09.06.2014 | Марина Войтенко

Российский ТЭК – планы и деньги

В последнее время многие знаковые события в экономической сфере оказываются щедро приправленными углеводородным «соусом». Причем заметное нефтегазовое сгущение новостного фона по сути своей вовсе не случайно. При торможении экономической динамики зримо обнаруживаются ее структурные ограничения. Одно из главных – гипертрофированная роль ТЭКа, текущее состояние которого сильно ослабляет иммунитет к рецессионному синдрому и не позволяют уйти от мало вдохновляющей и многолетней перспективы роста не более 2,0-2,5% в год. Из испытанного средства решения социальных и экономических проблем российское углеводородное хозяйство само стало таковой.

Заседание президентской Комиссии по вопросам стратегии ТЭК и экологической безопасности (4 июня) в полной мере подтвердили ощущение, что и сам комплекс, и его регулятивная среда уже не будут такими, как раньше. Содержание дискуссий (подчас сильно эмоциональных) довольно ясно показывает – переход через Рубикон начался. Гарантированный рост экономики страны, как еще раз подчеркнул Владимир Путин, уже невозможен без развития Восточной Сибири и Дальнего Востока и выхода на растущие рынки АТР. Ключевым условием реализации этой задачи является потенциал проектов ТЭК.

На первый взгляд, казалось бы, вполне традиционная мантра о «нашем всем». Однако уже следующая фраза Президента РФ поставила точки над «i»: комплекс «должен стать основой обеспечения мультипликативного эффекта за счет … якорного заказа оборудования, услуг, технологий, локализация производства». Чтобы обеспечить такое лидерство ТЭК в импортозамещении, правительство получило поручение подготовить план конкретных мероприятий по локализации производства на базе инвестпрограмм нефтяных и газовых компаний. Стратегический замысел предельно понятен: назревшая производственно-технологическая модернизация ТЭК, направленная на рост доли энергоносителей с высокой добавленной стоимостью (светлые нефтепродукты, газомоторное топливо, продукция нефте- и газохимии), должна стать движущей силой и для обновления национальной промышленности.

Практическое воплощение, вместе с тем, во многом (если не решающим образом) будет зависеть от формирования в комплексе целостной и гибкой институциональной системы. Министр энергетики Александр Новак выделяет здесь три главных направления: создание стабильных и эффективных внутренних рынков с низкой степенью монополизации, высоким уровнем конкуренции, развитыми внутренними механизмами ценообразования; создание общих рынков энергоносителей ЕАЭС; переход к стабильной системе налогообложения, максимизирующей долгосрочный экономический эффект от работы ТЭК.

Заметим, что, вопреки ожиданиям, на заседании не состоялись специальные обсуждения ни «большого налогового маневра» в нефтяной отрасли, ни инициатив Минэнерго по пилотным проектам применения налога на финансовый результат (вместо НДПИ). Из чего можно сделать вывод, что принципиальные политические решения приняты, и правительству теперь предстоит в довольно сжатые сроки (подгоняет тема начавшегося бюджетного процесса) положить их на язык нормативных документов.

Размен снижения тарифов и акцизов на теперь уже менее чем двукратный рост НДПИ (предыдущий вариант предполагал увеличение более чем в два раза) теперь растянут на четыре года вместо двух. Оставшиеся вопросы по дестимулированию переработки Минфин обязался снять до внесения проекта бюджета-2015 в Госдуму. Возражения же на заседании комиссии по поводу идеи «маневра» со стороны главы «Роснефти» Игоря Сечина, по мнению и экспертов, и правительственных чиновников, на деле являются заявкой на специальный налоговый режим для проектов компании в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (к примеру, Восточной нефтехимической компании с ожидаемым объемом инвестиций до конца десятилетия около 1 трлн. рублей).

Стратегическая задача ближайших лет – форсированное развитие нефте- и газохимии, что уже к 2017 году позволило бы отказаться от импорта базовых полимеров, полипропилена и полиэтилена. В основе – активное применение кластерного подхода к формированию центров по глубокой переработке углеводородов с обеспечением для малых и средних компаний доступа к получаемым на ранних стадиях переделов полупродуктов с целью расширения выпуска малотоннажной наукоемкой химической продукции. Собственно, производственно-технологическая часть этого структурного маневра понятна, но остается много вопросов к регулятивной компоненте (например, как вписать кластеры в существующую налоговую систему). И, если в отношении нефтехимии значительная часть решений в этой сфере уже складывается, то во всем, что касается использования и транспортировки газа они попросту отторгаются сложившейся институциональной средой.

Если под этим углом зрения посмотреть на содержание дискуссии на заседании комиссии, то необходимо констатировать начало своего рода «июньской газовой революции». Раньше, до обсуждения на президентском уровне выборы принципов ценообразования для внутреннего рынка газа и его оптимальной модели дело не доходило. Показательно, что на повестке дня сейчас оказался весь комплекс остроактуальных вопросов развития газовой отрасли.

Речь идет о модификации принципа равнодоходности внешних и внутренних цен (МЭР предлагает нетбэк по поставкам Европу с единым корректирующим коэффициентом 0,7); ограничениях роста регулируемых цен таргетом по инфляции в среднесрочном периоде; при этом установлении цен на уровне, стимулирующем повышение энергоэффективности; запуске биржевой торговли газом; обеспечении гарантированного доступа к газотранспортной системе Газпрома других производителей, выравнивании тарифов на транспортировку для всех компаний (для газовой монополии они сейчас на 15% ниже) и прибыльности поставок газа на ближние и дальние расстояния в пределах РФ.

Кроме того, при формировании перспективной модели газового рынка, как уже признано, необходимо постепенно ликвидировать перекрестное субсидирование между различными категориями потребителей, добиться выравнивания ставок по НДПИ для независимых производителей и Газпрома, а также внедрить прозрачные и единообразные критерии предоставляемых им ценовых скидок на внутреннем рынке.

Далеко не все детали решения этих вопросов в настоящее время до конца понятны и очевидны. Тем не менее, движение к ответам набирает темп и безрезультатным уже не может оказаться по определению.

Такая же судьба ждет для многих ставшим неожиданным предложение Владимира Путина подумать о докапитализации Газпрома. Эксперты уже обратили внимание на то, что применительно к добычной компании термин этот не вполне корректен. Логичнее (в строгом смысле слова) было бы говорить о допэмиссии акций в размере 10-20%. Но состояние рынков к такому действию пока не слишком располагает. Использование золотовалютных резервов ЦБ РФ сопряжено с денежной эмиссией, и в этом случае неизбежный инфляционный эффект может оказаться нежелательно высоким. Остается прямое участие государства в проектном финансировании. Но, здесь опять-таки непонятны источники (бюджетный резерв, Фонд национального благосостояния, кредиты госбанков или что-то еще?), а также конкретные адреса. Уместнее было бы дать денег дочерней структуре Газпрома, которая станет заниматься восточными проектами. По меньшей мере, легче будет контролировать их целевое использование.

«Многоэтажность» и глубокая «эшелонированность» планов, как известно, всегда испытывается наличием денег и их доступностью. Между тем, финансовые затраты предстоят колоссальные. 3 июня опубликован очередной доклад Международного энергетического агентства «World Energy Investment Outlook 2014». Аналитики МЭА прогнозируют, что до 2035 года энергетика РФ потребует инвестиций в объеме $2,5 трлн. На первый взгляд в сопоставлении с общемировым трендом, аналогичный показатель для которого ожидается на уровне $48,1 трлн.[1], цифра не пугающая.

Причем, если в глобальном хозяйстве в целом наибольшие капвложения потребуются в сегмент электроэнергетики ($16,4 трлн.), то по объему необходимых России инвестиций эта отрасль на третьем месте. В ближайшие двадцать лет, согласно расчетам МЭА, она потребует $614 млрд. На угольный сегмент придется $49 млрд.

Следующая по размеру необходимых финансовых затрат – нефтяная составляющая энергетического комплекса – $849 млрд. На разведку и освоение новых месторождений необходимо потратить $750 млрд., на переработку – $70 млрд., транспортировку – $28 млрд.

Повышение энергоэффективности всего российского ТЭК потребует инвестиций в $212 млрд. Лидером же по необходимым вложениям является газовая отрасль – $1,016 трлн., или 40% от суммарных инвестиционных потребностей энергетики. Из них $715 млрд должно быть потрачено на разведку и добычу «голубого топлива»[2], на транспортировку - $28 млрд. и т.д.

«Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года», выпущенный в минувшем мае Институтом энергетических исследований РАН и Аналитическим центром при правительстве РФ, содержит примерно схожие оценки, во всяком случае в смысле определения тренда. В докладе подчеркивается, что капиталовложения, энергосбережение и децентрализованное энергоснабжение станут большой, но необходимой к исполнению нагрузкой на экономику страны. В период до 2040 года эти инвестиции вырастут с ожидаемых в 2011-2015 годах $435 млрд до $675-815 млрд в 2036-2040 годах. Несмотря на то, что доля капиталовложений на энергообеспечение в ВВП уменьшится с 6% в 2011-2015 годах (что почти в 5 раз выше средней по миру) до 4% в 2031-2040 годах, она останется по-прежнему больше прогнозной мировой в 2,5-3 раза.

Марина Войтенко – экономический обозреватель

^[1] Из них $40 трлн. пойдут на обеспечение предложения, $8 трлн. – на улучшение энергоэффективности.

Как следует из доклада Агентства, инвестиции в энергетическую отрасль США до 2035 года могут составить $7,34 трлн., Китая – $7,33 трлн., стран ЕС – $5,38 трлн.

Более половины из общей суммы будет потрачено на восполнение снижения производства на действующих на настоящий момент нефтяных и газовых месторождениях, поиск новых источников поставок, строительство перерабатывающих мощностей и трубопроводов. На этом фоне увеличивается зависимость мирового энергетического рынка от стран, которые пока еще серьезно ограничивают доступ иностранных компаний к своим энергоресурсам. В связи с этим в МЭА подчеркивают, что в 2020-е годы роль Ближнего Востока, особенно государств не входящих в картель ОПЕК в удовлетворении глобального нефтяного спроса будет расти. Однако перспективы своевременного увеличения инвестиций в ближневосточном регионе остаются неопределенными в силу известных политических, транспортных рисков и проблем обеспечения безопасности в регионе.

^[2] Проблема эта известна давно, и оценки МЭА, даже если несколько завышены, по крайней мере определяют ее масштабы. По данным ИНЭИ РАН и Аналитического центра при Правительстве РФ, запасы газа разрабатываемых месторождений Тюменской области – основного газодобывающего региона страны, таких как Медвежье и Ямбургское, выработаны на 76-79% и они перешли в стадию падающей добычи. Уникальное Уренгойское месторождение выработано на 54%. Возникает необходимость освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличиваются в составе разведанных запасов доли жирных, конденсато- и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей промышленности.

Версия для печати