Нефтегазовую отрасль прочат в локомотивы


Геннадий КРАСОВСКИЙ

В соответствии с недавно принятой стратегией экономического развития России до 2020 года, нефтегазодобывающая отрасль может сыграть роль локомотива экономического роста.
Планируется, что российские компании увеличат добычу нефти на 60% (до 420—
450 млн т в год), а природного газа — на 20%
(до 700 млрд куб. м в год).

Стабильное увеличение добычи углеводородного сырья должно способствовать ежегодному росту ВВП на 4—5,5%. Достижение таких параметров позволит удвоить физические объемы экспорта нефти и газа, что в свою очередь обеспечит ежегодный объем валютных поступлений от их экспорта до $75—80 млрд, почти в два раза больше, чем в 2001 году. А это, безусловно, поможет создать благоприятные предпосылки для улучшения инвестиционного климата в России и развития рынка заемных капиталов.

Огромный внешний долг и обязательства по его обслуживанию будут диктовать правительству необходимость увеличивать экспорт углеводородного сырья в долгосрочной перспективе. По действующему на данный момент графику платежей Россия должна до 2020 года выплатить около $200 млрд. Соответственно, Министерство энергетики планирует к 2020 году увеличить экспорт нефти до 200 млн т в год (на 60—70% больше, чем в 2002 году), экспорт природного газа — до 350—380 млрд куб. м в год.

НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА. ОБОРУДОВАНИЕ ИЗНОШЕНО

Для реализации столь масштабных задач предприятиям нефтегазодобывающей отрасли в ближайшие 20 лет потребуется около $650—700 млрд инвестиций. Такое финансирование не может быть обеспечено самими нефтяными и газовыми компаниями: они в состоянии выделить не более $450—500 млрд. Остальные средства придется привлекать из внешних источников. Таким образом, в ближайшие десятилетия российским компаниям для финансирования своих программ развития дополнительно нужно привлечь от $150 до $200 млрд.

Будущий рост добычи нефти в России связан с началом промышленной разработки трех новых нефтегазоносных провинций: в Тимано-Печоре, северной части Каспийского моря и на Сахалинском шельфе. Инвестиции в развитие Тимано-Печорской провинции оцениваются в $8—10 млрд до 2020 года, что позволит в течение 20 лет прирастить около 700—800 млн т запасов нефти и 50—60 млрд куб. м газа. Ожидается, что к 2020 году ежегодная добыча нефти достигнет 30 млн т; для сравнения: в 2000 году этот показатель составлял 13 млн т.

Необходимые инвестиции в каспийские проекты до 2020 года оцениваются в $7—10 млрд, что должно обеспечить к 2010 году рост добычи нефти на севере Каспия до 20—25 млн т в год. Инвестиции в дальневосточные проекты до 2020 года оцениваются в $50—60 млрд. Перспективные запасы углеводородов на Дальнем Востоке достигают 50 млрд т условного топлива, а добыча нефти в регионе к 2020 году могла бы составить 45—50 млн т.

Ситуация в газовой отрасли России также требует привлечения массированных инвестиций. Дефицит вложений в газовую промышленность за 1998—2000 годы составил порядка $14,5 млрд,
что привело в 2000 году к снижению добычи газа предприятиями «Газпрома» более чем на 22 млрд куб. м по сравнению с уровнем 1999 года. Для преодоления этой тенденции и достижения заданных правительством показателей «Газпрому» необходимо привлечь до 2020 года $50—60 млрд внешних инвестиций и примерно столько же вложить собственных средств.

Состояние технической базы российской нефтегазодобывающей отрасли делает обязательным проведение масштабной модернизации оборудования. Средний коэффициент износа оборудования по отрасли — 70%, а по отдельным предприятиям — 80%. По самым скромным оценкам, на цели технического переоснащения отрасли до 2020 года потребуется от $20 до $40 млрд. Исключение составляют ЛУКОЙЛ и «Сургутнефтегаз», которые всегда вкладывали значительные средства в модернизацию и замену устаревшего оборудования. К 2002 году эти две компании практически завершили переоборудование своих основных производственных подразделений, а износ оборудования у них составляет только около 40%.

НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА. ПРОДУКТЫ НЕ СООТВЕТСТВУЮТ ЭКОЛОГИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ

Прогнозируемый рост отечественной экономики предполагает 30%-ный рост объемов переработки нефти к 2020 году — до 220—225 млн т. При этом выход светлых нефтепродуктов (бензин, керосин, газойль, дизельное топливо) планируется увеличить с 65% до 85%, для чего необходима кардинальная модернизация российских нефтеперерабатывающих активов. Ужесточение Европейским экономическим сообществом экологических требований к импортируемым нефтепродуктам способно привести к резкому сокращению экспортного потенциала российских НПЗ.

В 2004 году будет вводиться европейский стандарт качества «ЕВРО-4». Требования по содержанию серы в нефтепродуктах существенно изменятся — с 0,005% до 0,0035%. Сегодня можно уверенно сказать, что только 6—7 из 28 действующих российских нефтеперерабатывающих заводов удастся в срок подготовиться к новым стандартам качества. Модернизацию своих НПЗ заканчивает ЛУКОЙЛ, активно ее ведут ТНК, «Славнефть», «Сибнефть», начинают — «Роснефть» и «Сургутнефтегаз». Владельцы остальных нефтеперерабатывающих заводов стоят перед сложным выбором: или искать средства для модернизации, или отказываться от экспортных операций с нефтепродуктами в Западной Европе.

Программа модернизации российских НПЗ для доведения качества выпускаемых нефтепродуктов до требуемого уровня оценивается в $13—15 млрд. В рамках этой программы российские нефтяные компании за последние пять лет уже вложили около $3 млрд.

ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЦЕСС. ОПОРА НА СОБСТВЕННЫЕ СИЛЫ

Анализ текущей ситуации в отрасли показывает, что инвестиционный процесс идет в основном за счет собственных средств нефтяных компаний. Так, в 2000 году они вложили $4,9 млрд, что составило 95—97% всех инвестиций в отрасли. В 2001 году вложения в нефтегазовую отрасль достигли рекордной цифры — $10—12 млрд, из которых около 90% — собственные средства нефтяных компаний. В 2002 году ухудшение мировой конъюнктуры заставило нефтяные компании сократить на 15—20% свои инвестиционные планы.

В условиях нормальной экономики использование только собственных средств не может быть основным способом развития компании. Ее развитие должно происходить в значительной степени за счет заемных средств, собственные же ресурсы обычно направляются на рост благосостояния акционеров. При этом деньги, отданные в качестве дивидендов инвесторам, сторицей возвращаются в виде роста капитализации компании, улучшения ее имиджа и, соответственно, возможности получения дешевых заимствований при размещении дополнительных эмиссий акций и других финансовых инструментов. Однако пока о нормальной инвестиционной ситуации говорить не приходится: в стране не развит финансовый рынок. Надежда — на западные финансовые рынки, на которых пока активно работают лишь «Газпром» и ЛУКОЙЛ, и на происходящее сейчас снижение налогового бремени.

НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ.
ЛЕД ТРОНУЛСЯ

Согласившись в начале 90-х годов на приватизацию предприятий нефтегазовой отрасли, законодатели привязали большую часть налогов к доходам, тем самым сильно осложнив жизнь компаниям отрасли. В основе налоговой политики лежал принцип: основные налоговые тяготы должны нести добывающие и перерабатывающие предприятия. Для перепродавцов и сбытовых компаний налоги оказались не столь велики, так как в начале прошлого десятилетия налоговым службам было легче разбираться с несколькими десятками добывающих предприятий и НПЗ, чем с тысячами перепродавцов и сбытовых компаний.

Налоговая система начала
90-х лишила нефтяные компании около 50—60% их валовой выручки и привела к затяжному спаду. Высокие налоги означали, что даже наиболее успешным компаниям светила удельная чистая прибыль максимум в 5—7%, в то время как большинство фиксировало убытки.

Российские законы позволяли нефтяным компаниям отчислять средства на инвестиции только из чистой прибыли. Хроническая нехватка средств для капитальных вложений в добывающие мощности привела к тому, что объем добычи сократился с 9,3 млн баррелей в сутки в 1991 году до 6,01 млн баррелей в сутки в 1996 году, а соответственно, к уменьшению налогооблагаемой базы и резкому сокращению доходов государства.

Отсутствие средств заставило менеджмент оптимизировать структуру компаний и привлекать инвестиции с мировых рынков. А нежелание правительства ослабить налоговое давление привело к тому, что в середине 90-х годов нефтяные компании стали формировать вертикально интегрированные структуры, включающие добывающие, перерабатывающие и сбытовые подразделения, как единственно возможный путь облегчения налогового бремени.

В 1999 году в связи с либерализацией налогового законодательства налоговые отчисления нефтяных компаний упали до $4,7 за баррель и составили не более 42% валовой выручки. Их уменьшение и рост цен на нефть позволили увеличить объем капитальных затрат в 2000 году до $4,5—5 млрд — на 50% по сравнению с затратами в предыдущем году, в 2001 году объем капитальных затрат составил более $10 млрд.

Сейчас налоговые отчисления российских нефтяных компаний сопоставимы с отчислениями зарубежных нефтяных компаний (налогооблагаемый уровень нефтяных компаний в Великобритании и США — 35—45%).

Поправки к Налоговому кодексу, вступившие в действие с 1 января 2001 года, предусматривают еще целый ряд налоговых послаблений, представленных в рамках проводимой властями налоговой реформы.

Налоговые инициативы правительства призваны обеспечить экономический рост 4—5% на протяжении ближайших 10 лет. Однако их успех будет зависеть от продолжительности роста благосостояния нефтегазодобывающей отрасли, являющейся одним из основных источников денежных средств для бюджета. Достижение этих показателей даст возможность сохранить конкурентоспособность российских НК по сравнению с крупными зарубежными компаниями, что в свою очередь позволит российским нефтяным компаниям успешно действовать не только на российском рынке, но и на мировом.