Государственное регулирование в ТЭКе

	Зия Бажаев.

В СТАТЬЕ о состоянии отечественного ТЭКа и о нерешенных его задачах, опубликованной в "НГ" 2 февраля этого года, я остановился на трех основных проблемах, стоящих перед ним: проедание ресурсов, инвестиции и эффективный собственник. Сегодня я хотел бы вновь вернуться к теме и поговорить о мерах, которые, по моему мнению, могут способствовать увеличению внутреннего платежеспособного спроса на продукцию ТЭКа.

Как известно, три четверти выручки и еще большую долю "живых" денег дает нефтяным компаниям экспорт сырой нефти. Выручка от экспортных операций зависит от ряда переменных: цены на устье скважины (складывающейся из затрат и налогов, включаемых в себестоимость), тарифов на прокачку и перевалку, экспортной пошлины (в том числе курса евро к доллару) и, конечно, цены рынка (в том числе величины скидки на российскую экспортную смесь относительно маркерного сорта "брент"). Компания может воздействовать лишь на собственные затраты и в некоторой степени - путем лоббирования и соглашений - на объем платежей в бюджеты и внебюджетные фонды. Остальные факторы - вне сферы воздействия нефтяников. Для того чтобы показать, насколько трудно компаниям планировать поток наличности, приведем такой пример. По расчетам Petroleum Argus, в сентябре 1999 года маржа от экспортных операций достигала 10 долл. за баррель, или 73 долл. за тонну, в конце октября - всего 1 долл. за баррель, в настоящее время - примерно 6,50 долл. за баррель, или 47,5 долл. за тонну. (Разумеется, приведенные цифры индикативны, это не цифры реальной выручки. В расчетах Petroleum Argus берется цена 160-175 долл. за тонну. Средняя контрактная цена на российскую нефть в сентябре-январе была меньше.)

Весьма поучительны события 1999 года, связанные с ростом мировых цен на нефть и последующим ростом внутренних цен на моторное топливо. Как известно, правительство заключило с ведущими компаниями картельное соглашение, а также было вынуждено пойти на административное ограничение экспорта нефти и нефтепродуктов и введение балансовых заданий на поставку сырья на переработку. Определенный позитивный эффект был достигнут. Загрузка НПЗ стала расти, и... на заводах появились остатки сырья и нефтепродуктов, не находящих сбыта. По итогам года объем переработки увеличился всего на полмиллиона тонн. Выходит, что 170 млн. тонн в год или даже несколько меньше - предел, поставленный внутренним рынком. В частности, выполнение балансовых заданий уже привело к росту долгов перед нефтяниками со стороны РАО "ЕЭС". Нереализованные остатки мазута на предприятиях России к середине ноября достигли 700 тыс. тонн.

Где же выход? Существенное увеличение загрузки НПЗ позволяет сократить удельные затраты. Но в абсолютном-то измерении затраты растут, и если поставлять мазут и часть дизтоплива даром, наращивать переработку для компаний будет непозволительной роскошью. Тем более что в Европу поставлять нефтепродукты скоро удастся только в качестве сырья, лишь малая их доля будет отвечать ужесточаемым западным стандартам. По мнению руководителей "ЛУКОЙЛа", мощности российских НПЗ по нефти вообще избыточны, в то время как мощности по вторичным процессам далеко не достаточны. Располагающий крупнейшими мощностями первичной переработки "ЮКОС" считает рациональным сократить ее объемы примерно на треть", разделить ответственность по загрузке заводов с давальцами, а также провести реконструкцию одних установок и ликвидировать другие. Правда, речь не идет о коренной реконструкции и модернизации. Проекты развития перерабатывающего звена очень дороги. И рассчитаны на большой срок (что, как мы отметили, связано с повышенными рисками для компаний). Например, имеющий солидную репутацию "Сургутнефтегаз" уже пять лет не считает возможным взять в долг миллиард долларов, требуемый на строительство в Киришах комплекса глубокой переработки нефти и уплату соответствующих налогов. Уже сегодня значительная часть основного оборудования Киришского НПЗ, как и многих других российских заводов, изношена на все 100%.

Я разделяю ту точку зрения, что выход из замкнутого круга в увеличении уровня добычи с углубленной переработкой сырья и производством продуктов, качество которых отвечало бы современным требованиям. Прежде всего следует просчитать варианты выравнивания уровней рентабельности, то есть некоторого увеличения налоговой нагрузки на экспорт (в случае сохранения высоких мировых цен на нефть) при одновременном послаблении в переработке и перенесении налогообложения на розничную реализацию, на чем давно настаивают нефтяные компании и Минтопэнерго. Решение может быть только комплексным, это очевидно, с рассмотрения какого бы конкретного вопроса мы ни начинали бы. Например, мы наблюдаем такую тенденцию: производство моторного топлива растет с 71 млн. до 73 млн. тонн, выпуск топочного мазута сокращается с 55 млн. до 50 млн. тонн. Это в русле прогресса и отвечает интересам компаний. Но заводы строились в советское время с таким расчетом, чтобы они снабжали топливом соседние электростанции.

Как известно, мазут, уголь и газ - альтернативное топливо. Электростанцию можно перевести на газ или на уголь. В этой связи мало констатировать, что добыча газа уменьшается, а добыча угля в стране растет. Угля в наиболее энергодефицитных районах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке тоже добывается все меньше, его надо туда завозить. Кто конкретно и зачем будет это делать? Размотать всю цепочку проблем транспортных тарифов, требуемых для организации поставок фондов и т. д., без объединенных усилий Центра, регионов и компаний невозможно.

Нельзя не остановиться хотя бы вкратце на проблеме северного завоза. Его итоги за 1999 год неоднозначны. Денег выделено больше, чем было предусмотрено бюджетом, а поставки выполнены на 70% заявки. Северный завоз превращен в неплохой бизнес за счет казны. Завоз осуществляется через две сотни посредников. Между тем большую часть поставок могла бы производить напрямую одна государственная компания. Соответственно, не было бы нужды распределять - вплоть до полного растворения по неведомым адресам - деньги из Фонда целевых субвенций.

Прежде всего следует определиться, сколько нефти, газа и угля действительно требуется по каждому региону и стране в целом. Например, в 1999 году "Газпром" снизил производство с 559,4 млрд. до 556,5 млрд. кубометров. Произошло это в первую очередь потому, что накопленные неплатежи потребителей газа "Газпрому" превысили полуторагодовой объем поставок. Что будет дальше? Две нефтяные компании - "Сургутнефтегаз" и "Роснефть" - добыли в 1999 году 16 млрд. кубометров газа. В ближайшие несколько лет они способны добывать 37-42 млрд. кубометров. Если урегулируют вопросы расчетов с энергетиками и доступа в газовую трубу. Как оценить эти цифры?

Итак, нужно составить баланс топливно-энергетических ресурсов страны. Что предполагает следующий шаг - совершенствование системы ценообразования как инструмента воздействия на рынок. И, коль скоро речь неизбежно заходит о рынке, следует решить вопросы формирования рынков газа и электроэнергии. Принимая при этом во внимание, что на сдерживании тарифов на товары и услуги естественных монополий балансирует все здание экономики страны. Необходимо планировать в масштабе государства, на перспективу, с учетом интересов как потребителей, так и производителей. Для того чтобы план выполнялся, государству нужны эффективные рыночные и внерыночные механизмы.

Представляется, что количественный и качественный рост ТЭКа должен быть ориентирован на обеспечение 6-10-процентного роста ВВП в год. В 1999 году добыча нефти, газа и угля составила в сумме 990 млн. тонн нефтяного эквивалента (против 980 млн. в 1998 году). Для обозначенного прироста ВВП необходимо увеличивать производство первичных топливно-энергетических ресурсов на 30-50 млн. тонн нефтяного эквивалента в год. Потенциал прироста добычи примерно в пятилетний срок за счет ввода скважин из бездействия и реализации СРП, включенных в соответствующие перечни, можно оценить в 120-150 млн. тонн. Иными словами, необходим дополнительный ввод в разработку новых месторождений нефти с потенциалом добычи до 100 млн. тонн (или эквивалентное увеличение производства газа и угля).

Подытоживая сказанное, сделаем следующие выводы. Развитие ТЭКа должно отвечать долгосрочной стратегии развития России. Задача разработки такой стратегии является первоочередной для всего общества, и активное участие в этой работе должны принять профильные министерства и ведомства, предприятия комплекса. (Правительство уже дало поручение Минэкономики подготовить к 15 марта проект направлений развития нефтегазового комплекса до 2020 года.) Следует далее наметить этапы реализации стратегии, например, пятилетние планы. К подобной системе координат должны быть привязаны:

реформы законодательства, в том числе разработка и принятие законов, учитывающих специфику ТЭКа и дающих гарантии инвесторам;

конкретные программы и проекты в ТЭКе, в каждом из которых должны быть определены роль и степень участия государства (гарантии, меры поощрения, непосредственное участие госпредприятий).

Необходимо завершить разграничение полномочий между Федерацией и ее субъектами. В рамках соответствующих договоров должны быть прописаны и вопросы ТЭКа.

Система государственного управления и активов в ТЭКе должна получить свое завершение в качестве Государственной компании. Учитывая преобладающие тенденции развития, это должна быть нефтегазовая или, шире, энергетическая компания. По моему мнению, это должна быть не просто компания в госсобственности (или с контрольным пакетом государства), а национальная компания, то есть предприятие, встроенное в государственную систему управления и финансов. Такая компания способна, в частности:

выступать заказчиком поисково-разведочных работ и формировать федеральный резерв запасов;

готовить управленческие кадры;

представлять государство в крупных проектах, связанных с добычей и переработкой ТЭР. (Более подробное рассмотрение вопросов Госкомпании требует отдельного разговора.)

Параллельно следует в кратчайший срок создать Российский банк развития. Представляется, что банк может осуществлять проектное финансирование за счет эмиссии частных обязательств, а может быть, и ограниченной денежной эмиссии. Считаю, что ограниченная эмиссия под конкретный проект приемлема. (Некоторая инфляция - допустимая цена за подъем производства, нулевая инфляция, скорее всего, достигается при натуральном хозяйстве; а дефляция, наблюдаемая в некоторых развитых странах, тоже своего рода проблема.)

Увеличение внутреннего платежеспособного спроса - главная предпосылка развития ТЭКа. Однако нам необходимо обеспечить возможности роста в ТЭКе уже в ближайшее время. Именно поэтому, а также учитывая интеграционные процессы в современном мире, одним из приоритетов останется экспорт энергоносителей. Другим приоритетом, безусловно, будет реализация проектов сотрудничества ТЭКов стран СНГ. Государство должно поощрять выход российских производителей на новые рынки (прежде всего мегарынки Китая и Индии) за счет создания транспортных систем на новых направлениях, а также реализации проектов за рубежом (Вьетнам, Ирак, Иран). Одновременно нужно создать условия для реинвестирования получаемых прибылей в России.