Бизнес идеи в нефтехимии
Нефтяные компании по всему миру бьют тревогу: электрокары вытесняют с рынка классические автомобили, а те, что остаются, потребляют все меньше топлива. Спрос на бензин падает, грозя оставить нефтяников без денег и вынуждая искать новые способы заработка. Самый популярный из них — более сложные нефтехимические продукты, необходимые для производства буквально всего на свете: от пластиков и полимеров до одежды и продуктов питания. Но и тут легкой жизни не будет, и виной тому экологи, вынуждающие гигантские корпорации отказываться от пластика. Неприятный сюрприз для гигантов нефтяной индустрии — в материале «Ленты.ру».
Экологи и экономисты уже достаточно давно предупреждали о конце глобального доминирования нефти в качестве главного в мире топлива. Поворотным стал 2014 год: именно тогда случился не только резкий обвал биржевых цен, обернувшийся валютным кризисом в России и других добывающих странах, но и повсеместное сокращение спроса на нефть и нефтепродукты. Формально рост все еще сохранялся, но составил всего 0,7 процента — в два раза меньше, чем за год до этого, и гораздо ниже ожиданий. Причин несколько, среди них, например, постепенная переориентация электроэнергетики на новое сырье: с нефти на газ, уголь, солнечную и ветровую энергию (даже Саудовская Аравия пообещала полностью перейти на них к 2040 году).
Но куда более существенную роль сыграли перемены на автомобильном рынке. На рубеже веков он обеспечивал около половины общемирового потребления нефти, однако в последнее время производители озаботились экономичностью двигателей. По расчетам экспертов, в ближайшие 20 лет расход бензина легковыми машинами снизится на 40 процентов. Еще 20-30 процентов добавят беспилотные автомобили — ожидается, что они будут лучше выбирать маршруты. Параллельно меняется поведение водителей: все чаще они отказываются от личного транспорта в пользу общественного или каршеринга. Власти в разных странах и городах переводят автобусы и такси на газ, так же поступают автовладельцы.
И наконец, все популярнее становятся электромобили. Вслед за пионером в этой области — компанией Илона Маска Tesla — нишу осваивают Nissan, Renault, Ford (его дочерний бренд Rivian назвали будущим «ночным кошмаром» Маска), Toyota, Honda, BMW, Volkswagen, а также китайские BYD, BAIC, Kandi, Chery и Zotye. BAIC и BYD по итогам 2018 года вошли в тройку самых продаваемых в мире электромобильных брендов (151 и 105 тысяч машин соответственно), уступив только Tesla с 245 тысячами.
По прогнозам, уже к 2030 году 30 процентов всех новых машин в мире будут оснащены электробатареями, а значит, не будут нуждаться в бензине. Добиться этого удастся в том числе и за счет законодательных запретов. Так, в Норвегии купить автомобиль с бензиновым двигателем нельзя будет уже с 2025 года, в Германии — с 2030-го, во Франции — с 2040-го. Экономисты считают, что в 2025 году потребность в бензине со стороны автоиндустрии достигнет пика, после чего неизбежно пойдет вниз.
Еще один важный фактор — снижение востребованности нефти в качестве сырья для нефтехимических компаний. Традиционно они закупали у нефтяников попутный нефтяной газ (ПНГ), а у газовиков — широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), чтобы произвести из них различные химические вещества: полипропилен, полиэтилен, поливинилхлорид (ПВХ), каучук. В современном мире они используются в самых разных сферах: из них делают пластиковые окна, упаковку, бытовую технику, одежду, автомобильные шины и даже продукты питания. Также нефтехимики выпускают высокооктановый бензин, который используют профессиональные автогонщики. А некоторые, например, российский «Сибур», перерабатывают ПНГ в полноценный природный газ, который потом поступает в дома, на предприятия или на экспорт.
Нефтехимия считается технологически гораздо более сложной отраслью по сравнению с нефтепереработкой, в результате которой из сырой нефти производятся разные виды бензина, мазут, керосин и авиационное топливо. Многие нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) принадлежат крупным нефтяным компаниям, которые называют вертикально интегрированными (ВИНК) из-за того, что в их структуру входит сразу несколько предприятий. Именно такие компании определяют конъюнктуру на внутренних рынках отдельных стран и общемировом рынке нефти и нефтепродуктов. Прошлой осенью российское правительство договаривалось с ними о заморозке цен на бензин после того, как их рост опередил инфляцию в пять с лишним раз. В то же время нефтехимические компании (во многом как раз из-за сложности технологического процесса) куда чаще действуют самостоятельно, хотя есть и обратные примеры, такие как башкирский «Газпром нефтехим Салават».
Долгое время нефтехимические компании закупали попутный нефтяной газ у нефтедобывающих в достаточном объеме, чтобы обеспечивать рентабельность последних. Однако в начале 2010-х годов в США случилась «сланцевая революция» — благодаря высоким мировым ценам добыча на местных месторождениях стала прибыльной. А после того как в конце 2015-го Белый дом снова разрешил экспортировать топливо, американские нефть и газ хлынули за рубеж, увеличивая предложение. В отличие от европейских коллег, газовики США привыкли устанавливать цену по долгосрочным контрактам без привязки к нефтяным котировкам, — ориентируясь на специальные газовые индексы, что делало их продукцию дешевле. В итоге нефтехимики стали постепенно переключаться с ПНГ на газовое сырье. Этому также способствовало развитие технологий глубокой переработки газа.
Между тем мировые цены на нефть, несмотря на все усилия ОПЕК (Организация стран-экспортеров нефти), заключенное и несколько раз продлевавшееся соглашение о сокращении добычи, к которому присоединилась Россия, так и не вернулись к докризисному уровню 2013 года. Министр финансов и первый вице-премьер Антон Силуанов недавно призвал готовиться к еще более мрачному сценарию — 30 долларам за баррель. Это даже меньше, чем заложено в российском бюджете: все нефтегазовые доходы при цене выше 40 долларов не тратятся, а направляются в Фонд национального благосостояния.
Все вместе это лишило нефтяные компании привычных доходов, и они вынуждены были осваивать новые направления. Главным из них стала хорошо знакомая нефтехимия: по данным Международного энергетического агентства, спрос на ее продукцию уже растет быстрее, чем на нефть. В марте государственная компания Саудовской Аравии Saudi Aramco (по некоторым данным, крупнейшая нефтяная компания мира) объявила о покупке национальной нефтехимической корпорации Sabic за 69,1 миллиарда долларов.
Помимо этого, Saudi Aramco собирается вложить «миллиарды долларов» в развитие нефтехимии по всему миру. Совместно с американскими Chevron Lummus Global и McDermott International она построит сразу несколько нефтеперерабатывающих заводов нового поколения у себя на родине и в США. На одном из них под производство нефтехимической продукции будет выделено сразу 80 процентов мощностей. Еще одно предприятие — совместное с «Сибуром» — может появиться в России. Также корпорация вкладывается в разработку технологии, которая позволит производить нефтехимию напрямую из сырой нефти, минуя стадию переработки.
Для Саудовской Аравии стремление к диверсификации экономики понятно: сейчас на сырую нефть приходится 95 процентов экспорта королевства, и любой скачок цен больно бьет по бюджету. Однако развивать нефтехимическую промышленность пытаются многие. Среди них как привычные игроки (американский ExxonMobil планирует открывать новые нефтехимические производства в Азии и Северной Америке), так и страны, вовсе не ассоциирующиеся с нефтью. Например, Китай, который уже много лет держится в мировой пятерке лидеров по объемам добычи, но собственного топлива хватает на то, чтобы удовлетворить только две трети внутреннего спроса, — остальное приходится импортировать.
Также Пекин вынужден закупать за границей параксилол — сырье для производства пластиковых бутылок. Частные компании Hengli и Ronsheng берут пример с Saudi Aramco и собираются строить комбинированный завод: его мощности будут разделены поровну между переработкой и нефтехимией. Всего в ближайшие пять лет Китай готов потратить на проекты в новой для себя области около 100 миллиардов долларов.
Загвоздка в том, что нефтяники, по всей видимости, опоздали. Аналитики предупреждают, что спрос на нефтехимию вот-вот начнет падать. Все дело в заботе об окружающей среде: экологи, а вслед за ними и правительства борются с пластиковыми приборами. Их использование уже полностью или частично запрещено в Евросоюзе, Индии и Калифорнии, во Франции магазины не могут продавать покупателям пластиковые пакеты, эту же инициативу в частном порядке поддерживают некоторые супермаркеты в Великобритании и США.
Производители уделяют все больше внимания утилизации и переработке отходов. В прошлом году Coca-Cola торжественно пообещала, что к 2030 году все ее бутылки и банки будут перерабатываемыми. И в это нетрудно поверить: еще четыре года назад компания презентовала бутылку, полностью сделанную из растительных материалов. Adidas и Nike, одевающие ведущие европейские футбольные клубы, уже несколько лет вместо традиционного полиэстера делают специальные комплекты формы из выловленного в океанах мусора.
Сейчас в мире перерабатывается около 10 процентов пластика. В отдельных странах этот показатель гораздо выше: в Норвегии — 97 процентов, в Японии — 83 процента, в ЮАР — 35 процентов. Согласно прогнозам, уже к середине следующего десятилетия средние цифры могут удвоиться, а к 2050 году 60 процентов всего пластика на планете будет переработанным. Это будет означать, что нефтяным компаниям опять придется искать новые направления и диверсифицировать бизнес, чтобы удержаться на плаву.
Некоторые задумываются о будущем уже сейчас. Самые популярные вложения — в возобновляемую энергетику: солнечную и ветровую. Некоторые, как американская ExxonMobil, закупают «зеленые» мегаватты, чтобы обеспечивать ими свои основные производства. Другие, как норвежская Statoil и британско-нидерландская Shell, самостоятельно строят ветряные и солнечные электростанции, чтобы продавать производимую на них энергию. Третьи, как французская Total, инвестируют в инновационные компании: несколько лет назад были приобретены американский производитель солнечных батарей SunPower и французский оператор ветряных и гидроэлектростанций Quadran. Существуют и более радикальные методы. В прошлом году датский нефтегазовый холдинг Danish Oil and Natural Gas полностью переключился на ветроэнергетику и сменил название на Orsted — именно он будет продавать энергию ExxonMobil.
Экономисты признают, что возобновляемая энергетика пока еще не может тягаться с нефтью: выручка в среднем по отрасли в 33 раза ниже. К тому же, многих могут отпугнуть масштабы требуемых инвестиций. Чтобы занять привычное доминирующее положение на рынке, нефтяникам придется сообща потратить 350 миллиардов долларов за 16 лет. Однако все жертвы должны окупиться с лихвой, ведь альтернативная энергия, в отличие от нефти, будет востребована уже в обозримом будущем (к 2025 году разница в доходах должна сократиться до 13 раз).
Десятилетиями нефть была причиной войн и интриг в высших эшелонах власти, но ее время стремительно уходит. Ведущих игроков рынка не спасет даже переориентация на более сложные производства. Чтобы остаться в игре, им придется в буквальном смысле спустить деньги на ветер. Однако готовы к этому далеко не все — большинство гигантов до сих пор надеются заработать по старинке. Чем это обернется, увидим совсем скоро — уже через пару десятилетий привычный мир может измениться до неузнаваемости.
Бизнес на нефтеперерабатывающем мини-заводе – легальный и заведомо рентабельный проект в силу того, что спрос на горючие и смазочные материалы постоянно высокий. Для его организации потребуются не только значительные инвестиции, но и профессиональные знания как в области нефтепереработки, так и в сфере предпринимательства.
Описание бизнес-идеи открытия мини-НПЗ
Монополистом в нефтепереработке является государство, но это не значит, что добиться успеха в данной сфере частному предприятию невозможно. Успешность дела базируется на трех составляющих:
- постоянный источник нефти;
- удобная логистика;
- налаженный сбыт готовой продукции.
Производительность мини-НПЗ редко превышает 1 000 000 тонн/год. В число выполняемых заводом работ обязательно входит первичная переработка нефти с последующим облагораживанием фракций. Минимальный ассортимент продукции включает в себя горючий газ, моторные топлива, мазут.
Преимущества мини-завода по переработке нефти
Преимуществами небольшого НПЗ являются:
- гибкость производства;
- невысокие затраты на монтаж и транспортировку оборудования;
- небольшой штат (с перспективой полной автоматизации процессов);
- сниженные текущие и капитальные расходы.
Организационный план предприятия
Выбор места под строительство
Для строительства завода подойдет земельный участок площадью от 300 кв. м, удаленный от ближайших населенных пунктов более чем на 3 км, но при этом не выводящий из оборота пахотные земли. Хорошо, если рядом будут находиться железнодорожные пути и городские коммуникации.
Удобным вариантом является поиск старой заброшенной нефтебазы. Это позволит решить вопрос с инфраструктурой и логистикой, а также сэкономить на первичном обустройстве, вкладывая средства только в ремонт зданий и сооружений.
Логистика
Наиболее распространены три способа получения заводом сырья и отправки готовой продукции:
- Подключение к магистральным трубопроводам – возможно при заключении контрактов транспортирующей компанией на поставку нефти объемом не менее 1 000 000 тонн/год. Качать сырье из таких магистралей всегда минимум на 30% дешевле, чем перевозить цистернами (для одинаковых условий и расстояний – это регламентирует законодательство РФ).
- Использование ж/д транспорта – подходит одновременно для доставки сырья и отгрузки продуктов. Достоинством такого вида логистики является возможность доставлять небольшие партии нефти, но даже при наличии действующего железнодорожного полотна придется достраивать участок путей, ведущих непосредственно к НПЗ, и оборудовать их эстакадами налива. Ограничением является тот факт, что одна цистерна вмещает около 50 тонн нефтепродукта, а состав насчитывает не более 50 вагонов.
- Перевозка готовых нефтепродуктов автоцистернами (объем их составляет 28–32 л) обходится дороже, чем железнодорожным составом. Кроме того, битумовозы должны быть оснащены специальными системами, которые подогревают груз.
Оборудование
Состав оборудования зависит от производительности нового НПЗ, его профиля (топливный, топливно-масляный или топливно-нефтехимический) и глубины переработки (15–25% бензина от общего объема сырья; 25–35% дизельного топлива; 35–55% мазута; углеводородного газа – 3%).
Проектирование завода следует поручить специализированной организации, которая составит грамотный бизнес-план мини-НПЗ, подберет оптимальный набор установок, организует монтажные и пусконаладочные работы. Удешевить процесс можно покупкой комбинированной установки от производителей.
Основное оборудование мини-НПЗ включает в себя следующие позиции:
- резервуары;
- нефтеперерабатывающие установки;
- оборудование эстакад слива-налива;
- лаборатория и оборудование для нее;
- собственная котельная и оборудование для нее;
- насосы для нефтепродуктов.
Из расходных материалов понадобятся катализаторы, щелочи, деэмульгаторы.
Персонал
Кадровый состав НПЗ можно разделить на три большие группы:
- административно-управленческая группа;
- производственники (все ИТР имеют профильное образование и сдают квалификационные экзамены, после чего организуют обучение рабочих);
- обслуживающий штат.
Режим работы на НПЗ предусматривает круглосуточный трехсменный график, кроме сервисных служб, которые работают по односменной схеме.
Варианты сбыта готовой продукции
Потенциальными клиентами бизнеса являются заправочные станции разного типа, сельское хозяйство, авиация, судоходство, а также мелкие нефтебазы и другие потребители, которые нуждаются в мелкооптовых партиях продукции. Производство мазута ориентировано на котельные и ТЭЦ.
Финансовые показатели проекта
Инвестиции в открытие мини-НПЗ
Стартовые вложения в предприятие составят (в тысячах рублей):
- затраты на регистрацию и получение всех необходимых разрешений – 20;
- строительство и оборудование завода – 15 000;
- первоначальная закупка сырья – 2 000;
- затраты на рекламу – 50;
- зарплата персонала на время подготовки компании к запуску – 600;
- коммунальные платежи в подготовительный период – 100;
- резерв на непредвиденные расходы – 50.
Итого: 17 820 000 рублей.
Текущие расходы
Ежемесячно предприятие будет тратить (в тысячах рублей):
- общие расходы на обеспечение сырьем и материалами – 4 000;
- коммунальные платежи – 300;
- зарплата персонала – 1 000;
- затраты на рекламу – 30;
- резерв – 20.
Итого: 5 350 000 рублей.
Доходы и расчет прибыли, рентабельность
Основной доход бизнеса образуется за счет процессинга (отгрузка готовой продукции происходит посредством самовывоза по 100%-й предоплате). Дополнительным заработком могут стать сервисные услуги нефтепереработчикам, которые не имеют своих мощностей (бизнес на давальческом сырье является неакцизным).
Доход мини-НПЗ может достигать 7 500 000 рублей в месяц. Рентабельность составляет порядка 25–30%. Затраты в дело окупаются через 9 месяцев, если предприятие с самого старта работы выйдет на плановые показатели производства и сбыта продукции, иначе наступления точки окупаемости следует ожидать через 12–14 месяцев.
Деятельность мини-НПЗ рентабельна в районах, где большим нефтяным компаниям невыгодно работать из-за недостаточных объемов спроса на продукцию. Привлекательность бизнеса объясняется тем, что при относительно небольших рисках доход предприятия достаточно высокий.
Купить готовый бизнес план
Итоги года в нефте- и газохимической отраслях
Москва. 30 декабря. INTERFAX.RU — Уходящий год отметился активностью в российской нефте- и газохимии: к новым проектам устремили внимание нефтяные компании, а министерства задумались о создании стимулов для них. И если государство увидело в этом потенциал для роста экономики, то нефтяники — спасение от невыгодных условий в нефтепереработке. Просьбы «профильных» нефтехимиков о льготах, наконец, были услышаны, но в надежде снизить расходы, они наталкиваются новые препятствия и рискуют получить еще бОльшие издержки.
Ожидания — реальность
Государство в нацпроекте «Международная кооперация и экспорт» поставило цель к концу 2024 года увеличить экспорт химической продукции, в том числе нефте- и газопереработки с $17,4 млрд до $37 млрд в год. В марте в рамках нацпроекта была утверждена «дорожная карта» развития нефтегазохимии до 2025 года. Согласно документу, уже в 2019 году объем выработки крупнотоннажных полимеров должен составить 5,3 млн тонн, а к 2025 году — 11,1 млн тонн, их объем экспорта должен в 2020 году составить 600 тыс. тонн, а к 2025 году вырасти до 4,4 млн тонн. Доля переработки СУГ внутри страны к 2025 году должна увеличиться до 8,2% с нынешних 4,6%, переработки нафты — с 5,6% до 7,2%.
Стратегических целей правительство планирует добиться, предоставляя налоговые льготы и развивая инфраструктуру — такие меры должны повысить инвестиционную привлекательность капиталоемких проектов. В «дорожной карте» предусмотрено введение с 2022 года обратного акциза на этан и СУГ, развитие портов и железной дороги, господдержка НИОКР и российских EP/EPC подрядчиков, а также развитие биржевой торговли.
Цели дорожной карты вполне реалистичны, считает эксперт Российского союза химиков, член комиссии по химической промышленности РСПП Анатолий Замрий. «Планы считаю реалистичными. В составлении дорожной карты участвовал широкий круг экспертного сообщества. Дальше этой «картой» надо пользоваться, по ней идти, упорно реализовывать все запланированное», — сказал он.
При этом эксперты уверены, что необходимость в господдержке нефтехимии назрела давно. Нефтехимия — отрасль, которая создает высокую добавленную стоимость, но мощности по производству одной тонны продукции могут превышать $3-5 тыс., а волатильность цен на нее создает высокие риски для окупаемости проектов, напоминает директор практики «Газ и химия» VYGON Consulting Дмитрий Акишин. «Из-за сложности рынков, характеризующихся большим количеством продуктов, проекты реализовывались, в основном, компаниями, для которых нефтегазохимия являлась основным бизнесом (СИБУР, «Нижнекамскнефтехим» )», — сказал он.
По подсчетам Акишина, появление обратного акциза на этан и СУГ позволит повысить инвестиционную привлекательность проектов и привлечь в отрасль новых игроков. Доходность таких проектов в текущих условиях редко превышает 9-10%, говорит он. Однако эксперт замечает, что вопрос создания субсидий обсуждается не один год. «Инструменты стимулирования, такие как обратный акциз на этан и СУГ, разрабатываются уже несколько лет. И они до сих пор формально еще не приняты. При этом говорить о выполнимости заявленных планов по строительству новых заводов пока рано, так как во многих случаях это не только большие инвестиции, но и создание принципиально новых компетенций внутри компаний», — отмечает Акишин.
В свою очередь, Замрий считает, что льготы для развития производства СУГ и обратный акциз на этан необходимо ввести скорее: не в 2022, а уже в 2021 году, и рассмотреть дополнительные меры поддержки. «Условия получения субсидий призваны стимулировать компании вкладывать в сектор: здесь можно было бы продолжить стимулирование со стороны государства в части, например, учётной политики: по зачету в налогооблагаемую базу инвестиций, осуществляемых из собственных средств, по факту их совершения. Что стимулировало бы инвестиции в целом, и стимулировало бы инвестиции собственных средств компаний, а не «чужих».
Спасение в нефтехимии
Ситуация на топливном рынке России в 2018-2019 г ухудшила экономику российских НПЗ, и нефтяники стали искать возможности развития в нефтехимии. Таким образом компании надеются компенсировать убытки от налоговых изменений и усиления госрегулирования. «В России возник профицит автобензина, однако надзорные органы скептически относятся к перспективам его экспорта. При этом стагнирующее внутреннее потребление не дает позитивных сигналов в части долгосрочных перспектив развития. А вместе с введением ручного регулирования топливного рынка нефтепереработка несет убытки, удерживая розничные цены. Если традиционные нефтехимические компании ставят перед собой цель расширения производства и увеличения капитализации, то задача переработчиков — как минимум выжить, а как максимум не проиграть», — отмечал Акишин в июльской статье в «Коммерсанте».
Так, «Сургутнефтегаз» заявил о планах развивать химическое производство на базе своего НПЗ «КИНЕФ». Компания идет на такой шаг из-за ухудшения тарифных и налоговых условий, а также из-за снижения качества нефти, заявлял глава «Сургутнефтегаза» Владимир Богданов. «Это все с налогами связано, с акцизами, теми же тарифами «Транснефти» и железнодорожных перевозок. У нас в прошлом году затраты на 40% выросли из-за налогов и транспортных тарифов. И мы будем это делать, потому что, к сожалению, качество нефти, которая добывается в РФ, особенно в Тимано-Печоре и Урало-Поволжье, низкого качества», — говорил Богданов.
«Новые точки роста» ищет «ЛУКОЙЛ» . Компания планирует построить на НПЗ в Нижнем Новгороде мощности по производству полипропилена (500 тыс. т./г.) и стирола (до 300 тыс. т./г.). «Мы посмотрели внутрь себя и увидели, что есть еще большое количество наших потоков, которые мы не доводим до финального потребителя, то есть не извлекаем полностью стоимость из них. И на реализации этой возможности мы сконцентрировались. Это новое направление. Здесь мы видим ряд быстрых побед — это переработка пропилена, который мы получаем в нефтепереработке, в финальную продукцию», — говорил вице-президент «ЛУКОЙЛа» Рустем Гималетдинов, отмечая, что сбыт полипропилена растет кратно быстрее, чем ВВП.
Также «ЛУКОЙЛ» рассматривает вариант создания нефтехимического комплекса на базе Пермского НПЗ. Проект оценивается более чем в 200 млрд руб., сроки его возможной реализации — с 2020 по 2025 год. Компания еще не приняла инвестрешение по этому проекту.
Новая возможность для развития газохимии появилась в Арктике, но на более отдаленную перспективу. Чтобы обеспечить к 2024 году грузооборот по Северному морскому пути в 80 млн тонн, Минвостокразвития разработало пакет преференций для арктических проектов — в нем предусмотрены и льготы для газохимии. Осенью курирующий Арктику вице-премьер Юрий Трутнев сообщал, что «ЛУКОЙЛ» намерен вложить 610 млрд руб. в газохимический комплекс у побережья Обской губы, для выпуска метанола, этана и СУГ, а «Газпром нефть» собирается инвестировать в регионе 1,1 трлн руб. в производство этанола, полиэтилена, полипропилена. Позже стало известно, что компании могут реализовать газохимический проект в партнерстве друг с другом на базе ямальских проектов «ЛУКОЙЛа», разрабатывающего Большехетскую впадину. Впрочем, Трутнев отмечал, что это пока только планы.
Ни хуже, ни лучше
Часть 1: легкий этан
Весь год внимание нефтехимической отрасли было приковано к очередной схватке между Минфином и Минэнерго вокруг законопроектов об обратном акцизе на этан и СУГ.
Нефтехимические компании давно просили налоговых льгот — как минимум с 2015 года, когда заработал налоговый маневр в «нефтянке». Чтобы нивелировать негативное влияние маневра на нефтехимию (компании опасались, что он спровоцирует сильный рост цен на сырье — ИФ), был введен обратный акциз на нафту. С тех пор компании регулярно просили выровнять налоговые условия для разных видов нефтехимического сырья.
Правительство сделало ставку на стимулирование переработки этана и СУГ. Этан считается наиболее выгодным сырьем для производства этилена — при меньшем расходе обеспечивается больший выход продукции. Однако из-за инфраструктурных ограничений его переработка в России практически не развита. По данным газеты «Ведомости», в добываемом России газе содержится около 10-12 млн тонн этана, а перерабатывается всего около 700 тыс. тонн. Объем производства СУГ в стране оценивается в 17 млн тонн, при этом около 40% поставляется на экспорт. Эксперты отмечают, что переработка СУГ была бы эффективнее, если бы не существовало обратного акциза на нафту.
По расчетам Минэнерго, обратный акциз на этан и СУГ позволит привлечь в Россию более 3,5 трлн руб. инвестиций в ближайшие 6-7 лет, и увеличить переработку этана и СУГ на 8-10 млн тонн.
Минэнерго и Минфин должны были подготовить законопроекты еще в марте, однако работа над ними затянулась. В итоге только к осени ведомства, наконец, определились с параметрами обратного акциза на этан. Предполагается, что обратный акциз заработает с 2022 года, его ставка может составить 9 тыс. руб. за тонну. Льготу могут получить компании, вложившиеся в новое производство, а также существующие — если инвестируют в модернизацию производств по переработке этана в период с 2021 г до конца 2026 г минимум 65 млрд руб.
Дискуссия развернулась относительно того, кто сможет получить эти льготы. Основным претендентами на преференции считались масштабные инвестпроекты: «СИБУР» и его Амурский ГХК, «Балтийский Химический комплекс» «Русгаздобычи» Артема Оболенского в Усть-Луге и завод полимеров «Иркутской нефтяной компании». Также замглавы Минэнерго Павел Сорокин называл среди потенциальных получателей ТАИФ — за счет расширения существующих мощностей.
Позднее ведомства расширили круг претендентов: в первоначальной редакции минимальная мощность завода, претендующего на вычет, должна была составлять 500 тыс. тонн этана в год, но затем требования смягчили до 300 тыс. этана в год. Таким образом, по мнению экспертов, получить обратный акциз теоретически сможет «Ставролен» «ЛУКОЙЛа».
Часть 2: «СУГ, на котором сидишь»
И если с обратным акцизом на этан ведомства почти договорились, то со льготами на СУГ все как-то сразу пошло не так. Здесь у министерств возникло больше развилок — например, давать ли обратный акциз только новым проектам или стоит поддержать старые? Но камнем преткновения традиционно стал вопрос об источниках возмещения выпадающих доходов бюджета.
Общие расходы на обратный акциз оценивались ведомствами в 55-60 млрд руб. в год. Его планировалось финансировать за счет повышения экспортной пошлины на СУГ. Но министерства быстро отказались от этой идеи, посчитав, что полученных денег может не хватить.
Минэнерго предлагало финансировать обратный акциз на СУГ из тех 350 млрд руб., которые Минфин получит за счет бессрочного продления повышенного НДПИ для нефтяников. Обсуждался вариант сокращения льгот на нафту в пользу поддержки переработки СУГ. Также предлагалось не искать источники финансирования вовсе: в отрасли считали, что новые проекты в переработке этана и СУГ должны будут обеспечить дополнительные поступления в бюджет.
Тем не менее, всё повернулось самым неприятным для компаний образом. В конце ноября на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака было решено учесть в законопроекте об обратном акцизе на СУГ компенсацию выпадающих доходов за счет введения НДПИ на попутный нефтяной газ.
Изначально Минфин предлагал ввести НДПИ на ПНГ, чтобы возместить выпадающие доходы от льгот для Приобского месторождения (разрабатывают «Роснефть» и «Газпром нефть»). Инициатива столкнулась с сильным противодействием в отрасли: против выступило Минэнерго, а нефтяники решили писать письмо президенту Владимиру Путину с просьбой не вводить новый налог.
«Конечно, добыча и переработка ПНГ лишь косвенно связана с нефтегазохимией. Из всех СУГ, произведенных в РФ, меньше половины получается из ПНГ. Кроме того, потенциальный объем субсидий для нефтехимии на СУГ может составить 25-30 млрд в год, которые все же превышают 15 млрд руб. ежегодных потерь от НДПИ на ПНГ», — комментирует Акишин.
Развязку этой истории мы увидим уже в следующем году. В конце декабря, после очередного совещания у Козака, некоторые ведомства и нефтяные компании снова выступили против НДПИ на ПНГ. Источники «Интерфакса» сообщали, что позиции сторон оказались «слишком радикальными», поэтому вопрос был вынесен на обсуждение у Дмитрия Медведева. Состоялось ли совещание у премьера — неизвестно. Между тем, на прошлой неделе Минфин предложил полностью финансировать льготы для Приобского за счет средств Фонда национального благосостояния, ограничив при этом действие налогового вычета (об этом писал «Коммерсантъ»).
Вернись, я все прощу!
Пока чиновники спорили об обратном акцизе, драматичная история развернулась вокруг нефтехимического проекта «Роснефти» — ВНХК. В мае стало известно, что он исключен из бизнес-плана «Роснефти» из-за нерентабельности в текущих налоговых условиях, а именно — из-за налогового маневра в нефтяной отрасли, который продолжился с 2019 года. Новость вызвала переполох среди ведомств — ведь ВНХК был стратегическим проектом для правительства, призванным, как минимум, решить вопрос с нехваткой топлива на Дальнем Востоке, как максимум — обеспечить экспорт нефтехимической продукции в страны АТР.
Но дело не шло. В «Роснефти» заявляли, что из-за высокой капиталоемкости (стоимость проекта на весь жизненный цикл оценивалась в 1,5 трлн руб. — ИФ) судьба проекта напрямую зависела «от стабильности и привлекательности фискального режима». «На протяжении ряда лет компания прилагала все возможные усилия для получения соответствующей поддержки на федеральном уровне. Однако её инициативы не были поддержаны регулятором. Напротив, за последние годы в Налоговый кодекс было внесено около 50 существенных изменений, прямо и негативно влияющих на инвестпроекты в нефтепереработке и нефтехимии», — замечали в «Роснефти».
Проект действительно обещал быть масштабным: он должен был разместиться в Приморском крае, рамках первой очереди планировалось построить НПЗ мощностью 12 млн т нефти в год, вторая очередь -это нефтехимический комплекс мощностью 3,4 млн тонн нефти в год. Для его реализации «Роснефть» искала иностранных партнеров, но и здесь ей не очень везло. В 2016 году «Роснефть» заявила, что для реализации ВНХК будет создано СП с Китайской национальной химической корпорацией (ChemChina). Но заявленное партнерство с ChemChina развалилось, не успев начаться: уже в 2017 году «Роснефть» заявила, что «продолжает вести переговоры с рядом партнеров и рассчитывает в ближайшие год-два определиться с выбором». Летом этого года стало известно, что возможность участия в дальневосточных нефтехимических проектах «Роснефти» на Дальнем Востоке изучает нефтехимическая компания Саудовской Аравии Sabic.
Ответные заявления министерств не заставили себя ждать. Чиновники будто бы сразу бросились спасать ВНХК, но дальше разговоров дело не продвинулось. Первым отреагировал Минфин: ведомство не согласилось с «Роснефтью» и заявило, что налоговый маневр не мог стать препятствием для реализации проекта и наоборот улучшал экономические показатели реализации первой очереди ВНХК. Буквально на следующий день после заявления Минфина, «Роснефть» сообщила, что готова с партнерами вернуться к реализации проекта «при привлекательных и стабильных налоговых и регуляторных условиях». Компания намеревалась продолжить диалог «с органами исполнительной власти, чтобы попытаться найти эффективную экономическую модель проекта». В июне глава «Роснефти» Игорь Сечин рассказывал, что «Роснефть» участвовала в совещании у министра финансов Антона Силуанова, который «не исключил льгот» для проекта ВНХК. «Если экономика будет эффективной, будем реализовывать», — добавил тогда Сечин.
Глава Минэнерго Александр Новак сообщал, что ведомствам нужен ВНХК, и они готовы пойти на предоставление ему экономических льгот и стимулов. «Мы всегда поддерживали развитие нефтехимии на Дальнем Востоке, проект коммерческий, он должен быть окупаемым», — говорил министр. ВНХК поддержал и вице-премьер Юрий Трутнев, заявив, что доверяет расчетам «Роснефти», которые свидетельствуют о нерентабельности проекта при текущих налоговых условиях, и призвал Минфин смягчить позицию. «Я на эту тему проводил совещание с участием и «Роснефти», и Минэнерго, и Минфина. Позиции всех трёх сторон несколько разные. «Роснефть» доказывает свою позицию, Минфин говорит, что некоторые стимулы присутствуют. Но я здесь больше верю компании, потому что инвестиционные решения принимает компания. Если компания в результате расчёта проекта получает отрицательный результат и не планирует реализацию проекта в данных налоговых условиях, значит, Минфину надо менять позицию», — говорил Трутнев.
Хотя конкретных предложений в публичном пространстве так и не появилось, в ноябре Новак заверил, что для реализации проекта ВНХК будут созданы все условия.