Широкий круг узких мест

В Омске, открывая совещание по широкому кругу вопросов развития топливно-энергетической отрасли, президент сразу обозначил задачи, которые стоят перед энергетическими компаниями, и напомнил, что так или иначе, но именно ТЭК обеспечивает почти треть валового внутреннего продукта страны и около 40% всех налоговых и таможенных поступлений в бюджет. После чего Дмитрий Медведев решительно перешел к конкретным вопросам в отрасли.

Прошедший год был для энергетиков, как и для всей нашей страны, непростым. Производство первичных топливно-энергетических ресурсов сократилось на 5%. И если по добыче нефти показатели имеют хотя бы небольшие, но положительные значения, то по газу, по углю, по электроэнергетике произошло достаточно серьезное падение. Во многом это было следствием объективных причин: сокращения объемов промышленного производства в стране, снижения цен на уголь – и следствием погодных явлений – довольно теплой погоды в начале отопительного сезона.

Топливно-энергетический комплекс обеспечивает почти треть валового внутреннего продукта страны и около 40% всех налоговых и таможенных поступлений в бюджет. И хотя модернизация экономики остается нашей ключевой задачей на ближайшие годы, как и уход от сырьевого роста нашей экономики, ориентации только на сырьевой рост, тем не менее, развитие ТЭКа, конечно, остается нашим важнейшим приоритетом. И от его стабильной работы и дальнейшего развития зависит экономическое благополучие государства. Во всяком случае так будет еще достаточно долго, несмотря на все наши энергичные усилия, предпринимаемые для создания новых точек роста и развития других отраслей. Необходимо использовать весь спектр имеющихся возможностей – от государственной поддержки и либерализации регулирования в отдельных направлениях (это один арсенал средств) до ужесточения контроля там, где это сейчас необходимо.

Остановлюсь на ключевых задачах, которые требуют особого внимания. Во-первых, нам необходимо сформировать и запустить долговременный рынок электрической мощности и создать условия для инвестирования в новую генерацию. Речь идет в том числе и о переходе на новый метод тарифного регулирования, так называемый RAB, в сфере передачи электроэнергии повсеместно начиная с 2011 года. Я рассчитываю на то, что в самое ближайшее время совещание на эту тему пройдет в правительстве и все необходимые решения будут приняты.
Во-вторых, нужно ускорить модернизацию существующих и строительство новых нефтеперерабатывающих предприятий, наладить производство высококачественных и конкурентоспособных нефтепродуктов, которые соответствуют мировым стандартам. Это должно быть приоритетом всех наших крупных компаний. А также о планах по использованию попутного газа. Тема эта стала модной, о ней много говорят, но пока сделано крайне немного. Перспективные технологии у нас тем не менее уже появились. Нужно, чтобы мы окончательно определились с тем, что нужно для внедрения их в России, включая и меры государственной поддержки, если это потребуется.

В-третьих, нам необходимы действенные стимулы для повышения инвестиционной и инновационной активности топливно-энергетических компаний для разработки ими новых месторождений углеводородного сырья и рационального пользования недрами. Это потребует внесения соответствующих изменений в налоговое и таможенное законодательство, а также совершенствования всей системы государственного регулирования в этой сфере. Я думаю, что и здесь необходимо будет подготовить предложения и по экспортным пошлинам, и по предприятиям, которые работают в сложных условиях, по сложным месторождениям.

Внимания требует и угольная отрасль. Я только что прилетел из Кемерова. Там был запущен новый проект, очень интересный проект по добыче газа из пласта. Тем не менее у нас есть и традиционная угольная энергетика. Нам необходимо решать вопросы, связанные с повышением конкурентоспособности этого вида топлива, с промышленной безопасностью предприятий. Проекты, подобные тому, что сегодня был запущен, это как раз один из очень эффективных способов решения этих задач в комплексе: и обеспечения безопасности на шахтах, и, с другой стороны, новая стоимость, которая возникает в результате эксплуатации такого рода угольных месторождений. Хорошо, что мы к этому уже подступились.
Остановлюсь на еще одной важной теме. Нам нужно создать единую систему учета и контроля за перемещением нефтепродуктов, а также единый перечень нефтепродуктов для таможенного оформления. Одной из причин большого количества незаконных врезок в нефтепроводы и других способов хищения углеводородов остаются манипуляции с переработкой нефти и производством нефтепродуктов. Существующая сегодня таможенная идентификация нефтепродуктов позволяет экспортировать высококачественные нефтепродукты под маркой сырьевых товаров: газойля, жидких видов топлива, мазута и так далее.

Хотел бы отдельно подчеркнуть, что сегодня речь идет не только о точечных решениях, хотя они необходимы и именно от реализации конкретных проектов зависит и развитие отрасли в целом. В конечном счете те решения, которые мы принимаем, – это ответ на вопрос о том, останемся ли мы в числе ведущих энергетических держав или нас отодвинут на обочину, несмотря на все наши колоссальные запасы. Несмотря на весь наш распределенный-нераспределенный фонд, которым мы так гордимся и который мы так активно эксплуатируем, мы окажемся на задворках. При этом, конечно, мы должны заниматься модернизацией и внедрением инноваций не только в новые экономики, не только в высокие технологии в узком смысле этого слова, но и в нашу традиционную экономику, к числу которой относится ТЭК. От того, насколько мы будем успешны, зависит и благополучие нашей страны, и благополучие наших граждан.




Александр Дюков,
генеральный директор «Газпромнефть»:

Российская нефтепереработка – это 28 нефтеперерабатывающих заводов, четыре ГПЗ и 80 зарегистрированных и получивших лицензии мини-НПЗ, еще 116 незарегистрированных мини-НПЗ. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей – 279 млн. тонн.

По состоянию на 2009 год уровень загрузки составил 85%. Объемы производства основных нефтепродуктов в последние годы неуклонно растут, но происходит это в основном за счет дозагрузки уже имеющихся мощностей. Новых мощностей по первичной переработке за последние годы было введено немного, но в принципе в этом и нет большой необходимости. Более важной задачей является развитие вторичных мощностей и процессов глубокой переработки. Нефтяные компании разработали соответствующие программы, направленные на повышение качества выпускаемых продуктов и глубину переработки сырья, и приступили к их реализации. Важный вопрос – как быстро мы сможем реализовать запланированное. Ясно, что скорость реализации этих программ будет зависеть в том числе от внешних условий, в которых будут работать нефтяные компании. Можно назвать основные проблемы, или, как принято сейчас говорить, вызовы, на которые нам нужно реагировать.

Низкая эффективность проектов глубокой переработки при имеющейся неопределенности налогообложения на долгосрочную перспективу. В настоящий момент ставки экспортных пошлин на нефтепродукты законодательно не установлены, что заставляет нефтяные компании вести себя очень осторожно в принятии серьезных капиталоемких решений в отношении проектов. Сегодня эффективность вложений в глубокую переработку составляет всего 10–15% IRR (внутренняя норма доходности), в то время как инвестиции в первичную перегонку достигают 30–35%. Как результат – мы имеем тенденцию роста строительства мини-НПЗ. Результат работы среднего мини-НПЗ – 15–17% моторных топлив, которые по своему качеству в основном не соответствуют требованиям технического регламента. Остальные продукты являются полупродуктами, которые отгружаются на экспорт. В результате деятельности мини-НПЗ стоимость не создается, а «убивается». При этом собственники мини-НПЗ получают хороший доход, и все это происходит за счет бюджета.

Еще одной важной задачей для повышения эффективности инвестиций в нефтепереработку является оптимизация существующих норм и правил проектирования, эксплуатации и строительства НПЗ. До сих пор при строительстве мы вынуждены использовать временные правила проектирования, принятые в 80-е годы, которые являются уже давно избыточными и лишь приводят к увеличению сроков строительства и росту затрат на создание нового НПЗ. Для сравнения: стоимость одной тонны удельной мощности НПЗ в России в случае строительства новых мощностей в два раза превосходит затраты, которые несут строители новых мощностей в Индии или в Китае.

В 2015 году нефтяные компании должны будут выпускать моторное топливо только класса 5, или евро-5. Если обновление парка будет осуществляться только эволюционным путем, то к 2015 году, когда мы уже перейдем на евро-5, только 15% автопарка будут соответствовать этому качеству. Сейчас запускаются специальные программы утилизации старого автотранспорта, но они при своей реализации позволят обновить лишь 1% от всего легкового транспорта. Нужно полное обновление парка, или необходима синхронизация программ по обновлению автопарка и, соответственно, программы по выходу на качество евро-5.
Несколько слов хочу сказать о состоянии и уровне российских технологий и оборудования в сравнении с зарубежными. Если сделать оценку «в среднем по больнице», то лишь 30% программы модернизации обеспечены российскими технологиями. Проектировщики находятся, может быть, в чуть лучшем состоянии, но их возможностей абсолютно недостаточно, для того чтобы справиться с программой модернизации, реализуемой нефтяными компаниями. Для примера скажу, чтобы разработать только проектную документацию для перехода нефтяных компаний на евро-5 к 2015 году, существующим проектным институтам нужно 10 лет. Состояние дел с уровнем развития отечественных технологий, проектных организаций и возможностью отечественного машиностроения обеспечить поставку оборудования может стать серьезным фактором, сдерживающим реализацию запланированных программ модернизации в сжатые сроки.




Василий Якутов,
директор «Кузбассразрезугля»:

Сегодня наша продукция во многом проигрывает зарубежным производителям из-за того, что в цене угля 40% у нас – это транспортная составляющая, более 70% – это условнопостоянная: электроэнергия, взрывчатые вещества, ГСМ и те вещи, которые от нас не зависят.

Кроме того, принятая программа «20 на 20» использования угля в энергобалансе уменьшается. И мы не видим, где и как будут развиваться энергетические мощности. Соответственно, непонятна перспектива развития рынка угля в энергопотреблении страны. От Кузбасса до Балтики 4000 км. Поэтому мы не можем на равных конкурировать с другими странами. С той же Австралией, притом, что наши угли более качественные. Но мы продолжаем программу модернизации, и одна из них – это главное – переработка угля. Одна из проблем и задач, которые сегодня стоят,­ – формирование в России внутреннего рынка. Это первоочередная задача. Определить ценовую политику в зависимости от энерготарифов, так как в себестоимости киловатт-часа 50% – это топливо, а через калорийность можно рассчитать и справедливую цену на внутреннем рынке.

Также зимой, когда стоят морозы, сам процесс угледобычи – достаточно трудоемкий, уголь востребован, его не хватает, а летом мы с трудом находим потребителей и вынуждены складировать добытый уголь, что, естественно, снижает его качество. При этом в декабре 2009 года, когда контракты заключались на 2010 год, у нас было законтрактовано всего 30% продукции от планируемой добычи. Энергокомпании отказывались от заключения контрактов. Но ударили сегодня морозы, и ситуация изменилась, но мы не можем сразу же подняться и обеспечить углем энергетиков.

Еще один момент. Для обеспечения объемов добычи нам нужна новая техника. Но любой договор на поставку оборудования, он как минимум год, потому что только изготовить оборудование машиностроители берутся за 12 месяцев. Соответственно, и контракты на поставку угля нам необходимо иметь минимум на год, а было бы здорово, если бы это было три года. Также есть огромная проблема – это муниципальные контракты и тендеры на поставку угля в адрес ЖКХ. Они заключаются с отсрочкой по оплате. Мы сегодня не только кредитуем покупателей угля, но и вынуждены тратить собственные средства на оплату железнодорожного тарифа. Сегодня предприятия ЖКХ и муниципальные образования должны компании, их задолженность – 700 млн. рублей. Это 70–80% от всей просроченной задолженности покупателей угля и 20% от месячной реализации. Поэтому работать нам здесь очень сложно.

Из года в год внутреннее потребление угля энергетиками, жилищно-коммунальной сферой, к сожалению, сокращается. И поэтому самое главное, что мы не можем спланировать ни среднесрочную, ни долгосрочную перспективу.