До тех пор пока в России не будет создан пласт независимых нефтеперерабатывающих компаний, а стратегия нефтяных компаний не будет сопряжена с фискальной и промышленной политикой государства, дешевого и качественного бензина не будет.
За последние два месяца цены на бензин в России выросли почти на 6%, а за последние полгода — на 14%. Удорожание топлива в России происходит уже не первый год. Можно было бы эту проблему списать на дорожающую нефть. Не получается: в зависимых от импортного топлива США цены такие же, как и в изобильной нефтью России (см. график 1).
Российская нефтепереработка достигла технологического потолка своей эффективности, такой важный для отрасли показатель, как выход светлых нефтепродуктов с тонны переработанной нефти, в прошлом году впервые снизился (см. график 2).
Можно было бы отсутствие содержательных результатов списать на политику государства в отношении нефтяных компаний по линии нефтепереработки, которая как была, так и остается фискально-репрессивной. Однако это может служить лишь оправданием, а не объяснением. Роль государства в отрасли, и без того немаленькая, существенно выросла — «Роснефть» получила теперь уже юридический контроль над бывшими активами ЮКОСа. Акции традиционно считающихся ценообразователями на рынке нефтепродуктов НПЗ Уфы по решению суда также отошли государству. Это означает, что если раньше власти проводили политику в отрасли в основном против «чужих», то теперь объектами государственного воздействия стали по большей части «свои» компании, и им даются определенные поблажки. Вот, скажем, с 1 января 2008 года Россия должна была перейти на стандарт «Евро-3», однако из-за технологической неспособности большинства НПЗ выпускать топливо соответствующего качества эта дата была передвинута еще на год. Однако сильно ослаблять закрученные в предыдущие годы гайки чиновники, по всей видимости, не будут — скорее всего, они попытаются добиться нужного результата, играя с имеющимися рычагами. Проблема в том, что этих рычагов в нефтепереработке очень немного, а благие в общем-то намерения государства, давящего на эти рычаги изо всех сил, уже привели к задержкам с модернизацией НПЗ и к очередному (и ожидаемому) скачку цен на топливо.
В общем, в российской нефтепереработке явно есть системный дефект, раз ни осознание обществом проблем отрасли, ни желание крупных игроков их решить, ни попытки государства исправить ситуацию не приводят к должному эффекту. Очевидно, что привычными методами добиться оздоровления отрасли уже невозможно, надо придумывать что-то новое.
Понимание того, что с отраслью надо что-то делать, пришло к государственным мужам относительно недавно. Наша нефтепереработка, как известно, дитя двух родителей — советского Госплана и рыночных реформ 90−х. Российские НПЗ создавались не в условиях рыночной экономики и не для рыночной экономики. Это объясняет многое, в том числе довольно странный состав их оборудования, нынешняя эффективность которого сопоставима с эффективностью времен Великой Отечественной войны. Как и тогда, сейчас из тонны нефти в России получается лишь 45–50% светлых нефтепродуктов.
То, что нефтепереработка в СССР развивалась экстенсивно, не секрет. При изобилии нефти можно было не вкладываться в сложные и дорогие вторичные и третичные процессы, а потребность в топливе компенсировать простым увеличением мощностей. Тем более что структура спроса на нефтепродукты в СССР (с преобладанием дизельного топлива для грузового транспорта) как раз является «естественной» для примитивной нефтепереработки — при первичной разгонке нефти получается в основном дизель, тогда как выпуск автобензина в больших количествах требует установки на заводах дополнительного оборудования.
В начале 90−х годов внутренние цены на нефть перестали быть копеечными, и теперь они вполне сопоставимы с мировыми. Это вроде должно было стимулировать владельцев НПЗ выжимать из нефти максимум прибыли. Но долгое время этого не происходило. Модернизация НПЗ в 90−х — это по большей части отдельные мелкие проекты, связанные, например, с производством новых поколений присадок для повышения октанового числа бензина. Серьезные инвестиционные проекты в те годы были реализованы только на уфимских НПЗ, которые не входили в состав вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) и еще со старых времен были ориентированы на бОльшую глубину переработки нефти. Полномасштабная же реконструкция отрасли не могла начаться до роста мировых цен на нефть и усиления государственного давления на привыкшие работать по-советски нефтяные компании.
О какой реконструкции, собственно, идет речь?
Все технологические процессы стандартного НПЗ можно разделить на три группы. Есть те, без которых завод в принципе не существует. Есть процессы, которые способствуют повышению качества продуктовой корзины (снижение содержания серы, повышение октанового числа). А есть те, что ответственны за увеличение выхода светлых фракций. В советские времена с качеством бензина и показателем «выход светлых» особо не заморачивались. В итоге большинство российских НПЗ получило в наследство примитивную структуру (см. схему).
Даже самые лучшие российские заводы, в модернизацию которых уже в наше время было вложено немало средств, все еще находятся на уровне в лучшем случае стран Восточной Европы (см. таблицу 1), причем с течением времени эффективность российских НПЗ почти не увеличивается.
Источник: данные компаний, «Эксперт» Естественно, это усредненная картина, в реальности за последние десять лет у одних заводов «выход светлых» вырос, а у других остался прежним или даже упал (см. график 2).
В том, что с увеличением загрузки мощностей эффективность нефтепереработки может снижаться, виноват дефицит вторичных процессов на НПЗ, которых для дополнительных объемов нефти просто не хватает. Отсюда следует, что для расшития этих узких мест мощности надо расширять, а там, где их нет, — создавать с нуля.
К таким же выводам еще в 2001 году пришло правительство, принявшее Федеральную целевую программу развития топливно-энергетического комплекса страны до 2010 года. Согласно этой программе, в российскую нефтепереработку должно было быть инвестировано около 200 млрд рублей, или 7 млрд долларов (с учетом инфляции и изменения курса эта сумма сейчас составляет 20 млрд долларов). В соответствии с программой нефтяные компании должны были построить такое количество новых объектов, что правильнее было бы говорить о создании отрасли с чистого листа. В программе вполне резонно отмечалось, что проблемы у российской нефтепереработки буквально со всем: и с выпуском высокооктанового топлива, и с его экологическими характеристиками, и главное, с уровнем извлечения светлых фракций из нефти. Недаром половину инвестиций предполагалось направить на строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга, повышающих выход светлых нефтепродуктов.
Желаемое, однако, плохо воплощается в действительность. Более того, можно сказать, что госпрограмма провалена. По нашим оценкам, она реализована максимум на 40% (сегодня, напомним, 2008 год), и очевидно, что в результате будет выполнена в лучшем случае наполовину. Между тем именно от нее отталкивалось правительство при определении сроков перехода на экологические стандарты «Евро-2», «Евро-3», «Евро-4» и так далее. Сроки эти сдвигались и, скорее всего, будут сдвигаться и дальше.
Нефтяники, в отличие от чиновников, расставили приоритеты по-своему. Даже выпуск экологически чистого топлива — это отнюдь не главное направление, над которым они действительно работали. Основной упор был сделан на удовлетворение спроса на бензин с большим октановым числом (см. таблицу 2): строительство установок изомеризации и алкилирования, производящих «ложки меда» для облагораживания бочки низкооктанового топлива. Общее количество светлых нефтепродуктов от этого, естественно, не увеличилось. Не увеличилось оно и от создания установок гидроочистки, призванных снизить содержание серы (это главный параметр евростандартов).
* В ценах 2001 года.** МТБЭ (метил-третбутиловый эфир), октаноповышающая присадка Источники: ФЦП «Энергоэффективная экономика» (2001), данные компаний, «Эксперт» Таким образом, львиная доля средств, действительно вложенных в российские НПЗ, была направлена на то, чтобы отрапортовать правительству об успехах в борьбе за экологию и обеспечение обновленного автопарка топливом более высокого качества. Впрочем, продукции изготавливающих кустарное топливо «бадяжников» на российских АЗС в результате этого если и стало меньше, то ненамного. Прежде всего потому, что особых финансовых выгод от продажи «современного» топлива на внутреннем рынке нефтяники не получают — потребители не готовы платить за него больше, чем за обычное. Это неудивительно, поскольку экологического контроля над состоянием автопарка в стране фактически никогда не существовало, а в среде автолюбителей существует мнение, что качество продаваемого на АЗС 95−го бензина таково, что лучше залить 92−й и не переплачивать.
В немалой степени в таком положении дел виновато то же правительство, точнее, его специфическая фискальная политика. Сначала государство пережало финансовый канал, связанный с экспортом нефти, затем взялось и за нефтепродукты (см. график 3).
В итоге рентабельность трейдинговых операций, связанных с экспортом нефти, экспортом нефтепродуктов и их продажей на внутреннем рынке, одинакова и низка, как никогда раньше. Впрочем, она все еще выше, чем в США, хотя и совсем ненамного (см. график 4).
Показательно, как нефтяники реагируют на давление государства. В попытке хоть как-то скрасить горечь потери экспортной сверхприбыли они всё поднимают и поднимают цены на нефтепродукты на внутреннем рынке (см. график 1).
В общем, нефтяные компании реагируют так, как обычно это делают ВИНКи. Раз нефтепереработка не приносит серьезного дохода и является малозначимым бизнесом по сравнению с добычей, тогда с паршивой овцы хоть шерсти клок.
Сейчас чистая маржа с барреля переработанной нефти в России составляет 14–15 долларов. Это всего на 3–4 доллара больше, чем в США. Следуя логике либеральных экономистов, если в стране имеет место рыночная экономика, то участники рынка должны зарабатывать прежде всего с оборота, а не с маржи и компенсировать падение рентабельности ростом объемов продаж. Для независимых нефтепереработчиков, у которых нет других источников дохода, это и вовсе единственный способ выживания. Однако вот проблема. В России практически нет независимой нефтепереработки и, как следствие, нет свободной конкуренции на топливном рынке. Некому снижать цены в расчете на увеличение продаж.
Это означает, что отрасль достигла потолка в своем экстенсивном развитии. Когда-то советская нефтянка выжила после распада советской экономики благодаря созданию вертикально интегрированных структур. ВИНКи не дали отрасли развалиться, сохранили в целом ее структуру, активы, кадры. Но благотворный эффект от вертикализации, похоже, исчерпан. Экономическая теория говорит, что главный минус ВИНКов — их неспособность чутко реагировать на рыночные стимулы по всей производственной цепочке. Какие-то звенья неминуемо оказываются в загоне, на задворках внимания менеджеров, вне зоны инвестиционных вливаний. Похоже, именно это мы и наблюдаем сейчас в России. Конечно же, ВИНКи не есть зло. Они составляют основу нефтяного комплекса не только России, но и большинства развитых западных стран. Только в последних отрасль не ограничивается исключительно вертикальными структурами. Там хватает и других игроков, в первую очередь тех, чьим основным бизнесом является именно нефтепереработка. Их роль трудно переоценить. Ведь именно они — рыночный противовес ВИНКам.
Что бы произошло с ценами на бензин в России, если бы у нас существовала независимая нефтепереработка? Усиление фискального давления на производителей резко понизило бы конкурентоспособность вертикально интегрированных нефтяных компаний. Средний и крупный специализированный нефтеперерабатывающий бизнес, наоборот, получил бы преимущество за счет более эффективного ведения дел в усложняющихся условиях. Все попытки ВИНКов завысить цены были бы пресечены на корню, ведь в этом случае потребители сразу переключились бы на продукцию независимых, которые умеют работать с рынком. Но самое главное, независимые продемонстрировали бы увеличение рентабельности операций по продаже нефтепродуктов в сравнении с ВИНКами и привлекли бы в отрасль дополнительный капитал.
Но пока этого нет. И парадокс вроде скромных темпов роста внутреннего рынка нефтепродуктов, несмотря на бурную автомобилизацию и кажущееся повышение мобильности населения (см. график 5), получает простое объяснение. (Конечно, можно привести вполне рациональные причины такого «отставания» и иного толка. Например, вновь покупаемые автомобили, как правило, импортного происхождения и имеют меньший удельный расход бензина, чем отечественные. Или, скажем, в автомобилизацию вовлекаются мало ездящие граждане.)
Помимо мировой конъюнктуры, недоразвитых НПЗ и госполитики у роста цен на топливо есть еще одна причина. Родом она из советского прошлого — с тех времен отрасль унаследовала довольно специфическую территориальную структуру. Большинство НПЗ расположено так, что каждый из них имеет свою сбытовую зону, в которой он является практически монопольным поставщиком топлива, что естественно для плановой экономики. В ходе приватизации отказаться от такой системы даже не пытались: если нефтяные активы и НПЗ в составе компании обычно географически связаны не были, то местные сети нефтепродуктообеспечения (имеющие название «ХХХнефтепродукт», где ХХХ — название региона) шли в качестве довеска к нефтепереработке. Поэтому нет ничего удивительного в том, что существующая территориальная сегментация рынка нефтепродуктов такая, какая есть, а именно неконкурентная. Относительно конкурентных рынков (где, впрочем, тоже периодически обнаруживаются ценовые сговоры) в России не более десятка, и это скорее исключения, нежели правило.
Этот феномен представители нефтяного сообщества объясняют так. Перевозка нефтепродуктов — дело дорогое, и литр бензина при поставке в чужую сбытовую зону становится дороже примерно на 30 копеек, что якобы сильно снижает рентабельность НПЗ и оптовых продавцов. В реальности, однако, сумма транспортных расходов в разы меньше прибыли как оптовых, так и розничных продавцов топлива. Истинные причины дробления внутреннего рынка нефтепродуктов, вероятно, кроются не только в области экономики. На протяжении последних лет пятнадцати контроль над местным оборотом нефтепродуктов является важным финансовым подспорьем для структур, близких к региональным властям. Они же, в свою очередь, еще в 90−х вступили в альянсы с нефтяными компаниями, которым достались местные нефтебазы. Вертикальная интеграция в нефтяной отрасли не дала окончательно развалиться нефтепереработке и позволила гарантировать поставки топлива даже в регионы с самыми неплатежеспособными потребителями.
Однако побочным эффектом стало фактическое устранение конкуренции на региональных рынках, в которой оказались не заинтересованы ни местные власти, ни нефтяные компании. Теоретически такая заинтересованность помимо рядовых потребителей должна быть только у ФАС, однако успехи этого ведомства в борьбе с региональными монополиями пока весьма скромны. Суммарная «монопольная наценка» оптовиков и ритейлеров на стоимость литра 92−го бензина в России составляет примерно 2,5 рубля. На столько в России был бы дешевле бензин, если бы все участники российской логистической цепочки работали с той же маржей, что и их американские коллеги.
Казалось бы, ситуация в России весьма похожа на то, как работает нефтеперерабатывающий бизнес в США и Европе: там тоже существуют разбросанные по территории заводы, обслуживающие в основном потребности региональных рынков. Но региональные рынки везде малы, и для владельца такого НПЗ единственный вариант для развития бизнеса — вступать в конкуренцию с соседями. Однако если собственники попытаются при этом выстроить барьеры для чужого топлива в своей сбытовой зоне, они тут же получат симметричный ответ от конкурентов и окажутся заперты на своем маленьком сбытовом пятачке. Такие инициативы не приходят в голову «национальным» нефтепереработчикам вроде OMV, Neste, MOL или Orlen, собственно, поэтому и существует то самое «единое экономическое пространство» свободной конкуренции, а бензин, произведенный, скажем, в Румынии, имеет шансы быть проданным во Франции.
Российский же рынок нефтепродуктов продолжает функционировать в полуплановом режиме. У нас фактически нет независимой нефтепереработки (да и свободного рынка нефти тоже), сделки по приобретению нефтебаз и сетей АЗС единичны, «нарушители» существующих правил игры рискуют нарваться на неприятности. Показательно, что общественность одного из российских регионов требовала от местного губернатора допустить на местный рынок еще несколько поставщиков топлива для снижения цен.
Даже представители нефтяных компаний признают, что, не имей они сбытовых активов, продавать топливо на том или ином рынке было бы куда сложнее. Выходит, что раздел рынка нефтепродуктов и завышенные цены сейчас начинают играть против самих нефтяных компаний — они лишили себя одного из главных каналов увеличения продаж, ведь на поделенном и олигополизированном рынке продать дополнительный объем продукции с сохранением рентабельности весьма затруднительно. Остается урывками повышать оптовые и розничные цены.
Так, может, тяга к региональному монополизму — это всего лишь российская особенность? Заметим, что продажа нефтепродуктов на внутренний рынок является не единственным, а в случае с дизельным топливом и мазутом и не основным каналом их сбыта (см. график 6).
Давайте посмотрим, как работают на внешних рынках наши ВИНКи. Первое, что бросается в глаза: полноценными участниками мировой нефтепереработки российские нефтяные компании не являются. Объясняют они это тем, что положение на мировом топливном рынке примерно такое же, как на внутрироссийском, только в роли монополизированных рынков выступают страны, а не регионы. Якобы, не имея собственных нефтеперерабатывающих и сбытовых активов, продать топливо в той или иной стране можно только с большим дисконтом. Но раз уж российским компаниям так необходимы зарубежные НПЗ и сети АЗС для полноценной игры на мировом рынке, ничто не мешает им эти активы приобрести. Именно так, путем скупки заводов, как независимых переработчиков, так и нефтяных мейджоров, начиная с 1980−х годов и создавались такие крупные американские и европейские независимые нефтеперерабатывающие компании, как Valero, Tesoro, Sunoco и Petroplus. Причем собственной нефтедобычей ни одна из них не располагает. Разумеется, параллельно с НПЗ этих компаний существуют и заводы нефтяных мейджоров, которые задают общий уровень цен на рынке. Однако, например, в США их доля в суммарных мощностях — чуть более половины, остальное приходится на независимые нефтеперерабатывающие компании (см. график 7).
При этом существует как свободный рынок нефти, так и свободный оптовый рынок нефтепродуктов, цены на котором зависят от мировых цен на нефть (см. график 1).
Именно поэтому, а также из-за очень высокой конкуренции на региональных рынках, розничные цены в США (в отличие от российских) имеют свойство периодически существенно снижаться.
Однако если нефтеперерабатывающие заводы в США и Европе продаются, почему же ни один из них не оказался в руках российских нефтяных компаний? Логично было бы предположить, что они просто обязаны теснить мейджоров, приобретая крупные заводы. А еще лучше — постараться приобрести хотя бы одного независимого нефтепереработчика с имеющимися у него сбытовыми сетями, которые позволили бы продавать там и нефтепродукты, произведенные в России. Денег на покупку, скажем, Tesoro или Sunoco, текущая капитализация которых составляет 5–6 млрд долларов, у российских нефтяных гигантов, тех же «ЛУКойла» и «Роснефти», более чем достаточно.
К тому же мейджоры готовы избавляться от части нефтеперерабатывающих мощностей, концентрируя усилия на нефтедобыче, — это тенденция последних лет двадцати. Зато интерес к НПЗ в США проявляют многие нефтяные компании развивающихся стран вроде Petróleos de Venezuela. Правда, если в корпоративном плане переработка нефти за рубежом и доступ к местным рынкам — это безусловный прогресс для этих компаний, то с точки зрения национальных экономик это закрепление все той же убогой специализации на экспорте сырой нефти. В России же, согласно последним алармистским заявлениям, располагаемые ресурсы этого сырья расти больше не будут, и поэтому углубление ее переработки приобретает для страны и наших нефтяных компаний особое значение.
Впрочем, даже работать по такой «венесуэльской» схеме, то есть купить хотя бы один крупный завод на чужом конкурентом рынке, российские нефтяники пока не смогли. Получается, что за пределами страны наши ВИНКи не способны работать ни в качестве мейджоров, определяющих уровень цен на нефть, ни в качестве крупных поставщиков нефтепродуктов, ни в качестве независимых нефтепереработчиков. Будем честными, вся зарубежная экспансия наших нефтяников вылилась в фактическую скупку целых рынков (на Украине, в Белоруссии, Болгарии и Румынии), что очень напоминает стратегию ведения ими бизнеса в России. Оторваться от нее ни одна из российских нефтяных компаний так и не смогла.
Надеяться на то, что проблемы российской нефтепереработки рассосутся сами собой или разом решатся директивой правительства или очередным закручиванием ценовых гаек, по меньшей мере наивно. Разумеется, антимонопольные меры в отношении тех или иных компаний, пойманных на «необоснованном» повышении цен, могут дать некий кратковременный эффект. Однако есть большие сомнения, что ФАС и прочие компетентные органы располагают большой политической волей для того, чтобы систематически обрабатывать таким образом все нефтяные компании России, в том числе государственные. Куда более действенным решением могла бы стать дифференциация экспортных пошлин на нефтепродукты в зависимости от технологического состояния НПЗ, их сопряжение с инвестиционными стратегиями крупнейших нефтяных компаний. Их представители выступают за введение фиксированной разницы между пошлиной на нефть и на нефтепродукты, что сделало бы перспективы окупаемости инвестпроектов в отрасли более прозрачными.
Впрочем, для перехода российской нефтепереработки на совершенно иные стратегические рельсы в отрасли должны появиться независимые игроки. История развития нефтепереработки в США и Европе говорит о том, что этими игроками становятся не абстрактные «эффективные собственники», а вполне определенные группы бизнесменов, каждая из которых существует и в России. Прежде всего это выросшие до общенациональных масштабов путем скупки активов нефтеперерабатывающие компании, ранее владевшие несколькими небольшими заводами, вроде Valero и Tesoro. Это бывшие небольшие ВИНКи, отказавшиеся от нефтедобывающего бизнеса, такие как Sunoco. Это проекты отдельных инвесторов, рассматривающих нефтепереработку как способ вложения денег (Koch) или как развитие нефтетрейдинга (Petroplus).
Создание в России критической массы средних по размеру, но специализированных компаний — задача номер один. Но откуда они могут взяться? В России есть потенциальные точки роста независимой нефтепереработки. Это компании, владеющие мини-НПЗ, небольшие ВИНКи (типа «Русснефти» и «Альянса»), участники нефтетрейдинга на уфимских НПЗ, возможно, небольшие иностранные компании (вроде слившейся с «Альянсом» шведской WSR). Это те источники наполнения «инкубатора», из которого вполне могут появиться достаточно крупные и сильные нефтеперерабатывающие компании, которые будут успешно конкурировать с ВИНКами и выступать центром притяжения капитала. Однако, как показывает опыт, для их ускоренного роста необходимо наличие выставляемых на продажу крупных активов, в первую очередь нефтеперерабатывающих. Донорами таких активов являются нефтяные мейджоры, не заинтересованные в том, чтобы держаться за нуждающиеся в модернизации заводы, и готовые уступить их за разумную цену. В России же нефтяные гиганты до последнего цепляются за «убитые» предприятия, зачастую ничего в них не вкладывая. Пожалуй, единственным исключением является ТНК-ВР, продавшая «Русснефти» устаревший завод в Орске. Однако если в процесс вмешается государство и, скажем, установит правило продажи на аукционе любого НПЗ, технический уровень которого недопустимо низок, инвестиционный процесс и демонополизация отрасли пойдут куда быстрее.
За последние два месяца цены на бензин в России выросли почти на 6%, а за последние полгода — на 14%. Удорожание топлива в России происходит уже не первый год. Можно было бы эту проблему списать на дорожающую нефть. Не получается: в зависимых от импортного топлива США цены такие же, как и в изобильной нефтью России (см. график 1).
Российская нефтепереработка достигла технологического потолка своей эффективности, такой важный для отрасли показатель, как выход светлых нефтепродуктов с тонны переработанной нефти, в прошлом году впервые снизился (см. график 2).
Можно было бы отсутствие содержательных результатов списать на политику государства в отношении нефтяных компаний по линии нефтепереработки, которая как была, так и остается фискально-репрессивной. Однако это может служить лишь оправданием, а не объяснением. Роль государства в отрасли, и без того немаленькая, существенно выросла — «Роснефть» получила теперь уже юридический контроль над бывшими активами ЮКОСа. Акции традиционно считающихся ценообразователями на рынке нефтепродуктов НПЗ Уфы по решению суда также отошли государству. Это означает, что если раньше власти проводили политику в отрасли в основном против «чужих», то теперь объектами государственного воздействия стали по большей части «свои» компании, и им даются определенные поблажки. Вот, скажем, с 1 января 2008 года Россия должна была перейти на стандарт «Евро-3», однако из-за технологической неспособности большинства НПЗ выпускать топливо соответствующего качества эта дата была передвинута еще на год. Однако сильно ослаблять закрученные в предыдущие годы гайки чиновники, по всей видимости, не будут — скорее всего, они попытаются добиться нужного результата, играя с имеющимися рычагами. Проблема в том, что этих рычагов в нефтепереработке очень немного, а благие в общем-то намерения государства, давящего на эти рычаги изо всех сил, уже привели к задержкам с модернизацией НПЗ и к очередному (и ожидаемому) скачку цен на топливо.
В общем, в российской нефтепереработке явно есть системный дефект, раз ни осознание обществом проблем отрасли, ни желание крупных игроков их решить, ни попытки государства исправить ситуацию не приводят к должному эффекту. Очевидно, что привычными методами добиться оздоровления отрасли уже невозможно, надо придумывать что-то новое.
Понимание того, что с отраслью надо что-то делать, пришло к государственным мужам относительно недавно. Наша нефтепереработка, как известно, дитя двух родителей — советского Госплана и рыночных реформ 90−х. Российские НПЗ создавались не в условиях рыночной экономики и не для рыночной экономики. Это объясняет многое, в том числе довольно странный состав их оборудования, нынешняя эффективность которого сопоставима с эффективностью времен Великой Отечественной войны. Как и тогда, сейчас из тонны нефти в России получается лишь 45–50% светлых нефтепродуктов.
То, что нефтепереработка в СССР развивалась экстенсивно, не секрет. При изобилии нефти можно было не вкладываться в сложные и дорогие вторичные и третичные процессы, а потребность в топливе компенсировать простым увеличением мощностей. Тем более что структура спроса на нефтепродукты в СССР (с преобладанием дизельного топлива для грузового транспорта) как раз является «естественной» для примитивной нефтепереработки — при первичной разгонке нефти получается в основном дизель, тогда как выпуск автобензина в больших количествах требует установки на заводах дополнительного оборудования.
В начале 90−х годов внутренние цены на нефть перестали быть копеечными, и теперь они вполне сопоставимы с мировыми. Это вроде должно было стимулировать владельцев НПЗ выжимать из нефти максимум прибыли. Но долгое время этого не происходило. Модернизация НПЗ в 90−х — это по большей части отдельные мелкие проекты, связанные, например, с производством новых поколений присадок для повышения октанового числа бензина. Серьезные инвестиционные проекты в те годы были реализованы только на уфимских НПЗ, которые не входили в состав вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) и еще со старых времен были ориентированы на бОльшую глубину переработки нефти. Полномасштабная же реконструкция отрасли не могла начаться до роста мировых цен на нефть и усиления государственного давления на привыкшие работать по-советски нефтяные компании.
О какой реконструкции, собственно, идет речь?
Все технологические процессы стандартного НПЗ можно разделить на три группы. Есть те, без которых завод в принципе не существует. Есть процессы, которые способствуют повышению качества продуктовой корзины (снижение содержания серы, повышение октанового числа). А есть те, что ответственны за увеличение выхода светлых фракций. В советские времена с качеством бензина и показателем «выход светлых» особо не заморачивались. В итоге большинство российских НПЗ получило в наследство примитивную структуру (см. схему).
Даже самые лучшие российские заводы, в модернизацию которых уже в наше время было вложено немало средств, все еще находятся на уровне в лучшем случае стран Восточной Европы (см. таблицу 1), причем с течением времени эффективность российских НПЗ почти не увеличивается.
Сравнительная эффективность некоторых российских и зарубежных НПЗ
| Компания | Страна | Место | Мощность, млн т | Выход светлых, % |
| LyondellBasell | США | Хьюстон | 13,5 | 90 |
| Frontier oil | США | Эльдорадо | 5,5 | 85 |
| Petroplus | Великобритания | Коритон | 10,5 | 77 |
| Petroplus | Германия | Ингольштадт | 5,5 | 74 |
| Neste Oil | Финляндия | Порвоо | 7,3 | 74 |
| Orlen | Литва | Мажейкяй | 12,0 | 68 |
| «Уфанефтехим» | Россия | Уфа | 9,5 | 68 |
| «ЛУКойл» | Болгария | Бургас | 8,8 | 65 |
| Orlen | Польша | Плоцк | 13,5 | 61 |
| ТНК-ВР | Россия | Рязань | 19,0 | 55 |
| «ЛУКойл» | Россия | Пермь | 12,4 | 49 |
| WSR | Россия | Хабаровск | 4,3 | 33 |
Источник: данные компаний, «Эксперт» Естественно, это усредненная картина, в реальности за последние десять лет у одних заводов «выход светлых» вырос, а у других остался прежним или даже упал (см. график 2).
В том, что с увеличением загрузки мощностей эффективность нефтепереработки может снижаться, виноват дефицит вторичных процессов на НПЗ, которых для дополнительных объемов нефти просто не хватает. Отсюда следует, что для расшития этих узких мест мощности надо расширять, а там, где их нет, — создавать с нуля.
К таким же выводам еще в 2001 году пришло правительство, принявшее Федеральную целевую программу развития топливно-энергетического комплекса страны до 2010 года. Согласно этой программе, в российскую нефтепереработку должно было быть инвестировано около 200 млрд рублей, или 7 млрд долларов (с учетом инфляции и изменения курса эта сумма сейчас составляет 20 млрд долларов). В соответствии с программой нефтяные компании должны были построить такое количество новых объектов, что правильнее было бы говорить о создании отрасли с чистого листа. В программе вполне резонно отмечалось, что проблемы у российской нефтепереработки буквально со всем: и с выпуском высокооктанового топлива, и с его экологическими характеристиками, и главное, с уровнем извлечения светлых фракций из нефти. Недаром половину инвестиций предполагалось направить на строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга, повышающих выход светлых нефтепродуктов.
Желаемое, однако, плохо воплощается в действительность. Более того, можно сказать, что госпрограмма провалена. По нашим оценкам, она реализована максимум на 40% (сегодня, напомним, 2008 год), и очевидно, что в результате будет выполнена в лучшем случае наполовину. Между тем именно от нее отталкивалось правительство при определении сроков перехода на экологические стандарты «Евро-2», «Евро-3», «Евро-4» и так далее. Сроки эти сдвигались и, скорее всего, будут сдвигаться и дальше.
Нефтяники, в отличие от чиновников, расставили приоритеты по-своему. Даже выпуск экологически чистого топлива — это отнюдь не главное направление, над которым они действительно работали. Основной упор был сделан на удовлетворение спроса на бензин с большим октановым числом (см. таблицу 2): строительство установок изомеризации и алкилирования, производящих «ложки меда» для облагораживания бочки низкооктанового топлива. Общее количество светлых нефтепродуктов от этого, естественно, не увеличилось. Не увеличилось оно и от создания установок гидроочистки, призванных снизить содержание серы (это главный параметр евростандартов).
Российские нефтяные компании не осилили стратегию правительства
| Технологические процессы | Инвестиции согласно ФЦП, млрд долл.* | Ввод мощностей, по планам ФЦП, млн т | Реализация, % |
| Первичная переработка | 0,28 | 15,50 | 65 |
| Каталитический крекинг | 0,98 | 12,00 | 46 |
| Гидрокрекинг | 3,11 | 19,09 | 34 |
| Гидроочистка | 0,44 | 15,63 | 38 |
| Изомеризация | 0,16 | 2,52 | 79 |
| Висбрекинг | 0,15 | 8,57 | 32 |
| Каталитический риформинг | 0,76 | 9,20 | 43 |
| Выпуск битума | 0,03 | 0,72 | 69 |
| Алкилирование | 0,29 | 1,22 | 82 |
| Выпуск МТБЭ** | 0,05 | 0,13 | 150 |
| ИТОГО | 6,26 | 40 |
* В ценах 2001 года.** МТБЭ (метил-третбутиловый эфир), октаноповышающая присадка Источники: ФЦП «Энергоэффективная экономика» (2001), данные компаний, «Эксперт» Таким образом, львиная доля средств, действительно вложенных в российские НПЗ, была направлена на то, чтобы отрапортовать правительству об успехах в борьбе за экологию и обеспечение обновленного автопарка топливом более высокого качества. Впрочем, продукции изготавливающих кустарное топливо «бадяжников» на российских АЗС в результате этого если и стало меньше, то ненамного. Прежде всего потому, что особых финансовых выгод от продажи «современного» топлива на внутреннем рынке нефтяники не получают — потребители не готовы платить за него больше, чем за обычное. Это неудивительно, поскольку экологического контроля над состоянием автопарка в стране фактически никогда не существовало, а в среде автолюбителей существует мнение, что качество продаваемого на АЗС 95−го бензина таково, что лучше залить 92−й и не переплачивать.
В немалой степени в таком положении дел виновато то же правительство, точнее, его специфическая фискальная политика. Сначала государство пережало финансовый канал, связанный с экспортом нефти, затем взялось и за нефтепродукты (см. график 3).
В итоге рентабельность трейдинговых операций, связанных с экспортом нефти, экспортом нефтепродуктов и их продажей на внутреннем рынке, одинакова и низка, как никогда раньше. Впрочем, она все еще выше, чем в США, хотя и совсем ненамного (см. график 4).
Показательно, как нефтяники реагируют на давление государства. В попытке хоть как-то скрасить горечь потери экспортной сверхприбыли они всё поднимают и поднимают цены на нефтепродукты на внутреннем рынке (см. график 1).
В общем, нефтяные компании реагируют так, как обычно это делают ВИНКи. Раз нефтепереработка не приносит серьезного дохода и является малозначимым бизнесом по сравнению с добычей, тогда с паршивой овцы хоть шерсти клок.
Сейчас чистая маржа с барреля переработанной нефти в России составляет 14–15 долларов. Это всего на 3–4 доллара больше, чем в США. Следуя логике либеральных экономистов, если в стране имеет место рыночная экономика, то участники рынка должны зарабатывать прежде всего с оборота, а не с маржи и компенсировать падение рентабельности ростом объемов продаж. Для независимых нефтепереработчиков, у которых нет других источников дохода, это и вовсе единственный способ выживания. Однако вот проблема. В России практически нет независимой нефтепереработки и, как следствие, нет свободной конкуренции на топливном рынке. Некому снижать цены в расчете на увеличение продаж.
Это означает, что отрасль достигла потолка в своем экстенсивном развитии. Когда-то советская нефтянка выжила после распада советской экономики благодаря созданию вертикально интегрированных структур. ВИНКи не дали отрасли развалиться, сохранили в целом ее структуру, активы, кадры. Но благотворный эффект от вертикализации, похоже, исчерпан. Экономическая теория говорит, что главный минус ВИНКов — их неспособность чутко реагировать на рыночные стимулы по всей производственной цепочке. Какие-то звенья неминуемо оказываются в загоне, на задворках внимания менеджеров, вне зоны инвестиционных вливаний. Похоже, именно это мы и наблюдаем сейчас в России. Конечно же, ВИНКи не есть зло. Они составляют основу нефтяного комплекса не только России, но и большинства развитых западных стран. Только в последних отрасль не ограничивается исключительно вертикальными структурами. Там хватает и других игроков, в первую очередь тех, чьим основным бизнесом является именно нефтепереработка. Их роль трудно переоценить. Ведь именно они — рыночный противовес ВИНКам.
Что бы произошло с ценами на бензин в России, если бы у нас существовала независимая нефтепереработка? Усиление фискального давления на производителей резко понизило бы конкурентоспособность вертикально интегрированных нефтяных компаний. Средний и крупный специализированный нефтеперерабатывающий бизнес, наоборот, получил бы преимущество за счет более эффективного ведения дел в усложняющихся условиях. Все попытки ВИНКов завысить цены были бы пресечены на корню, ведь в этом случае потребители сразу переключились бы на продукцию независимых, которые умеют работать с рынком. Но самое главное, независимые продемонстрировали бы увеличение рентабельности операций по продаже нефтепродуктов в сравнении с ВИНКами и привлекли бы в отрасль дополнительный капитал.
Но пока этого нет. И парадокс вроде скромных темпов роста внутреннего рынка нефтепродуктов, несмотря на бурную автомобилизацию и кажущееся повышение мобильности населения (см. график 5), получает простое объяснение. (Конечно, можно привести вполне рациональные причины такого «отставания» и иного толка. Например, вновь покупаемые автомобили, как правило, импортного происхождения и имеют меньший удельный расход бензина, чем отечественные. Или, скажем, в автомобилизацию вовлекаются мало ездящие граждане.)
Помимо мировой конъюнктуры, недоразвитых НПЗ и госполитики у роста цен на топливо есть еще одна причина. Родом она из советского прошлого — с тех времен отрасль унаследовала довольно специфическую территориальную структуру. Большинство НПЗ расположено так, что каждый из них имеет свою сбытовую зону, в которой он является практически монопольным поставщиком топлива, что естественно для плановой экономики. В ходе приватизации отказаться от такой системы даже не пытались: если нефтяные активы и НПЗ в составе компании обычно географически связаны не были, то местные сети нефтепродуктообеспечения (имеющие название «ХХХнефтепродукт», где ХХХ — название региона) шли в качестве довеска к нефтепереработке. Поэтому нет ничего удивительного в том, что существующая территориальная сегментация рынка нефтепродуктов такая, какая есть, а именно неконкурентная. Относительно конкурентных рынков (где, впрочем, тоже периодически обнаруживаются ценовые сговоры) в России не более десятка, и это скорее исключения, нежели правило.
Этот феномен представители нефтяного сообщества объясняют так. Перевозка нефтепродуктов — дело дорогое, и литр бензина при поставке в чужую сбытовую зону становится дороже примерно на 30 копеек, что якобы сильно снижает рентабельность НПЗ и оптовых продавцов. В реальности, однако, сумма транспортных расходов в разы меньше прибыли как оптовых, так и розничных продавцов топлива. Истинные причины дробления внутреннего рынка нефтепродуктов, вероятно, кроются не только в области экономики. На протяжении последних лет пятнадцати контроль над местным оборотом нефтепродуктов является важным финансовым подспорьем для структур, близких к региональным властям. Они же, в свою очередь, еще в 90−х вступили в альянсы с нефтяными компаниями, которым достались местные нефтебазы. Вертикальная интеграция в нефтяной отрасли не дала окончательно развалиться нефтепереработке и позволила гарантировать поставки топлива даже в регионы с самыми неплатежеспособными потребителями.
Однако побочным эффектом стало фактическое устранение конкуренции на региональных рынках, в которой оказались не заинтересованы ни местные власти, ни нефтяные компании. Теоретически такая заинтересованность помимо рядовых потребителей должна быть только у ФАС, однако успехи этого ведомства в борьбе с региональными монополиями пока весьма скромны. Суммарная «монопольная наценка» оптовиков и ритейлеров на стоимость литра 92−го бензина в России составляет примерно 2,5 рубля. На столько в России был бы дешевле бензин, если бы все участники российской логистической цепочки работали с той же маржей, что и их американские коллеги.
Казалось бы, ситуация в России весьма похожа на то, как работает нефтеперерабатывающий бизнес в США и Европе: там тоже существуют разбросанные по территории заводы, обслуживающие в основном потребности региональных рынков. Но региональные рынки везде малы, и для владельца такого НПЗ единственный вариант для развития бизнеса — вступать в конкуренцию с соседями. Однако если собственники попытаются при этом выстроить барьеры для чужого топлива в своей сбытовой зоне, они тут же получат симметричный ответ от конкурентов и окажутся заперты на своем маленьком сбытовом пятачке. Такие инициативы не приходят в голову «национальным» нефтепереработчикам вроде OMV, Neste, MOL или Orlen, собственно, поэтому и существует то самое «единое экономическое пространство» свободной конкуренции, а бензин, произведенный, скажем, в Румынии, имеет шансы быть проданным во Франции.
Российский же рынок нефтепродуктов продолжает функционировать в полуплановом режиме. У нас фактически нет независимой нефтепереработки (да и свободного рынка нефти тоже), сделки по приобретению нефтебаз и сетей АЗС единичны, «нарушители» существующих правил игры рискуют нарваться на неприятности. Показательно, что общественность одного из российских регионов требовала от местного губернатора допустить на местный рынок еще несколько поставщиков топлива для снижения цен.
Даже представители нефтяных компаний признают, что, не имей они сбытовых активов, продавать топливо на том или ином рынке было бы куда сложнее. Выходит, что раздел рынка нефтепродуктов и завышенные цены сейчас начинают играть против самих нефтяных компаний — они лишили себя одного из главных каналов увеличения продаж, ведь на поделенном и олигополизированном рынке продать дополнительный объем продукции с сохранением рентабельности весьма затруднительно. Остается урывками повышать оптовые и розничные цены.
Так, может, тяга к региональному монополизму — это всего лишь российская особенность? Заметим, что продажа нефтепродуктов на внутренний рынок является не единственным, а в случае с дизельным топливом и мазутом и не основным каналом их сбыта (см. график 6).
Давайте посмотрим, как работают на внешних рынках наши ВИНКи. Первое, что бросается в глаза: полноценными участниками мировой нефтепереработки российские нефтяные компании не являются. Объясняют они это тем, что положение на мировом топливном рынке примерно такое же, как на внутрироссийском, только в роли монополизированных рынков выступают страны, а не регионы. Якобы, не имея собственных нефтеперерабатывающих и сбытовых активов, продать топливо в той или иной стране можно только с большим дисконтом. Но раз уж российским компаниям так необходимы зарубежные НПЗ и сети АЗС для полноценной игры на мировом рынке, ничто не мешает им эти активы приобрести. Именно так, путем скупки заводов, как независимых переработчиков, так и нефтяных мейджоров, начиная с 1980−х годов и создавались такие крупные американские и европейские независимые нефтеперерабатывающие компании, как Valero, Tesoro, Sunoco и Petroplus. Причем собственной нефтедобычей ни одна из них не располагает. Разумеется, параллельно с НПЗ этих компаний существуют и заводы нефтяных мейджоров, которые задают общий уровень цен на рынке. Однако, например, в США их доля в суммарных мощностях — чуть более половины, остальное приходится на независимые нефтеперерабатывающие компании (см. график 7).
При этом существует как свободный рынок нефти, так и свободный оптовый рынок нефтепродуктов, цены на котором зависят от мировых цен на нефть (см. график 1).
Именно поэтому, а также из-за очень высокой конкуренции на региональных рынках, розничные цены в США (в отличие от российских) имеют свойство периодически существенно снижаться.
Однако если нефтеперерабатывающие заводы в США и Европе продаются, почему же ни один из них не оказался в руках российских нефтяных компаний? Логично было бы предположить, что они просто обязаны теснить мейджоров, приобретая крупные заводы. А еще лучше — постараться приобрести хотя бы одного независимого нефтепереработчика с имеющимися у него сбытовыми сетями, которые позволили бы продавать там и нефтепродукты, произведенные в России. Денег на покупку, скажем, Tesoro или Sunoco, текущая капитализация которых составляет 5–6 млрд долларов, у российских нефтяных гигантов, тех же «ЛУКойла» и «Роснефти», более чем достаточно.
К тому же мейджоры готовы избавляться от части нефтеперерабатывающих мощностей, концентрируя усилия на нефтедобыче, — это тенденция последних лет двадцати. Зато интерес к НПЗ в США проявляют многие нефтяные компании развивающихся стран вроде Petróleos de Venezuela. Правда, если в корпоративном плане переработка нефти за рубежом и доступ к местным рынкам — это безусловный прогресс для этих компаний, то с точки зрения национальных экономик это закрепление все той же убогой специализации на экспорте сырой нефти. В России же, согласно последним алармистским заявлениям, располагаемые ресурсы этого сырья расти больше не будут, и поэтому углубление ее переработки приобретает для страны и наших нефтяных компаний особое значение.
Впрочем, даже работать по такой «венесуэльской» схеме, то есть купить хотя бы один крупный завод на чужом конкурентом рынке, российские нефтяники пока не смогли. Получается, что за пределами страны наши ВИНКи не способны работать ни в качестве мейджоров, определяющих уровень цен на нефть, ни в качестве крупных поставщиков нефтепродуктов, ни в качестве независимых нефтепереработчиков. Будем честными, вся зарубежная экспансия наших нефтяников вылилась в фактическую скупку целых рынков (на Украине, в Белоруссии, Болгарии и Румынии), что очень напоминает стратегию ведения ими бизнеса в России. Оторваться от нее ни одна из российских нефтяных компаний так и не смогла.
Надеяться на то, что проблемы российской нефтепереработки рассосутся сами собой или разом решатся директивой правительства или очередным закручиванием ценовых гаек, по меньшей мере наивно. Разумеется, антимонопольные меры в отношении тех или иных компаний, пойманных на «необоснованном» повышении цен, могут дать некий кратковременный эффект. Однако есть большие сомнения, что ФАС и прочие компетентные органы располагают большой политической волей для того, чтобы систематически обрабатывать таким образом все нефтяные компании России, в том числе государственные. Куда более действенным решением могла бы стать дифференциация экспортных пошлин на нефтепродукты в зависимости от технологического состояния НПЗ, их сопряжение с инвестиционными стратегиями крупнейших нефтяных компаний. Их представители выступают за введение фиксированной разницы между пошлиной на нефть и на нефтепродукты, что сделало бы перспективы окупаемости инвестпроектов в отрасли более прозрачными.
Впрочем, для перехода российской нефтепереработки на совершенно иные стратегические рельсы в отрасли должны появиться независимые игроки. История развития нефтепереработки в США и Европе говорит о том, что этими игроками становятся не абстрактные «эффективные собственники», а вполне определенные группы бизнесменов, каждая из которых существует и в России. Прежде всего это выросшие до общенациональных масштабов путем скупки активов нефтеперерабатывающие компании, ранее владевшие несколькими небольшими заводами, вроде Valero и Tesoro. Это бывшие небольшие ВИНКи, отказавшиеся от нефтедобывающего бизнеса, такие как Sunoco. Это проекты отдельных инвесторов, рассматривающих нефтепереработку как способ вложения денег (Koch) или как развитие нефтетрейдинга (Petroplus).
Создание в России критической массы средних по размеру, но специализированных компаний — задача номер один. Но откуда они могут взяться? В России есть потенциальные точки роста независимой нефтепереработки. Это компании, владеющие мини-НПЗ, небольшие ВИНКи (типа «Русснефти» и «Альянса»), участники нефтетрейдинга на уфимских НПЗ, возможно, небольшие иностранные компании (вроде слившейся с «Альянсом» шведской WSR). Это те источники наполнения «инкубатора», из которого вполне могут появиться достаточно крупные и сильные нефтеперерабатывающие компании, которые будут успешно конкурировать с ВИНКами и выступать центром притяжения капитала. Однако, как показывает опыт, для их ускоренного роста необходимо наличие выставляемых на продажу крупных активов, в первую очередь нефтеперерабатывающих. Донорами таких активов являются нефтяные мейджоры, не заинтересованные в том, чтобы держаться за нуждающиеся в модернизации заводы, и готовые уступить их за разумную цену. В России же нефтяные гиганты до последнего цепляются за «убитые» предприятия, зачастую ничего в них не вкладывая. Пожалуй, единственным исключением является ТНК-ВР, продавшая «Русснефти» устаревший завод в Орске. Однако если в процесс вмешается государство и, скажем, установит правило продажи на аукционе любого НПЗ, технический уровень которого недопустимо низок, инвестиционный процесс и демонополизация отрасли пойдут куда быстрее.
Комментарии
