Почти все инвестиции в нефтяную и нефтеперерабатывающую отрасль — около 90% вложений — направляются в добычу нефти. Перерабатывающие же компании получают менее 10%. Причем в сфере нефтедобычи инвестиции идут в крупные компании, поскольку обеспечивают высокую рентабельность при минимальных рисках.

Между тем, сегодня в России существует около 150 небольших нефтяных компаний. По данным российской ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций «АссоНефть», их суммарный годовой объем добычи составляет около 4 млрд. т. На начало 2002 года доля добытой ими нефти достигла 10% от общей добычи. Эти же компании занимаются разработкой и новых небольших месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Такие нерентабельные для крупных инвесторов месторождения выглядят весьма привлекательно для малого бизнеса.

Вместе с тем небольшие нефтяные компании испытывают значительные потребности в инвестициях. По мнению аналитиков, их основная проблема заключается в том, что крупные, вертикально интегрированные нефтяные компании монополизируют пользование трубопроводом, который проходит вблизи больших месторождений. Государственное регулирование в этой области практически отсутствует, хотя в решении подобных вопросов государству должна принадлежать не последняя роль.

В значительных инвестициях нефтяная отрасль нуждается не только в связи с необходимостью освоения новых месторождений, но и в связи с изношенностью производственных фондов, включая трубопроводы. Срок эксплуатации 73% всех российских магистральных трубопроводов превышает 20 лет. В том числе около 41% трубопроводов эксплуатируется более 30 лет при нормативном сроке эксплуатации в 33 года.

Генеральный директор компании «Современные экологические технологии» Константин Боровой считает ситуацию с износом российских магистральных нефте- и газопроводов катастрофической. По его оценке, официальный уровень потерь нефти при транспортировке в 3–7% от объема добычи сильно занижен. При этом мировые стандарты предусматривают допустимые потери при экспортировании не более 0,1% от объема добываемой нефти.

Однако, как считает К. Боровой, крупные российские нефтяные компании уже «начали считать деньги» и вкладывать средства в модернизацию трубопроводов, понимая, что «аварии на трубопроводах могут «съесть» прибыль компании за несколько дней». В среднем, ежегодно на трубопроводах происходит 1–2 аварии на каждый километр. Для малых нефтяных компаний весьма высока вероятность разориться в результате подобных аварий. Но, как считает вице-президент Российской экологической академии Виктор Данилов-Данильян, на реконструкцию трубопроводов потребуются миллиарды долларов.

ГАЗ

Вложения в газовую отрасль, безусловно, выгодны. Сегодня цены на 1000 кубометров газа в Европе и США составляют 170–180 долл., в то время как продается российский газ по 100 долл. при внутренней цене в 20 долл.

Однако большинство инвестиций в добычу, хранение, переработку и транспортировку газа приходится на проекты ОАО «Газпром», которое контролирует на рынке газа более 80%.

Среди независимых производителей наибольшее значение имеет международная группа компаний «Итера», реализующая проекты по добыче газа в регионах. Доля «Итеры» на российском газовом рынке относительно «Газпрома» невелика: всего лишь несколько процентов. Помимо добычи, компания успешно занимается прокачкой газа в страны СНГ и Балтии.

Кроме «Итеры», ни одна из компаний независимых производителей не играет на рынке сколь-нибудь заметной роли. Прежде всего это связано с отсутствием собственных газопроводов. В условиях единого газового комплекса и нескольких региональных замкнутых систем газоснабжения трудно рассчитывать на серьезную конкуренцию со стороны независимых производителей без строительства новых газопроводов.

«К экспорту в дальнее зарубежье «Газпром» не подпускает никого», — заявил аналитик ИК «Центринвест» Александр Блохин. Экспортом газа сегодня занимается только дочерняя компания «Газпрома» «Газэкспорт». Ситуация может измениться после 2002 года, если при рассмотрении концепции рынка газа Правительство примет решение о поэтапном допуске независимых производителей к экспорту газа. Это позволит повысить инвестиционную привлекательность независимых компаний.

Возможности развития независимых производителей ограничены также и тем, что государство все еще не осуществило переход к свободным ценам на транспортировку нефти и газа. Несмотря на то, что потенциал добычи газа у независимых производителей около 30% от общероссийского, доля этих компаний в добыче не превышает 12%. Между тем, практика показывает, что вкладывать деньги в независимых производителей достаточно выгодно. Например, сегодня ОАО «Камчатгазпром» строит трубу. Стоимость газа там превышает среднероссийский уровень в восемь раз, достигая 160 долл. за 1000 кубометров, поскольку компания закладывает в цену расходы на строительство газопровода. И регион неизбежно покупает газ по этой стоимости потому, что даже при такой цене покупать газ выгоднее, чем завозной мазут.

Сегодня можно говорить с полной уверенностью о том, что в газоснабжении российских регионов роль независимых производителей газа будет возрастать. «Добыча 700 млрд. кубометров газа в год, как предусмотрено в энергетической стратегии России до 2020 года, без участия независимых производителей невозможна, — утверждает Геннадий Красовский, аналитик ИБГ «НИКойл». — «Газпром» сможет поддерживать добычу на уровне 530 млрд. кубометров в год». Остальное должны взять на себя независимые производители. Уже к 2005 году добыча газа достигнет 655 млрд. кубометров в год, что предполагает увеличение поставок газа независимыми производителями до 120–125 млрд. кубометров.

ЭНЕРГЕТИКА

В электроэнергетике инвестиции направляются в два больших сегмента: в генерирующие электростанции и сети. Деньги между ними распределяются в пропорции 70 к 30.

РАО ЕЭС инвестирует средства, которые ему в качестве абонентской платы выплачивают АО-энерго, в находящиеся на его балансе сетевые объекты и в строительство новых крупных электростанций. Таким образом, все крупные стройки РАО финансирует за счет собранных у дочерних компаний средств.

Кроме того, АО-энерго инвестируют собственные средства в модернизацию действующих станций. Правда, при этом они, за исключением «Мосэнерго», не занимаются строительством новых крупных объектов.

Что касается иностранных инвесторов, то они если и будут вкладываться в Россию, то, скорее всего, отдадут предпочтение модернизации наиболее крупных, прибыльных и энергоизбыточных АО-энерго. В то же время, средства требуются для развития, прежде всего, энергодефицитных компаний.

Семен Вайншток

президент ОАО «АК «Транснефть»

Что касается непосредственно компании, то недостатка в кредитах у нас нет. У компании хорошая деловая репутация, высокий авторитет. «Транснефть» первой из российских компаний стала публиковать свою бухгалтерскую отчетность по международным стандартам, т. е. она прозрачна и открыта. Это, конечно, является значимым фактором и привлекает интерес инвесторов.

Более того, мы выбираем сами, кто нам выгоден, в зависимости от предлагаемых условий и проектов, которые сейчас осуществляются. Каждый наш проект всесторонне прорабатывается и требует правительственного решения, поскольку «Транснефть» — компания, находящаяся в федеральной собственности. Если предложение одобряется, то мы начинаем переговоры с инвесторами, будь то российские, иностранные или транснациональные. Приток ресурсов обеспечивается и из внутреннего резерва компании.

В последние два года в «Транснефти» произошли значительные организационные перемены. Централизовав финансовые и материальные средства, мы направляем главные потоки в наиболее «узкие» места. С учетом их приоритета происходит своеобразное перераспределение ресурсов среди наших одиннадцати магистральных нефтепроводов.

Большая часть средств, которые мы зарабатываем и привлекаем, направляется на осуществление комплексной программы реконструкции, технического перевооружения, диагностики и капитального ремонта объектов нефтепроводной системы. Эта программа разработана на трехлетний период в 2000 году и одобрена Минэнерго. Программа нацелена на то, чтобы к концу 2003 года привести все наши объекты в нормативное состояние. Оценить ее затратность позволит следующий факт. Почти три четверти всех нефтепроводов построены 20–30 лет тому назад и, естественно, требуют значительного обновления. Так, в прошлом году план модернизации системы реализован по различным позициям на 140–190%.

Однако уровень эксплуатационной надежности и безопасности, что самое важное для трубопроводов, не только остается на достаточно высоком уровне, но и растет. Хочу отметить, что статистика аварийности у нас выглядит значительно лучше, чем у аналогичных компаний в Европе или в Северной Америке: 0,04 на каждые 1000 км.

Но денег все-таки не хватает, поскольку основным источником дохода является тариф за транспортировку нефти, устанавливаемый Федеральной энергетической комиссией. В настоящее время его уровень явно недостаточен: общий рост инфляции, в соответствии с которым происходит рост стоимости практически всех материальных ресурсов и услуг, используемых компанией, не покрывают экономически обоснованные затраты на транспортировку сырья, на уплату налогов, а также на образование чистой прибыли, необходимой для выполнения производственной программы. В текущем году мы вынуждены будем настаивать на повышении тарифов.

Сегодня «Транснефть» со своим потенциалом способна обеспечить выполнение любой задачи по транспортировке углеводородного сырья к месту, определенному заказчиком — владельцем нефти. Понятно, что это крупные и очень затратные проекты, требующие весьма значительных капиталовложений.

Вместе с тем, для долгосрочных инвестиционных проектов, в частности — для «Транснефти», решающее значение имеет не инвестиционная стратегия отдельной транспортной компании, а состояние нефтяной отрасли и ее перспективы на будущее.

Федор Трегубенко

аналитик Brunswick UBS Warburg

За прошлый год объем инвестиций в энергетику достиг 1 млрд. 200 млн. долл., что для текущего состояния основных фондов явно недостаточно. Основная часть (70%, а то и больше) была направлена в строительство генерирующих объектов. Остальные, соответственно, — в сети.

В инвестиции вкладываются деньги, прежде всего, самого РАО. Средства поступают в виде отчислений из абонентской платы, которую выплачивают дочерние АО-энерго. Внутренние и иностранные инвесторы пока деньги в энергетику не вкладывают.

Не могу сказать, что уровень инвестиционных вложений в электроэнергетику низок. Просто сегодня сложилась такая экономическая ситуация, при которой инвестиции просто не требуются. У нас в стране наблюдается избыток генерирующих мощностей. А инвестиции не пойдут в рынок с избытком мощностей, поскольку это не стимулирует их поток. Если бы электроэнергетика работала в условиях рынка, тарифы бы снижались и станции закрывались. Но у нас электростанции не только не закрываются, но даже строятся новые.

Я также не считаю, что недостаточно инвестиций направляется в сети. В сети нужно инвестировать тогда, когда в условиях дефицита надо обеспечить переток электроэнергии из одного региона в другой.

Поэтому проблемы в плане инвестиций заключаются не в их недостатке, а в отсутствии рынка электроэнергии как такового и в регулируемости тарифов. Повышением тарифов у нас для пользователей занимаются АО-энерго. Именно они устанавливают тарифы для конечного потребителя. А установлением абонентской платы и тарифа на оптовом рынке занимается Федеральная энергетическая комиссия.

Геннадий Красовский

аналитик ИБГ «НИКойл»

Сфера, наиболее привлекательная с точки зрения инвестиций — это, конечно, нефтедобыча. Нефтепереработка является центром затрат, хотя и не является центром прибыли. Это связано с тем, что налоги в секторе нефтепереработки, как правило, ложатся на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). Налоговое бремя не позволяет рассматривать нефтепереработку как прибыльную сферу инвестиционных вложений. Поэтому рентабельность операций в этом секторе составляет порядка 10%, в то время как в нефтедобыче она, как минимум, в два раза больше. Из этого следует, что сфера нефтепереработки нуждается в серьезной модернизации.

Современная модернизация оценивается примерно в 10–11 млрд. долл. Такие объемы трудно привлечь, но сделать это необходимо.

К 2004 году модернизации потребуют и новые международные экологические стандарты. Иначе продукция не попадет в Западную Европу, и нефтяникам придется искать расширения рынка в России. А он достаточно жесткий. Поэтому крупные компании занимаются модернизацией и готовят свои НПЗ к 2004 году уже сейчас. Из 28 российских НПЗ только примерно треть попадет в число тех, которые смогут экспортировать продукцию. Потому что не каждый НПЗ сможет обеспечить необходимые средства. И именно государство должно решить, как сделать этот сегмент привлекательным для инвестиций.

Следующая сфера — транспортировка. Этим у нас занимается государственная компания «Транснефть», и государство сохраняет свою монополию на этот сегмент. Поэтому сделать его инвестиционно привлекательным весьма сложно. Здесь нужно рассчитывать, скорее, не на инвестиции, а на иностранные кредиты. Причем, как известно, госкомпаниям выдаются кредиты более дорогие, нежели частным.

Можно, конечно, востребовать и внутренние ресурсы. Такой потенциал есть. Нефтяные компании, видя, что тарифы растут, могут быть заинтересованы в инвестициях. Вполне возможен компромисс, при котором нефтяные компании совместно с «Транснефтью» строят какой-то маршрут, а эти инвестиции позднее гарантируют компаниям стабильные тарифы. Вопрос только в том, как договариваться. Но принцип понятен.

Последняя сфера — сбыт. Но с этим у нас как раз все в порядке.

Стивен Дашевский

аналитик ИК «Атон»

Да, к сожалению, практически нет инвестиций в переработку нефти. Львиная доля всех сделок, которые проходили по покупке активов, шла в добычу. Туда идет примерно 80–90% капитальных вложений всех компаний, занимающихся инвестициями.

Мы подсчитали, что за последние 3–4 года среди сделок по покупке активов в нефтедобычу было вложено более 2 млрд. долл., а на приобретение активов по переработке — лишь 116 млн. долл. Подчеркиваю, не миллиардов, а миллионов!

Те объемы, которые вкладывают независимые инвесторы в небольшие проекты, несущественны. Кроме того, их невозможно отследить. Можно отследить, в какие отрасли бизнеса вкладывают деньги крупнейшие нефтяные компании или куда складывают деньги инвесторы, приобретая какие-то активы.

Лира Розинова

независимый эксперт по газовой промышленности

«Газпром» — это единая компания, которая добывает, перерабатывает, хранит и транспортирует газ. В таком качестве «Газпром» весьма инвестиционно привлекателен. На рынке газа доля «Газпрома» достигает 80%.

Уже возникали предложения демонополизировать «Газпром». Например, отделить «Газпром» от экспортной торговли газом и создать отдельную государственную независимую компанию. Но иностранные инвесторы предпочитают вкладывать деньги в компании, которые отвечают за все, от добычи до торговли. Поэтому такое предложение не может быть принято.

Другие предложения касались отделения «Газпрома» от трубы. Вы знаете о трудном финансовом положении «Газпрома». Что произойдет в этом случае? Собственных источников нет, потому что тарифы регулируемые, их в любой момент могут заморозить или установить без прибыли. А своих источников у нас нет. Есть такой источник, как амортизация, но она явно занижена. На сегодняшнюю амортизацию и половины трубы не купить. Заемные источники? Но какой инвестор даст деньги на прокладку трубы, если он не знает, будет добыча или нет.

Поэтому, повторяю, самым привлекательным для инвестора является компания, которая занимается всем производственным комплексом, сосредоточенным в одних руках. Газовая отрасль в России вообще очень рискованная. Потому что цены регулируемые, а налоги высокие. И плюс для инвестора только в том, что это — компания комплексная.

Теперь о независимых производителях. На них, как известно, возлагают большие надежды. Потому что они имеют лицензии на добычу 30% газа, а добывают только 10. Если бы они не рвались в трубу «Газпрома», а отправляли бы свой газ в регионы, где не работает «Газпром», и сами бы строили свою трубу, это были бы эффективные вложения. Потому что у независимых производителей, в отличие от «Газпрома», цены свободные. Им три года назад разрешили продавать газ по договорным ценам. Но когда они идут по трубе «Газпрома» и на 90% регулируют цены, кто же из потребителей станет платить больше?

Итак, независимые производители — это очень перспективно. Если бы они пошли по своей трубе, то цены можно было бы поднять в 2–2,5 раза. Потому что там газ стал бы конкурировать с углем, что позволило бы еще поднять цены. Во всем мире газ дороже угля на 30%, потому что он экологически более чистый. У нас же газ в 2–3 раза дешевле угля, потому что в угольной отрасли цены свободные, а в газовой — регулируемые. Если независимые производители будут вкладывать деньги в добычу, они смогут конкурировать на внутреннем рынке не только с газом «Газпрома», но и с другими энергоносителями.

И все же регулируемые цены на газ могут привести к такому перекосу цен, что вся газовая отрасль в целом не слишком привлечет инвесторов.

Алексей Щанников

директор ЦНИИ «Уголь»

Больше всего инвестиций в угледобывающей промышленности требует обновление основных фондов. Причем во всех ее подотраслях. Но больше всего в инвестициях нуждается именно добыча угля.

В добыче оборудование сильно изношено как для открытых работ, так и для подземных. А инвестиции идут в минимальном объеме, причем нет возможности вложить их именно в обновление. Старение же нарастает. Все, что работало еще при советской власти, продолжает работать, уже выработав свой ресурс.

Причина нехватки инвестиций в том, что в экономике нет «длинных» денег. Угольная отрасль — капиталоемкая, быстрой окупаемости здесь не достичь. Если будет возможность получить кредиты на долгосрочной основе, тогда появится источник для инвестирования и обновления основных фондов.

Собственно, добыча, переработка, транспортировка — это все одна технологическая цепочка. Везде оборудование изношено примерно одинаково. Но добыча — это начало начал.

Но у нас есть очень успешный регион — Кузбасс. Здесь тоже не хватает инвестиций. Но там, где добывают коксующиеся угли, наиболее благоприятным образом складывается ситуация по сравнению с остальными. Благоприятная потому, что кузбасский уголь в регионе востребован: он нужен предприятиям металлургии. Нужен всегда, даже если зима теплая. Причем металлургические комбинаты расположены неподалеку, и проблемы с транспортировкой нет.

Если говорить о регионах, то хуже всего ситуация в Туле. Там вообще прекращена добыча угля, поскольку уголь плохого качества. Шахты в Ростове вообще закрыли. Я думаю, что скоро и другие предприятия будут закрываться. Параллельно будет начинаться разработка новых месторождений. Для этого нужны инвестиции. Пока же их нет.

Журнал «Экономика России: ХХI век» № 2(7)

Объявления