Основные задачи, направления и корректировки современной энергетической политики России в контексте возникновения новых угроз ее экономической безопасности

Учитывая львиную долю углеводородов в топливно-энергетическом балансе и их геополитический статус, необходимо особенно тщательно подходить к анализу тенденций и прогнозов на рынках нефти и газа.

Главным современным трендом в развитии нефтяного рынка является добыча нетрадиционной, "трудной" нефти. Нетрадиционная нефть (tight oil) — это нефть, заключенная в плотных породах, представляющая собой в том числе сланцевую, и сверхтяжелые сорта нефти. К концу десятилетия на нее будет приходиться примерно 15% мировой добычи нефти, из которой более половины обеспечит нефть плотных слоев. Общие запасы этих двух сортов нефти составляют треть мировых запасов, не считая битуминозных сланцев.

По консервативному и умеренно-оптимистическому сценарию Минэкономразвития, добыча нефти в России вырастет к 2030 г. всего на 1% по сравнению с 2012 г. — до 525 млн т (это выше на 13 млн т предыдущего прогноза). Добыча нетрадиционной нефти в 2025 г., по оценкам Роснедр, может составить 52 млн. Экспорт нефти увеличится с 237 млн т в 2013 г. до 260 млн т в 2030 г. При этом экспорт в страны АТР достигнет 35%. Все это возможно только при благоприятной ценовой конъюнктуре. В случае падения цены на нефть на 30% ее добыча может рухнуть до 450 млн т. Сложно оценить добычу традиционной, но трудноизвлекаемой нефти, представленной ее шельфовыми месторождениями (собственно арктическими).

В целом представленный прогноз Минэкономразвития явно занижен, по он коррелирует г его прогнозом по потреблению нефти. В 2015 г. ее потребление в России (базовый вариант) составит 20,5 млн т, 2020 г. — 19,4 млн т, 2030 г. — 18,9 млн т. То есть, добыча увеличится на 1%, потребление сократится на 2,6% и 1,6% нефти дополнительно уйдет на экспорт. Возможно, такой низкий прогноз связан с замещением нефти природным газом? Однако приведенный прогноз по потреблению газа ненамного лучше. Добыча газа возрастет с 665 млрд м3 в 2013 г. до 831 млрд м3 в 2030 г., экспорт соответственно с 184 млрд м3 и до 237 млрд м3 природного газа и с 14,4 млрд м3 до 58,9 млрд м3 СПГ. Потребление газа: 2013 г. — 52,8 млрд м3, 2020 — 53,8 млрд м3, 2030 г. — 53,2 млрд м3. То есть при существенном росте добычи на 25% потребление газа внутри страны возрастет только на 0,75%.

Нефть в мире расходуется на транспорт (61,1%), электроэнергию (13,3%), промышленность (9,3%) и иные способы использования (16,3%). Из этого следует, что почти 2/3 нефти используется на транспорте. Но используется она не в чистом, а в переработанном виде, т.е. в качестве нефтепродуктов. Поэтому одно из важнейших направлений энергетической политики России па внутреннем рынке — стимулирование переработки нефти в высококачественные нефтепродукты.

Существует три основных варианта переработки нефти: топливный, топливно-масляный и комплексный, включающий получение сырья для нефтехимического синтеза. В соответствии с этим нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основных типов:

  • 1) топливный с неглубокой первичной переработкой нефти;
  • 2) топливный с глубокой вторичной переработкой нефти;
  • 3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;
  • 4 ) топливно-масляный;
  • 5) энергонефтехимический.

Па заводах первого и второго типов вырабатывают в основном различные виды топлива. В первом случае получают не более 35% светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо и авиакеросин), остальное -топочный мазут. Во втором — соотношение обратное, что достигается применением вторичных методов переработки нефти каталического крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.

Заводы топливно-нефтехимического типа вырабатывают не только топливо, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы от глубокой переработки нефти, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной перегонки нефти топливно-масляного тина, наряду с топливом, вырабатывается широкая номенклатура масел, парафинов, битумов и других продуктов.

Заводы пятого типа строят при крупных ТЭЦ или вблизи них. В процессе перегонки здесь отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, которые используют в качестве сырья для нефтехимического производства, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива.

В СССР был построен 21 крупный НПЗ с годовой переработкой свыше 6 млн т нефти. Практически все они были (за исключением Уфимских НПЗ и Ангарской нефтехимической компании) заводами первого типа. Последний крупный завод (Ачинский НПЗ, мощность 6,5 млн т) был построен в 1981 г. С тех пор в России не было построено ни одного нового крупного НПЗ, кроме НПЗ "Танеко" ("Татнефть"), на котором в строй запущена только первая очередь по первичной переработке нефти. В 1990-е гг. серьезной модернизации НПЗ не проводилось, а частичная модернизация была осуществлена лишь на Киришском, Уфимских и Московском НПЗ.

Только в начале 2000-х гг., с появлением большого числа импортных автомобилей и изменением структуры внутреннего спроса, а также в результате введения дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов, у нефтяных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) появился интерес к модернизации НПЗ, но только в топливном ее варианте. Это связано с тем, что при низкой глубине переработке нефти в 72%, в среднем на наших заводах 28% перерабатываемой нефти приходится на мазут, 14,3% — на бензин и 26% — на дизельное топливо. Для сравнения, в ЕС мазута вырабатывается 14%, бензина — около 25%, дизтоплива — 44%. В США — мазута — всего 4%, бензина — более 46%, дизтоплива — 27%. Глубина переработки нефти на европейских и американских заводах составляет 85—95%.

Таким образом, большое количество мазута па российских НПЗ в условиях низкой пошлины на мазут стимулировало рост его экспорта в Европу, где он использовался как сырье для производства светлых нефтепродуктов. До октября 2011 г. пошлина на мазут составляла 46,7%, на светлые нефтепродукты (дизтопливо и авиакеросин) — 67%, на бензин — 90% от нефтяной пошлины. С целью стимулирования экспорта нефти и торможения экспорта мазута, а также стимулирования модернизации НПЗ, с октября 2011 г. была введена система "60—66", в которой пошлины для мазута и светлых нефтепродуктов (за исключением бензина) уравнивались 66% от нефтяной. Формула расчета нефтяной пошлины учитывает 60% от разницы между средней ценой нефти за месяц (с 15-го числа каждого месяца) и ценой 182,5 долл. США за 1 т. Введение этой системы привело к некоторым положительным последствиям. Так, инвестиции в нефтяную отрасль в 2012 г. выросли на 14,5% до 835 млрд руб., а в переработку — на 25% и в бурение скважин — на 9%. Вместе с тем средняя глубина переработки на НПВ не выросла, а производство мазута даже увеличилось, о чем свидетельствуют данные рис. 13.2.

Объем производства нефтепродуктов в Российской Федерации, млн т:

Рис. 13.2. Объем производства нефтепродуктов в Российской Федерации, млн т:

Из рис. 13.2 следует, что в 2012 г. глубина переработки нефти составила 72,09%, выход бензина — 14,3%, дизельного топлива — 26,1%, авиакеросина — 3,79%, мазута 27,9%. При этом экспорт бензина составил в 2012 г. 3,59 млн т, или 9,4% от сто производства;, дизельного топлива — 36,05 млн т, или 51,8%; мазута — 57,97 млн т или 78% (авиакеросин практически не экспортируется).

Правительство РФ, с подачи Минфина, начиная с 2014 г., будет осуществлять так называемый налоговый маневр, согласно которому будет снижаться вывозная таможенная пошлина на нефть с одновременной компенсацией выпадающих доходов за счет увеличения ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть. Цель — повысить внутренние цепы на нефть для повышения конкурентоспособности нефтяного сектора. Нефтяная пошлина снизится с 60% в 2014 г. до 55% в 2016 г. Уменьшится и пошлина на дизельное топливо. Компенсацией будет повышение базовой ставки НДПИ на нефть с 470 в 2014 г. до 559 руб. в 2016 г. Против маневра Минэнерго и ФАС, которые опасаются существенного роста цен нефтепродукты, что вероятно почти на 100%. Однако соответствующий закон был принят.

В 2008 г. был введен новый технический регламент, в соответствии с которым в России стали действовать европейские экологические стандарты на производство моторных топлив. После неоднократных переносов сроков с 1 января 2013 г. было запрещено производить и использовать топливо класса "Евро-2". С весны 2012 г. 70% российского бензина соответствовало стандарту "Евро-3", 14% — "Евро-4".

В 2011 г. с целью стимулирования производства бензина евростандартов были введены дифференциальные ставки акцизов, величина которых представлена в табл. 13.6.

Таблица 13.6. Действующие ставки акцизов на 2013—2015 гг., руб. с 1 т

Марка топлива

До 1 июля 2013 г.

С 1 июля 2013 г.

2014 г.

2015 г.

Бензин "Евро-5"

5143

5750

5750

6223

Бензин "Евро-4"

8560

8960

9416

10358

Бензин "Евро-3"

9750

9750

10725

12879

Дизтопливо "Евро-5"

4334

4500

4767

5244

Дизтопливо " Евро-4 "

1931

5100

5217

597(1

Дизтопливо "Евро-3"

5Н00

5860

6116

7735

Подобная дифференциация акцизов в совокупности с взятыми на себя обязательствами по модернизации НПЗ 12 крупнейшими нефтяными компаниями, которые были прописаны в их соглашении с ФАС, Ростехстандартом и Госстандартом, явились хорошими стимулами для развития российской нефтепереработки.

С 2010 г. в Правительстве ведутся безрезультатные обсуждения о регулировании рынка нефтепродуктов. С октября 2012 г. на рассмотрении находится законопроект ФАС "Об особенностях оборота нефти и нефтепродуктов в РФ", который не поддерживается ни Минэнерго, ни нефтяниками. В законопроекте ФАС предлагает разделить ВИНКи по видам деятельности, закрепить обязательное резервирование нефтепродуктов на внутреннем рынке и разработать единую методику индикативной цены на внутреннем рынке на основе мировых цен (пе&аск).

Минэнерго идею раздела ВИН К нс поддерживает, для усиления конкуренции предлагает строить независимые от ВИНК НПЗ, которые не имеют собственной сырьевой базы, а также развивать биржевую торговлю нефтепродуктами.

Мировой рынок углеводородов в последние годы переживает две революции, которые его серьезно переформатируют. Это газовая сланцевая и нефтяная сланцевая революции. На их примере хорошо видно, с какой быстротой могут изменяться устоявшиеся конфигурации мирового топливного рынка и рушиться все его прогнозы.

Еще пять лет назад страны — производители СПГ были нацелены на поставки своего газа на самый крупный газовый рынок — США. Но уже в 2009 г., благодаря мощной добыче сланцевого газа, США впервые опередили Россию, увеличив добычу на 3,7% — до 624 млрд м3. В то же время у нас добыча газа упала на 12,4% — до 582 млрд м3, что было связано с падением спроса во время кризиса.

Сланцевый газ — это обычный природный газ в порах слабопроницаемых глинистых пород. Все его отличие только в способах добычи, связанных с горизонтальным бурением и последующим использованием технологии гидроразрыва. Сначала бурится традиционная вертикальная скважина, потом бур отклоняется под углом 90° и далее двигается горизонтально. Затем в газосодержащий пласт под большим давлением закачивается смесь воды, песка и особых химикатов. Это называется "гидроразрыв пласта". Вода нужна, чтобы передать в пласт высокое давление и разорвать его, создавая трещины, песок чтобы эти трещины сразу не закрылись, а химикаты — чтобы снизить трение на стенках пластовых разрывов и чтобы вода и песок не закрывали ближайшие трещины. Основные плюсы — очень дешевая геологоразведка и дешевая транспортировка. Основные минусы — короткие (2—3 года) сроки службы скважин (для традиционных — 10—40 лет), десятки тысяч тонн воды, которую нужно не только доставить, но потом и утилизировать, заражение химикатами подземных водоносных горизонтов, локальные землетрясения и намного более высокий уровень выброса в атмосферу парниковых газов. Поэтому Германия и Франция обсуждают возможность запрета этой технологии в ЕС. Себестоимость сланцевого газа, по разным оценкам, колеблется от 90 до 120 долл. США и от 130 до 180 долл. США за тыс. м3, и она пока выше себестоимости добычи традиционного газа, себестоимость которого "на скважине" составляет от 8—15 до 30—45 долл. США за тыс. м3. Приводили совершенно фантастические цифры о мировых запасах сланцевого газа. Только в середине 2013 г. Министерство энергетики США впервые опубликовало расчеты технически извлекаемых мировых сланцевых запасов газа и нефти. По его данным, запасы сланцевого газа — 206 трлн м3, что составляет чуть меньше трети общемировых запасов. Лидерами являются Китай (32 трлн м3), Аргентина (23 трлн и Алжир (20 трлн). У США четвертое место (19 трлн). Россия находится на девятом месте (8 трлн, зато традиционного пластового у нас больше всех в мире — около 48 трлн м3.

Таким образом, на газовом рынке у России имеются две потенциальные сланцевые угрозы ее энергетической и экономической безопасности. Первая связана с возможным экспортом американского сланцевого СПГ в Европу и вытеснением оттуда российского трубопроводного газа. Это достаточно реальная угроза, но в среднесрочной перспективе. Вторая, более гипотетическая, исходит из возможности успешного запуска добычи сланцевого газа в Китае, который располагает крупнейшими его запасами. Тогда у России могут возникнуть проблемы не только с предстоящими масштабными поставками газа в Китай, но и с экспортом вообще в страны АТР в целом. В любом случае, это даже не среднесрочная, а долгосрочная перспектива.

Сейчас США активно наращивают добычу сланцевой нефти и, по прогнозам, в ближайшие годы прекратят импорт нефти, выйдут на первое место по общей добыче нефти (сланцевой и традиционной) и, возможно, даже начнут се экспортировать. По имеющимся данным, сланцевая нефть дешевле сланцевого газа. Нефтяные сланцы находятся в среднем менее глубоко, чем газовые. Обычная глубина — около двух километров. Типовая стоимость скважины — 2,5 млн долл. США. Себестоимость добычи — не более 20 долл. США, хотя коэффициент извлечения сланцевой нефти существенно ниже достигнутого для сланцевого газа (около 5% против максимальных значений 35—40%).

Технически извлекаемые запасы сланцевой нефти, по данным американского Минэнергетики, имеются в 42 странах, но ее суммарные запасы едва превышают 345 млн барр. Это около 10% от общих запасов, и при нынешнем спросе на нефть (около 90 млн барр. в день) их хватит примерно на 11 лет. Первое место занимает Россия — почти 75 млрд барр. Это в основном запасы так называемой баженовской свиты в Западной Сибири. Второе место у США (58 млрд барр.). Третье — Китай (32 млрд барр.). В Аргентине и Ливии — но 26 млрд барр.

Оценка американцами российской сланцевой нефти в баженовской свите в объеме 10 млрд 135 млн т представляется сильно заниженной. По оценкам российских геологов, общая площадь баженовской свиты в Ханты-Мансийком автономном округе расположена на гигантской площади — более 1 млн км2. По одним оценкам, природные запасы "баженовки" составляют от 30 до 140 млрд т высококачественной нефти, сопоставимой с эталонной маркой Brent. Первое соглашение о разведке и добыче сланцевой нефти в этом регионе подписано в апреле 2013 г. между "Газпромнефтью" и Shell.

Таким образом, России не имеет смысла разрабатывать сланцевые месторождения газа, а следует сосредоточиться на добыче традиционного природного газа на Ямале, Красноярском крае, Якутии, на Сахалине и ряде других новых месторождений, что она и делает.

Что касается потенциально огромных арктических шельфовых проектов, то геополитически застолбив наши арктические владения, следует повременить с их разработкой, так как они требуют громадных долгосрочно окунаемых (если вообще окупаемых в условиях современных технологических революций, наподобие сланцевой) инвестиций. Вместо того чтобы осуществлять непомерные расходы на очень дорогую и технически сложную инфраструктуру в арктических морях, представляется намного более эффективным инвестировать в разработку и добычу сланцевой нефти баженовской свиты в Западной Сибири, где уже имеется необходимая инфраструктура.

Проблема поставок СПГ и сланцевая революция, пожалуй, самый слабопредсказуемый вариант развития мирового газового рынка. По данным Международного энергетического агентства1, объем рынка СПГ в 2012 г. составил 235 млн т (230 млрд м3). На Европу и Азию пришлось 90% его объемов. Мировой спотовый рынок СПГ составил 60 млн т (80 млрд м3), из которых в Европе было реализовано только 9,6 млрд, что крайне незначительно по сравнению с общим потреблением газа в развитых европейских странах — 570 млрд м3. Азия за 2012 г. потребила 168 млн т СПГ (228 млрд м3), из которых 87 млн т (118 млрд м3) закупила Япония, резко нарастившая объемы из-за аварии на АЭС Фукусима-1. Это привело к росту цены в Азиатском регионе до 600 долл. США за 1000 м3. Это показывает, что рынок СПГ, будучи мобильным по сравнению с трубопроводными поставками, может привести к резкому и быстрому изменению ценовой ситуации. Например, когда началась сланцевая революция и потребности США в импорте газа исчезли, СПГ (в первую очередь из Катара и Нигерии) был направлен в Европу, и его низкие спотовые цены крайне отрицательно сказались на долгосрочных европейских контрактах Газпрома. Но возросший спрос в Азии (в первую очередь, в Японии) перевел туда потоки СПГ из Европы. И хотя европейские цены снова выросли, геополитическое давление со стороны ЕС на Газпром с целью снизить цены по долгосрочным договорам продолжало расти. Учитывая предполагаемый в ближайшие 5—7 лет бурный рост мировых мощностей по сжижению газа и его расгазификации, строительство газовых гигантов класса Q-max дедвейтом до 350 тыс т, а также появление на рынке экспортного сланцевого СПГ из США — все это может к 2020 г. привести к серьезному падению цен на газ в Азии и перетоку СПГ опять па рынки Европы. Это, в свою очередь, будет способствовать падению уже европейских цен, уменьшению прибыльности Газпрома и вытеснению его трубопроводного газа с европейских рынков, в том числе и по геополитическим соображениям.

Таким образом, в условиях резко возрастающей геополитической неопределенности необходимо особенно внимательно изучать и просчитывать возможные риски и угрозы на рынке геополитических товаров для обеспечения национальной и экономической безопасности России, предпринимать все возможные превентивные меры для того, чтобы эти риски и угрозы не превратились из потенциальных в актуальные.

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ     След >