Роль нефти в жизни разных стран (2024 год)

Россия

Сегодня в России добывают 7 сортов нефти: Urals, ESPO, Sokol, Vityaz, Sahalin Blend, Siberian Light, ARCO.  

Urals. Более 70% всей российской нефти— сорт Urals. По своему качеству она хуже, чем Brent, поэтому Urals торгуют почти всегда со скидкой от Brent.

ESPO. Около 25% объема добычи российской нефти.  Считается очень качественный — даже лучше, чем Dubai.  Продается в азиатские страны.

Sokol, Vityaz, Sahalin Blend. Сахалинские сорта, качественнее, чем ESPO.

Siberian Light. Добывается в основном на севере Западной Сибири, близкая к мировым эталонам WTI и Brent. Ожидается, что аналогичный состав будут иметь нефти шельфовой зоны Карского моря. 

ARCO. Первая на российском арктическом шельфе морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная» начала промышленную добычу нефти этого сорта в 2014 году.

Разработка Приразломного вызвала большой резонанс на Западе. Освоение Россией крупнейшего месторождения на шельфе Арктики произошло без участия европейских и американских компаний.

Как сегодня выглядит добыча и переработка нефти в России?

Добыча нефти.

Нефтедобывающие предприятия России более 10 лет добывают свыше 500 млн тонн нефти в год (Рис.9).

Рис.9

Примерно половина добытой нефти идёт на экспорт в сыром виде, другая половина поступает на отечественные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

После переработки на НПЗ (Приложение 2.), около половины произведённых нефтепродуктов используется внутри страны, а вторая половина тоже уходит на экспорт.

Таким образом, за рубеж экспортируется 75% добываемой в России нефти — частично в сыром, частично в переработанном виде.

А теперь — подробности.

Перед началом СВО на Украине в 2022 году в России действовало более 1,5 тысяч международных соглашений и большинство из них — это предоставление различных льгот и преференций по добыче полезных ископаемых в нашей стране для недружественных стран.

Более подробно эта тема раскрыта в Заметках о мировой глобализации, приложение 3 (Соглашение о разделе продукции в России).

С начала 1990-х годов в России при разработке нефтяных месторождений в первую очередь учитывались интересы арендаторов недр – нефтегазодобывающих компаний, а не интересы государства – собственника недр. Такой подход не обеспечивал эффективное извлечение нефти из недр, и значительная доля нефти оставалась в недрах. Во главу угла была поставлена прибыль добывающих компаний.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) — отношение количества извлекаемых запасов нефти к ее геологическим запасам в месторождении.

По информации аналитиков, среднее значение КИН в развитых нефтедобывающих странах медленно, но неуклонно растет. По заключению вице-президента ПАО «ЛУКОЙЛ» Федуна, в настоящее время проектный КИН в среднем по России составляет 0,37, а достигнутый – 0,20 (в США – 0,43, рис.10).

Рис.10

В 2022 году на долю месторождений, находящихся в эксплуатации свыше пяти лет, приходилось более 95% от общего объема добычи нефти в России. 

Многие из этих месторождений прошли пик добычи и на большинстве из них наблюдалось естественное снижение коэффициента извлечения нефти (КИН).

За последние 30 лет доля разрабатываемых трудноизвлекаемых запасов в структуре нефтяных запасов России возросла с 10 до 45 %. Это также повлияло на снижение КИН.

Сегодня задача увеличения КИН в России поставлена на государственном уровне и является для отечественной нефтяной промышленности одной из основных.

В 2021 году Россия экспортировала до 56% нефти и до 75% нефтепродуктов в страны, которые впоследствии ввели санкционные ограничения (ЕС, Япония, США, Великобритания, Австралия).

С 5 декабря 2022 года начали действовать санкции Запада против российской нефти, а с 5 февраля 2023 года – санкции против российских нефтепродуктов.

Первоначальный эффект от санкций был в первом полугодии 2023 года и виден по резкой просадке нефтегазовых доходов российского бюджета как раз после введения санкций в декабре 2022 года (Рис.11).

В настоящее время влияние санкций на бюджет практически не ощущается.

Рис.11

Международное энергетическое агентство в начале 2023 года прогнозировало, что, под воздействием санкций, российские нефтегазовые доходы упадут на 40–50%, но только к 2030 году.

Что будет с нефтегазовыми доходами России в 2030 году большинство серьезных аналитиков прогнозировать не берутся.

По оценке норвежской консалтинговой компании Rystad Energy добыча нефти в России лишь на 15% зависит от технологий «недружественных» стран.

Правительство России приостановило публикацию статистики по нефти заявив, что не будет предоставлять подробную информацию о своем нефтяном секторе, которая могла бы использоваться Западом для отслеживания и коррекции своих санкций.

Распоряжением правительства России от 5 марта 2024 года № 513-р продлен запрет на публикацию статистики по добыче углеводородов в России до 1 апреля 2025 года.

Поэтому анализ состоянии современной российской нефтедобычи и ее переработки, а также экспорта нефти и нефтепродуктов можно провести по зарубежным источникам, достоверность которых нельзя оценить стопроцентно.

Оксфордский институт энергетических исследований (OIES) подготовил доклад «Рост добычи нефти в России в 2022 году на фоне беспрецедентных западных санкций: что дальше?».

По мнению авторов, в ближайшее десятилетие добыча в России избежит резкого падения. Проекты нефтедобычи, реализуемые Россией, сегодня являются традиционными и не требуют самых современных технологических решений и не являются критически зависимыми от западных технологий. Возможно, у России заканчивается дешевая нефть, но пройдет еще много лет, прежде чем ей придется переходить на высокозатратную нефть. 

В ближайшие двадцать лет Россия не нуждается в разработке новых месторождений высокозатратной нефти из плотных пластов или на арктическом шельфе, если только будущий рынок не обоснует необходимость активного роста общего объема добычи нефти. 

В то время как некоторое оборудование и эксклюзивное программное обеспечение могут быть недоступны российским поставщикам в ближайшем будущем, существуют заменители, вероятно, менее эффективные, но, тем не менее, способные обеспечить достойные результаты.

По состоянию на июль 2023 года России удалось перенаправить потоки экспорта сырой нефти в сторону от «недружественных» стран на альтернативные рынки и фактически увеличить объемы экспорта по сравнению с концом 2022 года. Это произошло благодаря скидкам, которые российские экспортеры предложили покупателям в Азии (в основном в Индии и Китае). Получившая название «зеркальной статистики» информация индийской и китайской таможен свидетельствует, что импорт российской нефти Urals был ниже Brent всего на 10–15 долларов за баррель, а не на 35–40 долларов, как освещалось в прессе.

Прошёл 2023 год и можно подвести некоторый итог влияния санкций Запада, сравнив результаты с 2022 годом (Рис.12).

За полтора года Россия переориентировала 90% экспорта нефти в Китай и Индию. В 2023 году начались первые серьезные расчеты за российскую нефть в юанях и других национальных валютах.

На рисунке 12 видно, что снижение добычи нефти за 2023 год было незначительным и следует заметить, что снижение обусловлено не столько санкциями, сколько обязательствами России в рамках соглашения ОПЕК+.

Рис.12

До начала СВО на Украине большая часть российской нефти обрабатывалась группой торговцев, где доминирующими игроками были европейские компании Vitol Group, Glencore Plc и Trafigura Group. В 2021 году они перевезли примерно 40% российской нефти марки Urals. Эта тройка компаний прекратила торговлю российской сырой нефтью вскоре после начала СВО.

Свято место пусто не бывает и появился так называемый «теневой флот», не соблюдающий согласованное странами G7, а также Австралией ограничение цены на российскую сырую нефть, поставляемую морским путем, в размере $60 за баррель.

В конце 2023 года Reuters со ссылкой на Lloyd's List Intelligence сообщило, что в российском теневом флоте насчитывается уже 535 танкеров. О 2/3 из них ничего не известно: ни то, где этот танкер был выпущен, ни кто его владелец, ни страховка, ни данные об экипаже — ровным счетом ничего.

Британская газета Financial Times информировала, что 75% поставок российской нефти по морю происходят без западной страховки. Хотя до февраля 2022 года доля европейских страховых компаний в этой сфере достигала 60%.

Всесторонний обзор ситуации с российскими нефтесервисными услугами, проведенный агентством Bloomberg, показал, что этот сектор в значительной степени стал невосприимчив к западным санкциям.

Как изменялись объемы и направления морского экспорта нефти после начала СВО на Украине показано на рис.13.

Рис.13

Переработка нефти

Нефтепереработка в России была различной в течение нескольких периодов:

1) 1990 —1998 год (период упадка и неопределенности);

2) 1999 —2010 год (формирование рынка нефтепродуктов на фоне восстановления экономики);

3) 2011 —2021 год (реализация программы модернизации НПЗ);

4) С 2022 года (период санкционного давления). 

Первый период, до кризиса 1998 года характеризуется неуклонным падением объемов переработки нефти (Рис. 14).

Рис.14

Такое положение нефтепереработки было связано с общим состоянием российской экономики после распада СССР и безусловно активным противодействием Запада развитию нефтепереработки в России.

Западу нужна была дешевая, а лучше почти бесплатная экспортная нефть, а не более дорогие нефтепродукты из России.  

Более подробно эта тема раскрыта в Заметках о мировой глобализации, приложение 3 (Соглашение о разделе продукции в России).

Уровень изношенности фондов в отрасли нефтепереработки к 1998 году составил 77%.

Историческая справка.

После распада Советского Союза властям было практически нечем пополнять бюджет. Единственным источником пополнения бюджета оставалась нефть, отправляемая на экспорт. Однако ее стоимость не превышала $ 20 за баррель (Рис.15).

Рис.15

Чтобы пополнить бюджет, правительство создало в 1993 году рынок государственных краткосрочных облигаций (ГКО) со сроком погашения не более года.

Иностранные инвесторы охотно скупали ценные бумаги: ставка по ним достигала 100% годовых и более. Так, например, существенную позицию в ГКО держал американский хедж-фонд Long-Term Capital Management.

Чтобы выплатить держателям ГКО проценты, Минфин выпускал и реализовывал все новые и новые ценные бумаги. Фактически строилась финансовая пирамида госдолга.

До 1998 года на отечественном промышленном рынке была практически стагнация, так как можно было ничего не делать, просто вкладывать в ГКО и получать прибыль.

На фоне азиатского финансового кризиса 1997 года иностранные инвесторы, вложившие деньги в российские ГКО начали массово выводить средства. С октября 1997 года и до кризиса в августе 1998 года акции российских предприятий упали в 10 раз.

Для выплаты долга была надежда правительства на кредиты от МВФ, но 3 июля 1998 года Запад отказал России в выдаче очередного займа.

Россия не смогла оплачивать госдолг и 17 августа 1998 года власти объявили технический дефолт.

В результате экономического кризиса 1998 года Россия превратилась в одного из крупнейших должников в мире. Ее внешняя задолженность оценивалась в размере до $220 млрд ($165 млрд составляли долги государства, $30 млрд – банков, $25 млрд– компаний).

Главным позитивным результатом кризиса 1998 года эксперты называют отход экономики России от сырьевой модели. В стране началось развитие отраслей экономики, которые до финансового кризиса замещались импортом.

После дефолта 1998 года и учитывая долгосрочные низкие цены на нефть в нашей стране при формировании бюджета стали применять бюджетные правила (Приложение 3.). 

В рамках второго периода собственники НПЗ в соответствии с требованиями стран Евросоюза (основных потребителей в то время российского горючего) осуществляли выборочную модернизацию НПЗ в целях повышения качества и производства экологически чистых продуктов для экспорта в Европу.

Наиболее важным документом третьего периода, определяющим строительство и реконструкцию установок нефтепереработки в России, были Четырехсторонние соглашения, подписанные совместно 12 крупнейшими нефтяными компаниями, ФАС, Росстандартом и Ростехнадзором в 2011 году.  Эти соглашения запустили масштабную программу модернизации НПЗ в России.

Реализация соглашений предусматривала два этапа:

1. Улучшение качества нефтепродуктов (результатом реализации стал переход многих заводов на выпуск топлива 5-го экологического класса со сверхнизким содержанием серы.

2. Повышение глубины переработки нефти и увеличение объема выпуска светлых нефтепродуктов.

Изначально завершить программу должны были в 2015 году, затем план был скорректирован. Добиться намеченных показателей планировалось уже в 2020 году.

В период 2011–2014 годов график реализации проектов соблюдался согласно ранее намеченным планам. С наступлением кризиса и введением первых западных санкций в 2014 году скорость модернизации НПЗ резко замедлилась, начались перенесения сроков завершения работ, отказ от реализации некоторых проектов.

Программа по модернизации НПЗ в рамках четырехсторонних соглашений выполнила задачу первого этапа по улучшению качества нефтепродуктов.

Динамика улучшения качества нефтепродуктов на отечественных НПЗ при реализации первого этапа модернизации НПЗ показана на рис. 16.

Рис. 16

Однако второй этап, предусматривающий повышение глубины переработки нефти окончательно реализован не был (Рис.17).

Рис.17

Многие проекты, заявленные компаниями к реализации во втором этапе программы модернизации, были перенесены на 2021–2027 годы.

В 2021 году министерство энергетики заключило с нефтяными компаниями инвестиционные соглашения о модернизации 14 НПЗ и строительстве новых мощностей по производству топлива, которые предполагали завершение модернизации производств до конца 2026 года.

Инвестиционные соглашения по модернизации НПЗ предусматривают предоставление инвестиционной надбавки к возвратному акцизу на нефтяное сырье до 1 января 2031 года.

В 2022 году после начала СВО и введения беспрецедентных санкций Запада возникла необходимость продления сроков действия инвестиционных соглашений между нефтяными компаниями и Минэнерго.

Последние десятилетия российские компании широко закупали технологии и оборудование у ведущих западных компаний. В настоящее время для модернизации НПЗ необходимо перепроектирование с применением отечественного (или из дружественных стран) оборудования. Для этого и нужно продлить сроки действий инвестиционных соглашений.

В 2023 году Правительством России срок модернизации производств НПЗ по инвестсоглашениям продлен на два года.

Таким образом, модернизация российских НПЗ продолжается. В разных отраслях и компаниях успехи отличаются.

Сложившаяся неблагоприятная макроэкономическая ситуация, вызванная действиями Запада, конечно, повлияет на стоимость и сроки программы модернизации НПЗ.

Министр энергетики Новак сообщил, что при необходимости правительство намерено инициировать оказание дополнительной государственной поддержки российским нефтеперерабатывающим предприятиям, реализующим инвестиционные проекты. 

Четвертый период характеризуется продолжением исполнения компаниями обязательств по модернизации НПЗ в рамках соглашений с Минэнерго в условиях санкционного давления Запада.

В целом в 2025 году Россия, по заключению многих отечественных экспертов, может достичь 80% уровня использования отечественного оборудования в нефтегазовой отрасли по сравнению с 40% в 2014 году, когда западные страны ввели первые ограничения на поставку техоборудования.

По оценке экспертов, сегодня основная часть оборудования для первичной переработки нефти – отечественного производства. Для вторичной переработки, в основном, используется импортное оборудование, однако для большинства оборудования существуют российские аналоги.

В перспективе из-за недостатка импортных комплектующих возникнут сложности с ремонтом и обслуживанием оборудования особенно НПЗ с современными установками глубокой переработки нефти, полагают эксперты.

Ремонт уже действующих иностранных установок возможен с помощью обратного инжиниринга. В 2022 году Минпромторг запустил проект по поддержке обратного инжиниринга, то есть по разработке и производству полных аналогов западных устройств, но в случае сложного оборудования на обратный инжиниринг потребуется до двух-пяти лет. Более быстрый способ — параллельный импорт, закупка необходимого оборудования через дружественные страны.

В начале 2024 года к проблемам с ремонтами добавились атаки украинских беспилотников на российские НПЗ.

Впрочем, как сообщает Reuters, Россия смогла быстро восстановить работу своих НПЗ, которые подверглись атакам украинских беспилотников. Для подтверждения сообщения Reuters приводит % восстановленных мощностей.

По информации аналитиков сегодня в России производится столько базовых видов топлива, что они с лихвой перекрывают все возможные локальные аварии и теракты (Рис.18).

Рис.18

У отраслевых экспертов нет сомнений, что санкции не смогут остановить работу уже действующих НПЗ. Подтверждением может служить статистика по производству бензина и дизельного топлива на НПЗ (Рис. 19).

Рис.19

Однако завершение модернизации НПЗ вновь будет отодвинуто на неопределенный срок. Более того, на первых этапах импортозамещения по некоторым направлениям, возможно, придется вернуться к более простым решениям.

По мнению экспертов, временным решением в нынешней ситуации может стать возвращение к производству топлива стандарта «Евро-4» для внутреннего рынка.

В свое время Россию практически вынудили перейти на пятый стандарт, создав более жесткие требования, чтобы подсадить нас на иглу импортных технологий, присадок, катализаторов. Но даже в топливе «Евро-4» содержится невысокий для окружающей среды уровень серы.

Если мы перейдем на «Евро-4», то можно будет снизить требования по целому ряду оборудования и запчастей, полностью перейти на отечественные катализаторы.

Переработка нефти после начала СВО

Нефтеперерабатывающая отрасль России сегодня в значительной степени консолидирована вертикально интегрированными компаниями, обладающими 90% производственных мощностей переработки нефти.

В 2023 году в России насчитывалось порядка 30 крупных нефтеперерабатывающих заводов и 80 мини-НПЗ.

По данным журнала Forbes, мощности российских НПЗ по первичной переработке нефти сегодня составляют 340 млн тонн, больше лишь в США (900 млн тонн) и в Китае (860 млн тонн).

В 2023 году на российских заводах  переработано около 275 млн тонн нефти, т.е. задействовано 80% имеющихся мощностей.

При этом на внутренний рынок России ежегодно обычно поставляется до 90% всего производимого бензина, 80–85% — авиакеросина и 50–60% — дизельного топлива.

Несмотря на санкции, в 2023 году российская нефтепереработка смогла практически сохранить и даже упрочить некоторые позиции на мировых рынках.

Объем и структура экспорта нефтепродуктов из России в 2023 году не раскрывались, поэтому ниже приведены данные западных источников, которые не склонны приукрашивать нашу действительность.

Более 85 % российского экспорта нефтепродуктов осуществляется морским транспортом, следовательно данные по морскому экспорту отражают общую динамику экспорта нефтепродуктов из России.

По информации Eikon Refinitiv (Глобальный поставщик данных для финансовых рынков. Работает с 40 000 учреждений более чем в 150 странах) до введения санкций Западом на долю рынков Европы, США, Канады, Японии и Южной Кореи приходилось около 80–83 % российского экспорта нефтепродуктов морским путем (Рис.20).

Рис.20

Всего лишь за год российским компаниям удалось найти альтернативные рынки сбыта для производимых ими нефтепродуктов и нарастить поставки в страны, которые не присоединились к антироссийским санкциям (Рис.21).

Рис.21

В 2023 году, по оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), на фоне санкций Запада экспорт нефтепродуктов из России снизился примерно на 7% по сравнению с 2021–2022 годами. Экспорт нефтепродуктов в ЕС снизился практически до нуля.

По мнению западных аналитиков, санкции Запада против экспорта нефтепродуктов из России не достигли поставленных целей по двум основным причинам:

— большинство государств мира не присоединились к этим санкциям;

— многие страны, даже поддержавшие санкции, не исполняют их в полной мере, руководствуясь своими экономическими интересами.

 Эти же аналитики указывают на недоработки (или принятые решения в интересах Запада?) в конструкции санкций:

— потолок цен и эмбарго не распространяются на нефтепродукты, произведенные из российской нефти за пределами России. Поэтому производить нефтепродукты из российской нефти и их экспортировать может любая не поддержавшая западные санкции страна, имеющая НПЗ;

— из-под действия ограничений Запад изначально вывел любые нефтепродукты, смешанные с российскими.

Введенные санкции, с одной стороны, затрудняют реализацию многих нефтегазовых проектов, но, с другой стороны, становятся важным стимулом к развитию отечественных технологий в области разведки, добычи и переработки углеводородов.

Какова себестоимость барреля нефти Urals?

Понятие себестоимости добычи нефти включает в себя разные параметры, в зависимости от методологии и целей расчета.

Для представления о себестоимости добычи нефти в разных странах на рис.22 показаны результаты расчетов аналитического агентства IHS Market для новых проектов нефтедобычи разных стран, которые были начаты в 2019 году.

Желтыми точками отмечено среднее значение себестоимости для конкретной страны (Россия ~ $42), зеленые столбики гистограммы показывают разброс значений.

Onshore или Оffshore возле наименования страны означает наземный или морской проект соответственно (Россия – наземный проект).

Из рисунка 22 понятно, почему при ценах ниже $30 за баррель нефти Brent большинство нефтяных компании мира будут сокращать инвестиции в новые проекты (для большинства стран среднее значение себестоимости нефти превышает $30).

Аналитики агентства IHS Market уточнили, что приведенные данные справедливы лишь для новых проектов. На старых месторождениях добыча может быть существенно дешевле.

В 2020 году замминистра энергетики России Сорокин в интервью Reuters сказал, что себестоимость добычи нефти в России, включая операционные (OPEX) и капитальные (CAPEX) затраты, составляет $9–20 за баррель в зависимости от проекта.

Рис.22

Bloomberg на основании данных международного стандарта финансовой отчетности (МСФО) 2019 года приводит результаты расчетов стоимости добычи барреля нефти у трех крупнейших российских компаний: Роснефти, Лукойла, Газпромнефти. У всех трех она не превышала $12 за баррель. (Рис. 23).

Рис.23

Другие зарубежные источники приводят свои расчеты себестоимости российской нефти (Рис.24).

Рис.24

Эксперты обращают внимание, что методики подсчета в разных странах различные. Даже изменение методик подсчета в экономике одной страны всегда затрудняет сравнение показателей с аналогичными 10, 20-летней давности.

Статистика так засекречивается и от внутренних, и от внешних наблюдателей.

Какова цена барреля нефти Urals?

В 1990-е годы уклонение от уплаты налогов было серьезной проблемой для государства. Так как основной экспорт нефти, впрочем, как и других энергоресурсов преимущественно шел из России на Запад, с подачи нефтяных компаний было принято решение, что агентства Argus и Platts (наиболее авторитетные западные агентства на нефтяном рынке) будут определять стоимость российской нефти и исходя из этой оценки нефтяные компании будут выплачивать налоги в бюджет.  

На протяжении всего постсоветского периода возрастал контроль Запада за ценообразованием на российские энергоресурсы.

Сложившаяся ситуация с ценообразованием на российскую нефть на мировом рынке, непрозрачные и подверженные манипуляциям методологии западных ценовых агентств уже давно подталкивали Россию к поиску путей решения этой проблемы путем отвязки цены на российскую нефть от бенчмарка (эталона)  Brent и формирования собственного бенчмарка Urals.

Первые торги экспортной нефтью сорта Urals на Санкт-Петербургской Международной Товарно-сырьевой Бирже (СПбМТСБ) состоялись в 2016 году. Основная цель – сформировать механизм ценообразования на российскую нефть, исходя из прямого рыночного формирования цены. Следующий шаг – формирование бенчмарка Urals.

По разным причинам этот процесс затормозился до начала СВО в 2022 году, когда котировки Argus стали очень сильно отличаться от реальной стоимости российской нефти.

И это не удивительно, потому что формирование цены на российскую нефть находится в руках агентства со штаб-квартирой в Лондоне. Именно это агентство, по словам его сотрудников, участвовало в разработке «ценового потолка» для российского сырья после начала СВО.

При определении цены российских сортов нефти самую большую неопределенность несут спреды (дисконты). Эти спреды определяются путем опроса участников рынка (российские компании к таким опросам никогда не допускали). Таким образом данные спреды – это экспертная оценка несколько человек из разных компаний без участия представителей России.

Результат оценки стоимости российской нефти после начала СВО получился ожидаемый для Запада.

Если до февраля 2022 года (начало СВО) спред (разница между ценой на сорт нефти Urals и эталонного сорта Brent) многие годы не выходил за пределы $6 за баррель, то в апреле 2022 года на фоне санкций Запада спред достиг максимального значения за всю историю торговых операций с российской нефтью – $45 за баррель (Рис.25).

Рис.25

Таким образом, в 2022–2023 годах агентство Argus умышленно существенно занижало стоимость нефти Urals, устанавливая необоснованный нерыночный спред в цене на нефть российского происхождения Urals.

Динамика цен на нефть и их разброс за этот период представлены на рис.26.

Рис.26

По экспертным оценкам, каждый недополученный $1 за баррель российской нефти Urals при существующих объемах экспорта нефти приводил к годовым потерям российского бюджета порядка $2-5 млрд.

По итогам трех кварталов 2023 года доля нефтегазовых доходов федерального бюджета упала до минимума за 16 лет и составила чуть более 28% всех поступлений (Рис.1).

Аудиторы Счетной палаты объяснили динамику снижения нефтегазовых доходов тремя основными причинами:

- рост ненефтегазовых доходов;

- снижение средней цены на нефть марки Urals и на природный газ;

- налоговый маневр в нефтегазовой отрасли (Приложение 4).

При этом санкции, по мнению аудиторов, не стали основным фактором такой динамики снижения доходов.

Россию просто вынудили принять защитные меры.

Для увеличения нефтегазовых доходов бюджета внесены изменения в Налоговый кодекс России, отражающие более справедливую стоимость российской нефти Urals.

В Налоговый кодекс России внесены дополнения об ограничении дисконта на российскую нефть Urals по отношению к нефти Brent:

с 1 января 2024 года – $15 за баррель;

с 1 января 2025 года – $10 за баррель;

с 1 января 2026 года – $6 за баррель.

С 2025 года нефтяные налоги планируется рассчитывать исходя из наибольшего показателя одного из трех вариантов:

 1) цены Urals, определенной на базе котировок западного агентства Argus с учетом оцениваемой ФАС стоимости транспортировки морем;

 2) цены эталона Brent минус фиксированный дисконт (с 1 января 2024 года — $15 за баррель):

 3)  национального индикатора ЦСПБ (индекс нефти Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи).

В 2024 году расчет нефтяных налогов будет производиться на основе первых двух вариантов, так как третий вариант (национальный индикатор ЦСПБ) к практическому применению пока не готов.

Запуск российского бенчмарка Urals позволит не только создать прозрачный биржевой механизм для формирования объективных цен на российскую нефть, но также синхронизировать ценообразование по базисам СНГ, ЕАЭС и стран БРИКС, что позволит противостоять ценовой экспансии Запада.

Нужен ли России стратегический нефтяной резерв?

Тема создания стратегического нефтяного резерва в России не новая и возникает с завидной регулярностью.

В 2014 году Минэкономразвития предлагало проект создания стратегических хранилищ нефти, но до практического решения дело не дошло.

Бойкот Западом российской нефти и нефтепродуктов в 2022 году активизировал обсуждение этого вопроса. 

Аргументов в пользу создания стратегического резерва, как и аргументов против в СМИ приводится достаточно много.

Даже у отраслевых экспертов нет единого мнения относительно того, нужно ли создавать в стране стратегические хранилища нефти.

Многие аналитики склоняются к мнению, что создание стратегического запаса нефти для России как для нефтедобывающей страны неактуально. И отечественная переработка не столь масштабна, чтобы создавать для нее резерв нефти в больших объемах.

Сегодня нефть в России хранится на НПЗ, перевалочных нефтебазах.

Россия также обладает чрезвычайными запасами топлива в системе Росрезерва, на нефтебазах Минобороны и других ведомств, резервным запасом мазута на тепловых электростанциях.

Из открытых источников невозможно понять, есть ли в России крупные хранилища нефти и где они расположены.

По подсчетам "ИнфоТЭК-консалт", в России примерно 800 нефтебаз, значительная часть которых недозагружена.

Таким образом, вопрос о стратегическом нефтяном резерве России на сегодняшний день остается открытым.

Александр Каленюк
Капитан первого ранга в отставке
Военный аналитик