Перейти к основному содержанию

2343 просмотра

Дорога в ЕАЭС

Как Казахстану перестроить нефтегазовый комплекс

Фото: Depositphotos

Почему аналитики IHS Markit рекомендуют Казахстану позволить ценам на сырую нефть на внутреннем рынке подняться до уровня экспортного паритета, выяснял «Курсив».

Ассоциация Kazenergy выпустила Национальный энергетический доклад 2019 года, подготовленный компаниями IHS Markit и Avantgarde Group. Документ, в частности, содержит основные тезисы развития отрасли производства нефти и нефтепродуктов. По мнению экспертов, участие Казахстана в ОПЕК+ и договоренность о дальнейшем сокращении добычи нефти может помешать развитию нефтяной отрасли страны. Тем более что «Тенгизшевройл» (ТШО), «Норт Каспиан Оперейтинг Компани» (НКОК) и «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В.» (КПО) намерены нарастить объем добычи.

Совокупная выручка Казахстана от экспорта сырой нефти и нефтепродуктов в 2018 году выросла на $18,7 млрд. Всего экспорт нефти принес республике в прошлом году $38,9 млрд. При общем объеме добычи 90,4 млн т было экспортировано 70,2 млн т нефти.

Прогнозы по рынку нефти

Основным фактором роста объемов добычи и экспорта является дальнейшее расширение «мегапроектов», однако, согласно разработанному ранее базовому сценарию, где-то после 2035 года этот процесс подойдет к концу. В период с 2019 по 2035 год базовый сценарий аналитиков нефтяного рынка предполагает увеличение казахстанских объемов добычи и экспорта нефти примерно на 39 и 49% соответственно. При этом в 2035 году объем добычи достигнет максимальной отметки на уровне около 126 млн т (2,65 млн баррелей в сутки), а экспорт выйдет на показатель около 105 млн т (2,18 млн баррелей в сутки). Это произойдет прежде всего за счет месторождений Тенгиз и Кашаган. 

Затем последует спад как добычи, так и экспорта, поскольку дальнейшее сокращение объемов добычи на зрелых месторождениях перевесит прирост на более новых участках. 

При этом в течение 2035–2040 годов ежегодные темпы снижения добычи составят в среднем около 1,1%.
По состоянию на 1 января текущего года республика имеет запасы в объеме 4,5 млрд т нефти и 420 млн т газового конденсата.

Реализация Проекта будущего расширения позволит увеличить добычу нефти на Тенгизе на 12 млн т в 2022 году. На Кашагане максимальный показатель годовой добычи на уровне около 45 млн т ожидается в 2040 году. На Карачаганаке в 2018 году объем добычи жидких углеводородов снизился на 2,6%, или до 12,2 млн т. С 2020 года объем добычи постепенно пойдет на спад. В 2040 году он будет составлять около 9 млн т в год.

В 2018 году совокупный объем добычи сырой нефти «КазМунайГаза» (КМГ) составил 23,6 млн т. При этом 38% от этого объема обеспечили доли участия в ТШО, НКОК и КПО. Добыча дочерними предприятиями – АО «Озенмунайгаз» и АО «Эмбамунайгаз» – составила 5,5 млн и 2,8 млн т соответственно.

Другим крупным недропользователем является китайская China National Petroleum Corporation (CNPC), имеющая контрольные пакеты акций АО «СНПС-Актобемунайгаз» и «ПетроКазахстан», а также долю в Северо-Каспийском проекте. В 2018 году на принадлежащие Китаю активы пришлось чуть менее 18% общего объема добычи нефти в Казахстане.

На долю 78 небольших компаний пришлось 9 млн т добычи нефти, или 10,5% от совокупного показателя по стране. Их совокупный объем добычи в последние годы находится на уровне 8–10 млн т в год. 

3_44.png

Налоговые стимулы

«Введение в 2016 году ясной формулы для расчета экспортной пошлины на нефть по прогрессивной шкале с привязкой к мировым ценам нефти способствовало повышению предсказуемости налоговой системы в целом», – отмечают эксперты.

Поправки, внесенные в 2017 году в Налоговый кодекс, и вступивший в силу в 2018 году Кодекс «О недрах и недропользовании» обеспечили новые налоговые стимулы для инвестиций в отдельные проекты добычи и оптимизировали некоторые аспекты проведения аукционов в отношении участков недр. 

Однако Казахстан занял лишь 61-е место (среди 131 страны) в рейтинге привлекательности в области разведки и добычи, составленном специалистами IHS Markit с применением Индекса экономических и политических рейтингов нефтедобывающих стран (PEPS), получив 4,43 балла из 10 возможных. 

Итоговый показатель складывался из оценок таких аспектов, как риски деятельности в области разведки и добычи, риски бюджетно-налоговой сферы и риски нефтегазовой отрасли. Эксперты считают, что требуется внесение дополнительных изменений в нормативно-правовые требования и прежде всего дальнейшая доработка Налогового кодекса и Кодекса «О недрах и недропользовании».

Одним из ключевых новшеств Налогового кодекса, вступившего в силу с 1 января 2018 года, стал альтернативный налог на недропользование.

Он позволяет инвесторам, вкладывающим средства в отдельные технологически сложные проекты (в частности, связанные с разработкой континентального шельфа и глубоко залегающих месторождений), перейти на налог на прибыль вместо выплаты целого ряда налогов и сборов, обычно взимаемых с недропользователей. По мнению аналитиков, налог на прибыль обеспечивает возможность автоматической корректировки с учетом изменений себестоимости добычи и цен и, таким образом, дает довольно эффективные стимулы даже для относительно дорогостоящей разработки трудноизвлекаемых запасов.

Переработка нефти

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов, обошедшаяся в $6 млрд, позволила значительно снизить зависимость страны от импорта светлых нефтепродуктов из России. Предполагается, что мощностей казахстанских НПЗ должно хватить для удовлетворения внутреннего спроса на нефтепродукты как минимум до 2030 года.

Объем переработки нефти на НПЗ Казахстана в 2018 году составил 16,4 млн т, увеличившись на 10%, а внутренний спрос на нефтепродукты превысил 14 млн т. Они обеспечили около 93% от общего объема поставок на внутренний рынок бензина, 91% – дизельного топлива и 62% – авиационного керосина.

На долю Атырауского, Павлодарского и Шымкентского заводов в 2018 году пришлось 93,6% от совокупного объема нефтепереработки в стране. Помимо них в Казахстане работают 34 мини-НПЗ, которые в основном производят небольшие объемы низкокачественной продукции или полуфабрикатов.

Глубина переработки на Атырауском НПЗ выросла до 85%, на Павлодарском НПЗ – до 84%, на Шымкентском НПЗ – до 89%.

Все три НПЗ в настоящее время производят бензин классов К4 и К5, схожих со стандартами Евро-4 и Евро-5, что соответствует требованиям, предусмотренным в рамках ЕАЭС. По прогнозам экспертов, в 2019–2040 годах объем переработки нефти в Казахстане вырастет на 17,5%, до 21 млн т в год. Основные поставщики нефти на НПЗ – это добывающие предприятия «КазМунайГаза». 

«Основные НПЗ страны в настоящее время работают по схеме процессинга, и хотя она гарантирует высокую маржу нефтепереработки, такая система, по сути, изолирует их от влияния рыночных сил», – считают эксперты.

По их мнению, хотя действующая схема процессинга покрывает расходы на модернизацию и обеспечивает НПЗ высокую прибыль, она усложняет задачи обеспечения поставок сырой нефти и дополнительного инвестирования в нефтепереработку в долгосрочной перспективе. По данным аналитиков, в Казахстане размеры тарифа на переработку в 2–3 раза превышают маржу нефтепереработки в Европе и России.

1_57.png

Не так все просто в ЕАЭС

По мнению экспертов, одна из основных проблем интеграции Казахстана в ЕАЭС заключается в отсутствии взаимодополняемости между экономиками Казахстана и России. Большое значение для обеих стран имеет экспорт сырьевых товаров, которые идут в основном на мировые рынки, а не в другие страны Союза. В отличие от этого основой экономики, например, Беларуси является главным образом обрабатывающая промышленность, и производимая продукция по большей части продается в Россию. При этом Беларусь импортирует сырье опять же из России, так что структура ее торговли в большей степени ориентирована на экономическое пространство бывшего СССР.

2_57.png

«Таким образом, процесс гармонизации с Россией будет более затруднительным для Казахстана, чем для стран – членов ЕАЭС, которые в основном или полностью являются импортерами энергоресурсов (Армения, Беларусь, Кыргызстан), поскольку их деятельность уже во многом согласована с российской общей практикой», – считают эксперты.

В рамках ЕАЭС до 2023 года планируется разработать единые правила доступа к системам транспортировки нефти и нефтепродуктов, расположенных на территории государств-членов. До 2024 года должно быть завершено формирование общих рынков нефти и нефтепродуктов ЕАЭС, которые начнут работу с 1 января 2025 года. Основные принципы формирования рынков нефти и нефтепродуктов предусматривают рыночное ценообразование, обеспечение добросовестной конкуренции, устранение технических, административных и иных препятствий торговле нефтью и нефтепродуктами. Помимо этого они предполагают гармонизацию норм и правил функционирования технологической и коммерческой инфраструктуры, а также введение единых стандартов для нефти и нефтепродуктов.

В свою очередь специалисты IHS Markit рекомендуют Казахстану позволить ценам на сырую нефть на внутреннем рынке подняться до уровня экспортного паритета. В результате у нефтедобывающих компаний появится достаточный стимул для поставок нефти на НПЗ страны. Также, по мнению аналитиков, необходимо осуществить поэтапное снижение тарифа на процессинг для НПЗ и к середине 2020-х годов полностью отказаться от этой системы. 

Заводы должны работать как коммерческие предприятия, которые покупают сырую нефть и продают производимую из нее продукцию. Необходимо пойти на полномасштабную либерализацию внутренних цен на нефтепродукты, чтобы розничные цены на них могли свободно подняться до среднего уровня цен на рынках стран ЕАЭС, считают эксперты. Также Казахстану рекомендуется привести в соответствие с российскими и налоги нефтеперерабатывающей отрасли, чтобы минимизировать риск существенного разброса цен на рынках конечного потребления.

Между тем в комментариях к выводам аналитиков IHS Markit и Avantgarde Group представители Ассоциации Kazenergy отметили, что «снижение тарифа на процессинг невозможно осуществить одномоментно и сразу для всех заводов».

«Действующий тариф утвержден в рамках соответствующих инвестиционных программ НПЗ с учетом полученных займов на модернизацию. Соответственно, по мере погашения долга планируется снижение размера тарифа на процессинг», – сообщили в организации.

В ассоциации считают, что наиболее приемлемым инструментом синхронизации розничных цен на ГСМ является введение акцизов и либерализация торговли. На сегодняшний день ставка акциза в РК по опту для автомобильного бензина составляет $27,3 за тонну, а в рознице – $1,3, что в совокупности составляет от 1/6 до 1/7 от аналогичного показателя в России – $189 за тонну.

Рост розничной цены на ГСМ в Казахстане будет обеспечен в основном за счет роста налогообложения, без какого-либо существенного увеличения цены сырьевого товара и маржи субъектов рынка нефтепродуктов – недропользователей, НПЗ, трейдеров, распределительных компаний и АЗС.

«Предполагаемое увеличение поступлений в бюджет по акцизам можно компенсировать населению через уменьшение социально облагаемых налогов в целях увеличения фактического размера (чистой суммы) заработных плат, а также через отмену налога на транспорт», – отмечают в Kazenergy.

banner_wsj.gif

Как пандемия коронавируса влияет на рынок газа в мире

И что могут выиграть простые потребители  

Фото: Shutterstock

Газовая отрасль, по сравнению с нефтяной, не так сильно пострадала от пандемии Covid-19. Спрос на газ остается устойчивым, поскольку его в основном используют для производства электроэнергии и в коммунально-бытовых целях. Нефть же, главным образом, является сырьем для выпуска транспортного топлива. Но и рынок газа не избежал снижения цен и уровня потребления газа. Этому способствовали сразу несколько факторов, среди которых аномально теплая зима в Европе, вспышка коронавируса в Азии и рост предложения со стороны производителей сжиженного попутного газа (СПГ). 

Экспорт просел 

Эпидемия коронавируса привела к снижению экономической активности и сокращению промышленного производства в Китае, что, соответственно, уменьшило потребление энергоресурсов. Только в январе потребление природного газа в этой стране сократилось на 31,6 млрд куб. м, что на 1% ниже показателя за январь прошлого года. Крупные китайские компании-импортеры углеводородного сырья объявили о форс-мажоре и попросили своих поставщиков отсрочить доставку ресурсов. Аналогичное послание от своего китайского партнера, компании PetroChina, в начале марта получил национальный оператор газа – КазТрансГаз (КТГ). В результате экспорт казахстанского газа в Китай был снижен на 25%. 

Тем не менее министр энергетики РК Нурлан Ногаев заявил, что «даже при этом сокращении у нас уровень транспортировки почти на том же уровне, который был в прошлом году». За 2019 год республика экспортировала в КНР около 7,5 млрд куб. м природного газа. В этом году планировала увеличить поставки до 10 млрд куб. м, что должно было принести стране $2 млрд валютной выручки. 

В прошлом году в Казахстане было произведено 33,1 млрд куб. м товарного газа, из них свыше 14 млрд было продано на внутреннем рынке, около 19,5 млрд - отправлено на экспорт (доля национального оператора составила чуть больше 8,8 млрд куб. м, что на 10% меньше по сравнению с предыдущим годом). 

В нацкомпании КазМунайГаз, чьим дочерним предприятием является КТГ, снижение экспортных объемов экспорта газа объясняют тем, что в России, Кыргызстане и Узбекистане уменьшили закупки казахстанского газа, сделав выбор в пользу других поставщиков. 

В то же время, благодаря увеличению средней стоимости – с $179 за 1 тыс. куб. м в 2018 году до $200 в 2019-м, общая выручка от продажи газа выросла на 13,6%, превысив 874 млрд тенге. При этом только на транспортировке газа КТГ заработал свыше 209 млрд тенге, рост составил почти 50%. 

В мире 

В глобальном масштабе сейчас обострилась борьба за рынки сбыта и ценообразование между крупными экспортерами природного газа и СПГ. На фоне замедления экономической активности из-за коронавируса в январе–феврале этого года темпы роста импорта сжиженного газа со стороны Китая снизились до 2,3%. Это произошло в том числе из-за увеличения внутреннего производство газа, а также потому что в период низких цен 2019 году китайские компании закупили 13 млн тонн СПГ. 

Индия, еще один крупный потребитель газа, в конце марта приняла меры для предотвращения распространения Covid-19 в стране - в результате местные компании объявили форс-мажор по своим обязательствам на закупку газа. Невостребованный в Азии товар производители сжиженного газа перенаправили в Европу, где уже в прошлом году наблюдался дисбаланс спроса и предложения, и стоимость газа упала более чем на 40%. Рост мирового предложения СПГ в 2019 году составил рекордные 13%, или 40 млн тонн. В 2020 году ожидается увеличение предложения сжиженного газа на 8,5%, или на 30 млн тонн. 

По итогам отопительного сезона 2019-2020 гг. запасы газа в европейских хранилищах достигли рекордно высоких уровней - около 57 млрд куб. м. При этом за первые два месяца этого года более чем на треть выросли объемы импорта СПГ. Предполагается, что к концу лета резервы в хранилищах вырастут до максимального уровня - около 103 млрд куб. м. На рынке может образоваться излишек газа в объеме 45 млрд куб. м, что безусловно будет оказывать давление на цены. 

Тем временем обилие предложения на рынке вынуждает производителей сокращать поставки. В 2019 году Норвегия уменьшила объем экспорта газа на 7,2 млрд куб. м. В январе и феврале этого года поставки были снижены до минимального уровня с 2015 года. 

Сократились поставки газа и из России. Если в 2019 году Газпрому удалось экспортировать около 200 млрд куб. м, то в марте этого года из-за обилия предложения на рынке и мягкой зимы в Европе компания снизила поставки на 18%. Резкое падение цен на мировом рынке газа, в том числе и в Европе, заставило Газпром пересмотреть предварительные прогнозы на 2020 год и снизить стоимость своего товара с $200 до $175 за 1 тыс. куб. м. При этом российская компания защищена долгосрочными контрактами и пока сохраняет долю на европейском рынке на уровне 36%. 

Однако основным поставщиком газа на европейском рынке, похоже, вскоре станут США, опередив Катар и Россию. В январе американские производители увеличили экспорт сжиженного газа в Европу почти на 97%. В феврале поставки выросли до рекордных 144 млн куб. м газа в сутки. 

Рекордный рост предложения на рынке газа в конечном счете приводит к рекордному снижению его стоимости. При этом текущие цены на мировом рынке газа едва покрывают операционные и транспортные расходы как американских газовых компаний, так и Газпрома. Международное рейтинговое агентство Fitch Ratings прогнозирует, что в ближайшие два года цены останутся на текущих низких уровнях. По мнению аналитиков агентства, в 2020 году стоимость газа на крупнейших европейских хабах Title Transfer Facility (TTF) и National Balancing Point снизится с $194,2 до $123,6 за 1 тыс. куб. м, а на американском Henry Hub – с $88,3 до $65,3 за 1 тыс. куб.м.

banner_wsj.gif

drweb_ESS_kursiv.gif