Среди таких факторов — сложная организационная структура предприятий, высокая капиталоемкость нефтегазовой отрасли, территориальная удаленность объектов нефтегазового комплекса, длительность сроков реализации инвестиционных проектов, сильная зависимость от природно-географических условий. А в последнее время к ним добавился ряд негативных трендов, которые при определенных условиях трактуются, как обстоятельства непреодолимой силы. К таким обстоятельствам можно отнести:
- западные санкции, введенные как в отношении РФ в целом, так и отраслевые: логистические, финансовые, технологические;
- продление сделки ОПЕК+;
- уход западных инвесторов из РФ;
- заморозка и конфискация активов наших компаний в недружественных странах;
- необходимость переориентации бизнеса на новые рынки;
- изменение налоговой политики;
- колебание цен на нефть и газ.
К чести российского нефтегазового комплекса, в плане реализации своих инвестиционных программ, наши компании с этими трудностями справляются достаточно успешно.
На заседании рабочей группы Госсовета РФ по направлению «Энергетика», которое прошло 22 ноября 2023 года в Кемерово, первый заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин представил презентацию. В ней указывалось, что по итогам 2023 года инвестиции в топливно-энергетический комплекс РФ составят 7,1 трлн рублей. Из доклада следовало, что доля ТЭК в 2023 году в ВВП России сократится на 2%, до 16%, в экспорте — на 7%, до 51%. Энергетические отрасли принесут бюджету России 8,6 трлн руб. против 11,6 трлн руб. в 2022 году. Эта оценка учитывала все отрасли ТЭК.
Об инвестициях непосредственно в российскую нефтяную отрасль Павел Сорокин сообщил 27 января 2024 года в ходе Дня энергетика на международной выставке-форуме «Россия» в Москве. Они, по информации первого замминистра энергетики, составили 2,7 трлн руб., рост в сравнении с 2020 годом (когда в результате пандемии COVID-19 в отрасли наблюдался значительный спад производства) — 22,7%. При этом из презентации Минэнерго следовало, что инвестиции в нефтепереработку в 2023 году выросли вдвое к уровню 2022 года, составив 200 млрд руб.; добыча нефти по стране с 2020 года по 2023 год выросла на 3,5%, составив в прошлом году 531 млн тонн. В презентации также отмечалось, что общая мощность инфраструктуры для экспорта нефти с 2020 года по 2023 год выросла в четыре раза, до 355 млн т в год. Экспорт нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в 2023 году составил 193 млн т против 87 млн т в 2020 году.
Согласно данным «ЦДУ ТЭК», в 2023 году инвестиции в основной капитал российскими нефтяными компаниями составили 2,06 трлн руб., что больше, чем в 2022 году, на 0,24 трлн рублей.
Разная интенсивность
В недавнем прошлом ситуация с инвестициями в РФ состояла следующим образом. В 2019 году инвестиции в основной капитал в стране возросли на 1,7%. Если сравнить с показателями 2017 года и 2018 года, где наблюдался активный рост (+4,8% и 5,4% соответственно), то рост вложений в 2019 году был незначительный. Наиболее серьезное снижение инвестиций среди всех отраслей произошло в сфере услуг для добычи полезных ископаемых — более чем на 30%. Отрицательная динамика инвестиций после активного роста в 2017 году и 2018 году также наблюдалась в электроэнергетике, теплоэнергетике и газоснабжении. Положительная динамика инвестиций была в производстве кокса и нефтепродуктов.
| 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1,08 | 1,21 | 1,42 | 1,38 | 1,33 | 1,3 | 1,49 | 1,82 | 2,06 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
Инвестиции в нефтедобычу и в модернизацию нефтегазохимических производств в 2011–2018 годах росли с разной интенсивностью. Вложения в нефтедобычу в этот период значительно превышали финансовые вливания в переработку. В 2011 году инвестиции в переработку составляли 7,36% от инвестиций в нефтедобычу, максимального значения этот показатель достиг в 2016 году, составив 15,87%; в среднем процент вложений в перерабатывающие мощности находился в пределах 14% от инвестиций в нефтедобычу.
В течение периода с 2015 года по 2020 год крупнейшие российские ВИНК начали активнее развиваться, больше акцентировать внимание на прогрессе компании. Прогнозировалось, что в 2019 году окупятся инвестиции, которые увеличат дивиденды и поспособствуют росту как производственных, так и финансовых показателей. Однако к 2020 году взрывного роста не произошло. Это было связано с пандемией COVID-19. В настоящее время определенную сдерживающую роль играет СВО, продолжающаяся с февраля 2022 года.
Положительная динамика
В целом динамика по CAPEX (капитальные расходы — это долгосрочные инвестиции предприятия для поддержания целевого уровня прибыльности), а следовательно, и по инвестициям — положительная. Это говорит об устойчивом положении российских нефтегазовых компаний, которые столкнулись с беспрецедентным санкционным давлением и для сохранения бизнеса вынуждены принимать нестандартные решения.
| Компании | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ПАО «Газпром» | 2 422 | 2 192 | 1 934 | 1 522 | 1 776 | 1 496 | 1 129 |
| ПАО «Роснефть» | 1 297 | 1 132 | 1 050 | 785 | 854 | 936 | 922 |
| ПАО «ЛУКОЙЛ» | 860,0 | - | 433 | 495 | 450 | 451 | 511 |
| ПАО «Газпром нефть» | 572,2 | 549,7 | 441,8 | 413,5 | 435 | 370 | 357 |
| ПАО «Транснефть» | 268,4 | 207 |
167,3 (без учета инвестиций Группы «НМТП») |
199 | 270,5 | 268,8 | 306,9 |
| ПАО «НОВАТЭК» | 223,8 | 200 | 191,25 | 204,58 | 162,5 | 94 | 29,9 |
| ПАО «Татнефть» | 223,6 | 160,9 | 119,1 | 104,7 | 96,0 | 97,9 | 89,1 |
По данным https://smart-lab.ru
Большую часть капитальных расходов, как показывает практика, российские ВИНКи направляют на мероприятия, связанные с разведкой и добычей углеводородов. Причем этот показатель может доходить до 90% от общих инвестиций компании. В целом по РФ инвестиции в нефтедобычу в 2023 году составляли 62,22% от общих инвестиций в отрасли. В сложившихся для отрасли обстоятельствах цель таких вложений, считают отраслевые аналитики, в настоящее время состоит не в наращивании производства, а в сохранении добычи на текущем уровне. Как говорится в обзоре компании Kasatkin Consulting (экс-команда Deloitte в России), для сохранения текущего уровня добычи нефти в РФ российским нефтяникам в 2024–2030 годах придется ежегодно наращивать инвестиции на 62 млрд рублей. В 2022 году инвестиции в производство нефти в России выросли на 17,7% до 1,8 трлн рублей. Аналитики Kasatkin Consulting отмечали, что в первом квартале 2023 года нефтекомпании «продолжали активно инвестировать», но во втором квартале началось постепенное снижение вложений, которое продлилось до конца года. В результате предполагалось, что инвестиции в 2023 году снизятся на 7,6% по сравнению с 2022 годом и составят 1,68 трлн рублей.
Постоянные инвестиции в геологоразведку обусловлены необходимостью воспроизводства минерально-сырьевой базы. Объективный процесс ухудшения качества запасов как в РФ, так и в мире требует повышения эффективности, в том числе за счет более точного моделирования процессов и прогнозирования условий залегания. Все это приводит к увеличению бурения при сохранении тех же объемов добычи.
В режиме НДД
Один из инструментов увеличения инвестиций в сегмент геологоразведки является применение налога на добавленный доход (НДД). Как прописано в «Налоговом кодексе РФ (часть вторая)» (в редакции от 29 мая 2024 года; с изменениями и дополнениями, вступившими в силу с 1 июня 2024 года), он учитывает реальную себестоимость добычи нефти на месторождении и финансовые результаты работы. Другой основной сбор с нефтяной отрасли — налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) не учитывает финансовые результаты и платится с валовых показателей производства. Согласно расчетам Минэнерго, НДД должен стимулировать добычу трудноизвлекаемой и нерентабельной нефти.
Режим НДД начал действовать в российской нефтяной отрасли с 2019 года. В первую и вторую группы НДД вошли в основном месторождения в Восточной Сибири и на Каспии, в третью — зрелые месторождения Западной Сибири, в четвертую — новые месторождения этого региона. Позднее в рамках «арктических преференций» появилась пятая группа.
В 2022 году было принято решение о расширении периметра НДД на ряде участков недр в ХМАО-Югре, Ямало-Ненецком автономном округе, Коми, Томской и Омской областях. Кроме того, с 2024 года в третью группу НДД переводятся участки, на которых не менее 70% годовой добычи приходится на сверхвязкую нефть. Существовавшие прежде налоговые льготы по НДПИ для сверхвязкой нефти были отменены в 2021 году, что в основном коснулось «ЛУКОЙЛа» и «Татнефти».
Таким образом к 2024 году больше половины добываемой нефти в России (52%) облагается НДД. При этом налоговая нагрузка на нефтяную отрасль растет вне зависимости от способа расчетов компаний с бюджетом. С 2023 года по 2025 год увеличен НДПИ на нефть — за три года в бюджет должно поступить около 630 млрд руб., отмечали «Ведомости». Также с 1 сентября 2023 года в формулу расчета выплат по демпферу введен понижающий коэффициент 0,5 (в рамках этого механизма НПЗ, продающие топливо российским потребителям, получают из бюджета компенсацию разницы между экспортной и внутренней ценой нефтепродуктов).
В результате снижается инвестиционная привлекательность проектов по добыче нефти как по НДД, так и по НДПИ. Обусловлено это тем, что налоговая нагрузка на нефтяников приводит к снижению свободного денежного потока, а значит, компании могут инвестировать меньше. Участники рынка могут увеличивать инвестиции за счет сокращения дивидендов, но в текущих социально-политических условиях это не приемлемо для акционеров и государства (которое является акционером ряда компаний нефтегазового сектора), а также для фондового рынка.
При текущем налоговом режиме лидером по выполнению технико-экономических показателей в капстроительстве отрасли в 2023 году являлась «Роснефть». Второе место занимал «ЛУКОЙЛ», по капвложениям в бурение — «Сургутнефтегаз». При этом рост капитальных вложений в 2023 году по отношению к 2022 году продемонстрировали все ВИНК (за исключением «РуссНефти»).
| Предприятия, организации | Бурение | В том числе | ||
|---|---|---|---|---|
| Разведочное | Эксплуатационное | |||
| 2023 | 2022 | 2023 | ||
| ПАО «ЛУКОЙЛ» | 163 590,6 | 148 927,4 | 21 057,0 | 142 533,5 |
| ПАО «Роснефть» | 339 680,8 | 309 298,7 | 5 013,4 | 334 667,4 |
| ПАО «Газпром нефть» | 75 948,4 | 58 295,1 | 621,0 | 75 327,4 |
| ПАО «Сургутнефтегаз» | 163 944,9 | 148 986,6 | 15 121,3 | 148 823,6 |
| ПАО «Татнефть» | 43 537,0 | 24 102,0 | 2 080,0 | 41 457,0 |
| ПАО «Башнефть» | 19 600,2 | 181,2 | 1 709,7 | 17 890,5 |
| ПАО «Славнефть» | 35 971,0 | 32 779,0 | 2 010,0 | 33 961,0 |
| ПАО «РуссНефть» | 10 295,9 | 16 799,7 | 41,2 | 10 254,7 |
| АО «ННК» | 58 013,6 | 44 479,2 | 5 169,6 | 52 844,0 |
| Итого: | 910 582,3 | 783 848,9 | 52 823,2 | 857 759,2 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
| Предприятия, организации | Капвложения, итого | В том числе: | ||
|---|---|---|---|---|
| Промышленное строительство (без бур. и оборуд.) | Непроизводственное строительство | |||
| 2023 | 2022 | 2023 | ||
| ПАО «ЛУКОЙЛ» | 368 049,5 | 308 310,6 | 151 586,3 | 11 628,4 |
| ПАО «Роснефть» | 978 609,8 | 949 021,9 | 594 481,8 | 52,8 |
| ПАО «Газпром нефть» | 111 755,9 | 81 305,9 | 29 375,4 | 738,0 |
| ПАО «Сургутнефтегаз» | 293 452,4 | 258 968,5 | 81 721,1 | 514,9 |
| ПАО «Татнефть» | 124 885,0 | 78 332,0 | 42 133,0 | 770,0 |
| ПАО «Башнефть» | 28 940,3 | 20 254,7 | 8 418,0 | - |
| ПАО «Славнефть» | 49 822,0 | 43 849,0 | 9 432,0 | - |
| ПАО «РуссНефть» | 15 918,3 | 23 127,0 | 3 155,9 | - |
| АО «ННК» | 84 958,8 | 59 905,5 | 13 112,3 | 94,9 |
| Итого: | 2 056 392,0 | 1 823 075,2 | 933 415,8 | 13 798,9 |
По данным «ЦДУ ТЭК»
Инвестиции в модернизацию НПЗ
Одной из составляющих инвестиционной деятельности нефтегазовых компаний является программа модернизации НПЗ. Четырехсторонние соглашения, подписанные в 2011 году нефтяными компаниями, ФАС России, Ростехнадзором и Росстандартом, положили начало масштабной модернизации действующих нефтеперерабатывающих производств. В 2019 году между Минэнерго России и нефтяными компаниями были заключены модернизационные соглашения, при этом, согласно договоренностям, собственники предприятий взяли на себя обязательства до 2027 года построить 98 установок вторичной переработки нефти и 36 реконструировать. Среди них установки как облагораживающих (риформинг, изомеризация, гидроочистка и прочие), так и углубляющих (гидрокрекинг, каталитический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование) процессов. По информации журнала «Вестник университета» (издание Государственного университета управления), фактические объемы инвестиций в рамках данных соглашений в 2011–2019 годах превысили 1,4 трлн руб., а из 134 проектов уже было реализовано 86.
| Показатель | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Инвестиции в нефтедобычу | 727 | 861 | 896 | 986 | 1 080 | 1 210 | 1 391 | 1 425 |
| Инвестиции в модернизацию нефтегазо-химических производств | 53,5 | 123,0 | 124,8 | 138,0 | 169,0 | 192,0 | 197,0 | 189,0 |
По данным https://www.tek-all.ru/userfiles/file/Investprogrammy2019.pdf «Инвестиционные программы нефтегазовых компаний»
С 2021 года применяется механизм инвестиционных соглашений. Уже заключено 21 такое соглашение между Минэнерго и нефтеперерабатывающими компаниями. Запланирован ввод в эксплуатацию и реконструкция 50 технологических установок по выпуску топлива. Ожидаемые инвестиции в отрасль до 2028 года — около 1 трлн рублей. Новые мощности поспособствуют росту производства бензина на 4 млн т в год, дизеля — на 30 млн т, сообщили «Ведомости».
Наиболее масштабную программу модернизации НПЗ должна провести «Роснефть», которая до 2026 года согласилась суммарно построить семь установок на Рязанском, Новокуйбышевском, Сызранском, Комсомольском и Туапсинском НПЗ. Также две установки должны быть созданы на Ярославском НПЗ, который паритетно принадлежит СП «Роснефти» и «Газпром нефти».
Механизм инвестсоглашений о создании новых и модернизации имеющихся мощностей распространяется и на предприятия нефтегазохимии. Планируется, что до 2027 года объем вложений в нефтегазохимию достигнет 800 млрд рублей. Уже заключено пять инвестиционных соглашений. Общий объем планируемых инвестиций в нефтегазохимию составит к 2030 году около 3–3,5 трлн рублей.
На фоне внешних вызовов правительство сохраняет условия для инвестиций в модернизацию НПЗ. В частности, в апреле 2022 года Минэнерго России и министерство финансов РФ согласовали продление сроков модернизации нефтеперерабатывающих мощностей в рамках инвестсоглашений, чтобы поддержать НПЗ в условиях санкций. Это позволило им сохранить инвестиционную надбавку, которой они могли лишиться при нарушении сроков, предусмотренных инвестиционными соглашениями. Таким образом, были сохранены условия для стимулирования инвестиционной деятельности нефтепереработчиков.
В конце 2022 года был принят закон о новых стимулирующих мерах для НПЗ, предполагающий введение дополнительного инвестиционного коэффициента в размере 1,3 к ставке обратного акциза для тех заводов, которые заключат соглашения с Минэнерго России на сумму не менее 30 млрд руб. каждое.
Использование демпфирующего механизма (введен в РФ в 2019 году) привело к тому, что за поставку нефтепродуктов на внутренний рынок из бюджета неоднократно выплачивали существенные компенсации. Так, за 2022 год правительство выплатило компаниям около 2,2 трлн рублей. Благодаря этому увеличилась загрузка НПЗ, что привело в феврале 2023 года к увеличению объема переработки нефти на 1%, до 787 тыс. т в сутки. В целом за последние годы выплаты по обратному акцизу на нефтяное сырье и демпфирующая надбавка позволили российским НПЗ существенно увеличить маржинальность по сравнению с предыдущими периодами.
С апреля 2023 года в демпферный механизм были внесены изменения, фактически учитывающие дисконт российской нефти на мировом рынке и приводящие к уменьшению выплат из бюджета. При этом даже с учетом корректировки демпфера достаточно эффективные российские НПЗ остаются прибыльными, в связи с чем риски от корректировок демпфера для реализации инвестиционных программ модернизации минимальны.
По данным «ЦДУ ТЭК», в 2023 году объем капитальных вложений на предприятиях отрасли составил 292,0 млрд руб., в том числе в объекты производственного назначения 291,7 млрд рублей. По сравнению с 2022 годом капитальные вложения увеличились на 48,31 млн руб. (+0,02%).
Согласно информации «ЦДУ ТЭК», в 2023 году наибольшее увеличение инвестиций по сравнению с 2022 годом наблюдалось на «Афипском НПЗ» (+6,9 млрд руб.), НПЗ «ТАИФ-НК» (+4,6 млрд руб.), «Орскнефтеоргсинтезе» (+4,4 млрд руб.), «Газпром нефтехим Салавате» (+3,8 млрд руб.) и «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработке» (+2,9 млрд руб.).
В течение 2023 года были введены в эксплуатацию: установка первичной переработки нефти и газофракционирующая установка на «Газпромнефть-Омском НПЗ»; установка гидрокрекинга на «НОВАТЭК Усть-Луга».
Ранее, в 2022 году наибольшее увеличение инвестиций по сравнению с 2021 годом наблюдалось на «Газпромнефть-МНПЗ» (+31,7 млрд руб.), «Славнефть-ЯНОСе» (+8,1 млрд руб.) и «Орскнефтеоргсинтезе» (+7,4 млрд руб.). В течение 2022 года были введены в эксплуатацию: комплекс переработки нефтяных остатков на «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтезе», в состав которого входят установки гидроочистки дизельного топлива и бензина, замедленного коксования, производства водорода, по получению элементарной серы, а также газофракционирующая установка; установка замедленного коксования на «Газпромнефть-Омском НПЗ»; газофракционирующая установка (с.1400) на «ТАНЕКО».
Инвестиции в IT-инфраструктуру
Одними из основных составляющих обеспечения технологического суверенитета являются инвестиции в IТ-инфраструктуру. Согласно распоряжению правительства № 581-р «Об утверждении стратегического направления в области цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса до 2030 года» от 12 марта 2024 года, в числе приоритетов указанного стратегического направления прописывалось:
- осуществление цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса на основе российских информационно-коммуникационных технологий, включая отечественные сквозные цифровые технологии;
- формирование единой отраслевой технической политики в области информационно-коммуникационных технологий;
- развитие единых подходов к построению отдельных компонентов архитектуры информационных систем;
- введение единых стандартов обмена информацией между участниками отрасли;
- автоматизация процессов их взаимодействия с органами государственной власти.
Решать поставленные задачи предполагается за счет:
- поддержки разработки и внедрения отечественных сквозных технологий, применимых в энергетике;
- формирования отраслевого заказа на внедрение таких решений;
- развития отраслевых образовательных программ в области информационно-коммуникационных технологий с апробированием новых механизмов практического обучения;
- перехода организаций ТЭК на широкое применение облачных вычислений;
- обеспечения условий активного применения технологий информационного моделирования и искусственного интеллекта.
С одной стороны, предприятия ТЭК — локомотив цифровой трансформации в силу того, что в отрасли сосредоточены крупные нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие, нефтехимические производства. С другой стороны, нефтегазовая отрасль не доинвестирована, требуются внушительные вложения в модернизацию не только IТ-систем, но и производственного оборудования.
