соответственно, и о приросте ВВП говорить не придется. Таким образом, очевидно, что в случае экспорта сырой нефти кроме косвенных потерь от продажи сырых углеводородов (вместо переработанных, то есть с большей добавленной стоимостью) Россия может понести и прямые убытки от более низких цен на нефть по сравнению с тем же европейским рынком.

Конечно, выход на побережье Японского моря дает нам некоторое преимущество, ведь в этом случае количество потенциальных покупателей возрастает — к Китаю прибавляются Япония и Южная Корея. Но опять же у России нет гарантий, что у покупателей не будет искушения договориться о проведении общей стратегии на рынке с целью понижения цены на российское сырье.

Чтобы обезопасить себя от подобного сценария развития событий, целесообразно было бы получить гарантии по поставкам и ценам. Но потенциальные покупатели пока не спешат подписывать какие-либо обязывающие их документы. И в этой ситуации наиболее перспективной представляется диверсификация поставок — но не по направлениям (увеличение потенциальных рынков сбыта), а по линейке продукции, т. е. развитие переработки и экспорт уже готовых нефтепродуктов.

При таком сценарии очевидны сразу несколько преимуществ. Во-первых, это полное обеспечение внутренних потребностей — ведь в настоящий момент на Дальнем Востоке отсутствует достаточное количество перерабатывающих мощностей, способных обеспечивать растущие потребности в светлых нефтепродуктах даже внутреннего рынка, не говоря уже о потенциальных поставках за рубеж. Соответ­ственно, нефтеперерабатывающие проекты косвенно создадут предпосылки для развития экономики дальневосточного региона. Во-вторых, это относительная свобода от покупателей — поставлять нефте­продукты можно гораздо более широкому кругу стран — кроме трех вышеназванных тот же бензин можно экспортировать в другие страны АТР. Конечно, в этом случае и конкуренция выше, но лучше уж завоевывать юго-восточный рынок, демпингуя на ценах на бензин, чем продавать сырую нефть по ценам ниже мировых (ведь пока риск такого развития событий сохраняется). В-третьих, это новые технологии, которые будут оставаться в нашей стране (плюс развитие именно российской научной базы в области нефтепереработки). Но самое главное преимущество развития переработки — это экспорт продукции с повышенной добавленной стоимостью, а ведь именно к этому и необходимо стремиться — экспортировать не сырье, а готовую продукцию.

Действительно, если исходить из программы развития нефтегазового комплекса Дальнего Востока, то стратегической задачей ТЭК этого региона является достижение максимально возможного экспорта не только нефти и газа, но и продуктов их переработки (причем без ущемления интересов внутренних потребителей). Важно именно увеличение глубины переработки нефти, а также развитие нефтехимии, — а это, в свою очередь, увеличит экспорт продукции с высокой добавленной стоимостью. В настоящий момент в соответствии с программой развития ТЭК Дальнего Востока в районе прохождения ВСТО планируется построить: НПЗ или комплекс НПЗ (Сковородино, предполагаемые сроки строительства 2008–2010 гг.), НПЗ (Приморский край, 2008–2012 гг.), завод синтетических каучуков (Хабаровск, 2015–2019 гг.), завод химических волокон (Благовещенск, 2016–2020 гг.).

Мощности НПЗ в Находке (Восточный НПЗ, 2008–2012 гг., оператор «Роснефть»): мощность первой очереди 10 млн т (всего планируется построить две очереди — итого общая мощность составит 20 млн т). НПЗ в Сковородино (2008–2010 гг.) — мощность 20 млн т.

Завод синтетических каучуков в Хабаровске (2015–2019 гг.) и завод химических волокон в Благовещенске (2016–2020 гг.) — проектная мощность пока не определена.

Сегодня российские нефтеперерабатывающие мощности дают около 500 л светлых продуктов с тонны нефти (при средней глубине переработки 72%). При этом в среднем в экономически развитых странах аналогичные показатели равны 700 л с тонны нефти (глубина переработки 85–95%). Предполагаем, что новые перерабатывающие мощности на Дальнем Востоке будут иметь глубину переработки близкую к мировым (то есть порядка 90%). Следовательно, выход светлых нефтепродуктов может достигнуть порядка 700 л с тонны нефти и даже больше — ведь технологии не стоят на месте. Но для расчета возьмем все же существующую цифру 700 л. Итак, при строительстве двух НПЗ (в Находке и в Сковородино) мощностью по 20 млн т (итого 40 млн т) теоретически выход светлых неф­тепродуктов возможен на уровне 30–35 млн т. В настоящее время внутренние потребности в нефте­продуктах на Дальнем Востоке составляют порядка 5 млн т. Большая часть удовлетворяется за счет поставок с Комсомольского и Хабаровского НПЗ. Проектная мощность этих заводов (общая) составляет 10 млн т — так что при увеличении в будущем потребностей региона в нефтепродуктах данные НПЗ смогут быстро нарастить объемы производства. Таким образом, приходим к выводу, что первоначально рассчитанные 30–35 млн т светлых нефтепродуктов могут на 90–95% поставляться на экспорт (5–10% все же оставляем на внутренние потребности приграничных регионов). Следовательно, только светлых нефтепродуктов мы потенциально можем экспортировать 28–32 млн т (естественно, это предварительные данные, которые по мере развития проектов строительства НПЗ, а также потребностей регионов могут меняться).

С другой стороны, прогнозируется, что к 2010 г. в Китае общая потребность только в бензине может составить порядка 190–200 млн т. Так что рынок сбыта нашим неф­тепродуктам гарантирован. Останется определиться в цене. Сейчас литр бензина в Китае стоит порядка $0,7 (при этом в других странах АТР он стоит как минимум в 1,5–2 раза дороже). Соответственно, даже если весь бензин мы будем продавать в Китай по этой цене (или немного меньше), то потенциальные доходы могут составить порядка $20–23 млрд (30 млн т (среднее от 28–32 млн т.) × 1,1 (коэффициент перевода в литры) × 0,65 (текущая цена литра бензина в Китае с небольшим дисконтом).

Сравнивая эту цифру ($20– 23 млрд) с потенциальными доходами нефтяных компаний от экспорта нефти ($16 млрд), видим весьма существенное отличие. И это только прямая выгода. А сколько развитие нефтепереработки принесет косвенных доходов (то же развитие профильного машиностроения)? Причем в данном случае не просчитаны доходы от экспорта нефтехимической продукции (с планируемых заводов в Хабаровске и Благовещенске) — ведь нефтехимия дает еще большую добавленную стоимость, чем простая переработка нефти. Но поскольку не определены мощности будущих заводов (которые планируется только начать строить не раньше 2015 г.), то сделать объективные прогнозы по потенциальным доходам от экспорта их продукции достаточно сложно. Соответственно, потенциальный прирост ВВП от всего комплекса нефтепереработки и нефтехимии на Дальнем Востоке просчитать пока затруднительно. Если же брать в расчет только нефтепереработку, то потенциальный вклад в рост ВВП (который в 2006 г. составил 26,6 трлн руб.) может составить более 2%.

Таким образом, очевидно: развитие нефтепереработки на Дальнем Востоке может быть вполне перспективным.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!