Перспективы экспорта нефтепродуктов из России на рынки европейских стран

Снижение экспортной пошлины ведет к подорожанию сырья на внутреннем рынке. Экспортная пошлина на нефть, на основе которой рассчитываются пошлины на нефтепродукты, в январе-июне 2019 года составила в среднем $95,60/т. При налоговых условиях 2018 года этот показатель в первом полугодии текущего года был бы $114,80/т.
Таким образом, пошлины на нефтепродукты при сравнении новых и старых налоговых условий уменьшились в среднем на $19,20/т для темных нефтепродуктов, на $10,60/т для нафты, на $5,80/т для бензина, дизтоплива и керосина, а также на $1,30/т для нефтяного кокса (табл.4). Кроме того, компании отмечают положительное влияние временного лага по расчету пошлины и изменения ценовой конъюнктуры.
Таблица 4 – Средние экспортные пошлины в январе – июне 2019 г., $/т
За первую половину года средняя стоимость нефти Юралс на внутреннем рынке при формульном ценообразовании на базисах fip Западная Сибирь, fip Поволжье и fip ТиманоПечора составила $403,38/т, что на $5,80/т больше, чем за аналогичный период прошлого года. Цена на Urals в Северо-Западной Европе (СЗЕ) за тот же период уменьшилась на $23,73/т, до $470,26/т, а в Средиземноморье — на $21,43/т, до $473,82/т.
Разница в изменении стоимости нефти на внутреннем и мировом рынке объясняется изменением величины экспортных пошлин, транспортных издержек и величины НДС (табл. 4,5. и диаграммы на рис.5 и 6).
Рисунок 5 – Факторный анализ изменения стоимости нефти на внутреннем рынке, $/т.
Рисунок 6 – Значения демпфера в первом полугодии 2019 г., руб/т
621030293370Таблица 5 – Формирование стоимости Юралс на внутреннем рынке, $/т
Особенно в I квартале текущего года переработчики несли убытки при поставках бензина на внутренний рынок из-за отрицательного значения демпфера на бензин, сложившегося в результате большого разрыва между оптовыми ценами и фиксированной ставкой. Вместе с тем в официальном отчете за I квартал ЛУКОЙЛ отмечает, что «влияние налоговых изменений, вступивших в силу с 1 января 2019 года, на финансовые результаты группы за I квартал 2019 года было минимально отрицательным, что связано с ростом ставок акцизов на нефтепродукты и отрицательным значением коэффициента демпфирования в январе и феврале 2019 года».
В целом участники рынка по-разному оценивают влияние демпфирующего механизма на экономику предприятий. Некоторые сообщают, что их компании выигрывали от высоких значений демпфера в апреле и мае (см. диаграмму), в то время как, по словам других, потери от регулирования цен на внутреннем рынке не были компенсированы выплатами демпфера. Многие отмечают, что согласны с самим принципом действия механизма, но считают, что в результате фиксированного значения цены на внутреннем рынке при расчете демпфер становится менее эффективным.
Заводы с неполным циклом переработки, не выпускающие моторное топливо пятого экологического класса, оказались в более выгодном положении, поскольку не зависят от демпферного механизма, считают участники рынка. С другой стороны, некоторые независимые переработчики не получали в начале года обратный акциз на нефть в связи со сложностями оформления документов. Кроме того, из-за финансовых затруднений некоторые из них не смогли обеспечить стабильные закупки сырья. В первом полугодии «Славянск Эко» и Ильский НПЗ увеличили загрузку по сравнению с таким же периодом 2018 года на 99,6 тыс. тонн и 88,2 тыс. тонн, соответственно, а Яйский, Краснодарский и Новошахтинский НПЗ уменьшили переработку нефти на 25 тыс. тонн, 30 тыс. тонн и 37,5 тыс. тонн.
Новая формула расчета демпфера, применяемая с июля, предусматривает повышение компенсационного коэффициента, на который умножается его значение, до 0,75 — для бензина и до 0,7 — для дизельного топлива начиная с июля 2019 года, а с января 2020 года — до 0,68 и 0,65, соответственно. Ранее этот показатель составлял 0,6 для обоих продуктов. Компенсационный коэффициент для бензина обнуляется, если средняя за налоговый период оптовая цена на АИ-92 для реализации в России более чем на 10% превышает зафиксированную в законе ставку, а для дизтоплива — более чем на 20%.
Зарубежные поставки нефтепродуктов производства российских НПЗ в первом полугодии составили 68,5 млн тонн, что на 5 млн тонн меньше, чем за аналогичный период прошлого года (табл.4).
Уменьшение обусловлено снижением на 80% загрузки Антипинского и Афипского НПЗ, а также Туапсинского НПЗ «Роснефти» в связи с проведением ремонтных работ. Заметно снизил экспорт нефтепродуктов и нижнекамский НПЗ ТАНЕКО, принадлежащий «Татнефти», в связи с увеличением отгрузок на внутренний рынок.
Бензин и керосин стали единственными продуктами, экспорт которых в январе-июне вырос по сравнению с аналогичным периодом 2018 года. Отгрузки бензина увеличились на 356,8 тыс. тонн, до 2,5 млн тонн, вслед за ростом его производства, избытком предложения на внутреннем рынке и усилением спроса на продукт в Северо-Западной Европе (СЗЕ). Экспорт керосина вырос незначительно — на 44,8 тыс. тонн, до 1,26 млн тонн, в основном в результате увеличения выпуска продукта на газофракционной установке НОВАТЭКа в Усть-Луге.
Зарубежные поставки остальных нефтепродуктов снизились из-за сокращения их производства в результате уменьшения загрузки заводов. Между тем в преддверии вступления в силу новых правил Международной морской организации (Imo-2020) по содержанию серы в бункерном топливе российские компании увеличили переработку мазута. Экспорт этого продукта уменьшился на 1,1 млн тонн, до 21,3 млн тонн. Увеличилась и переработка нафты в связи с ослаблением спроса на продукт в Северо-Западной Европе (СЗЕ) и Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР). В первом полугодии было экспортировано 11,2 млн тонн этого продукта, что на 1,2 млн тонн меньше по сравнению с аналогичным периодом 2018 года.
Кроме того, в текущем году уменьшилась маржинальность экспортных отгрузок. Так, если для отдельных НПЗ сравнивать разницу между средним нетбэком на нефтепродукты в наиболее популярном для завода направлении и стоимостью нефти на внутреннем рынке, условно крек-спред, в январе-июне 2019 года и аналогичным периодом 2018 года, вырисовывается тенденция к снижению

. Например, средний крек-спред на низкосернистое дизельное топливо производства Рязанского НПЗ при экспорте через Приморск в первом полугодии 2019 года снизился на $21,04/т и составил $114,97/т по сравнению со $136,01/т за первые шесть месяцев 2018 года. Для нафты производства Омского НПЗ, отгружаемой в направлении Усть-Луги, данные показатели составили $30,35/т и $54,78/т, соответственно.
Мазут — единственный продукт, крек-спреды на который выросли в результате ценовой конъюнктуры, сложившейся на мировых рынках, и наиболее заметного снижения экспортной пошлины на темные нефтепродукты. Так, средний крек-спред на мазут с содержанием серы 3,5% производства Орского НПЗ, экспортируемый через Тамань, в январе-июне 2019 года составил $199,24/т по сравнению с $220,51/т за такой же период 2018 года.
Во второй половине года участники рынка ожидают дальнейшего уменьшения выпуска темных нефтепродуктов на российских НПЗ и в связи с усилением влияния налогового маневра после корректировки его параметров, и в связи с еще большим ослаблением спроса на мазут из-за Imo-2020.
Это приведет к увеличению производства светлых нефтепродуктов и росту их экспорта.
Пошлина на экспорт российской нефти с 1 февраля 2020 года повысится с $ 77,2 за тонну в январе до $78,5 за тонну. Об этом говорится в материалах Минфина РФ.
Средняя цена на нефть Urals за период мониторинга с 15 декабря 2019 года по 14 января 2020 года составила $ 65,4 за баррель, или $ 477,6 за тонну.
Пошлина на высоковязкую нефть повысится с $ 7,7 до $ 7,8 за тонну. Пошлина на светлые нефтепродукты и масла вырастет с $ 23,1 до $ 23,5 за тонну, на темные — с $ 77,2 до $ 78,5 за тонну. Пошлина на экспорт товарного бензина вырастет с $ 23,1 до $ 23,5 за тонну, прямогонного (нафта) — с $ 42,4 до $ 43,1 за тонну. Пошлина на кокс увеличится с $ 5 до $ 5,1 за тонну.
Льготная ставка пошлины на нефть для ряда месторождений Восточной Сибири, каспийских месторождений и Приразломного месторождения в связи с новой формулой расчета, принятой в рамках налогового маневра в нефтяной отрасли, с 1 февраля 2015 года остается на нулевом уровне.
Международные рынки нефти и перспективы экспорта нефтепродуктов из России в Европейские страны
Проанализировав состояние производства и экспорта нефти и нефтепродуктов России в настоящее время, а также динамику экспорта российских нефтепродуктов, в данном разделе реферата рассмотрим муждународные рынки нефти и нефтепродуктов в трех направлениях и определим возможные перспективы развития экспорта нефтепродуктов России в Европейские страны.
Итак, первое направление – атлантическое. Крупнейшими регионами потребителями на Атлантическом рынке нефти – Европа и Атлантическое побережье США.
На сегодняшний день в Европе добывается около 315-320 млн. т, что составляет около 9% от общемировой добычи. Основной объем добычи приходится на Норвегию - 49% и Великобританию - 36%. За последние 20 лет основной прирост добычи нефти обеспечивался главным образом за счет Норвегии.
В Великобритании рост добычи нефти, происходивший в начале 90-х годов ХХ века, сменился на устойчивую тенденцию к сокращению. В Европе потребляется около 760 млн. т. нефти и нефтепродуктов в год, что составляет около 21% от совокупного потребления в мире.
В структуре потребления нефтепродуктов доминирует дизельное топливо. За последние 20 лет рост потребления нефтепродуктов на европейском континенте связан, в значительной мере, с динамично развивающимся рынком средних дистиллятов.
Россия – крупнейший поставщик нефти в Европу. В последние годы экспорт нефти из России на европейский рынок (без учета поставок в страны СНГ) превысил 144 млн. т. Из 73,5 млн. т экспортируемых Россией нефтепродуктов в Европу поставляется около 60 млн. т.
В структуре экспорта нефтепродуктов доминируют мазут (86%) и дизельное топливо (79%). Перспективным источником поставок выступает Каспийский регион. С учетом прогнозируемых уровней добычи и потребления прирост нетто-импорт в Европе может составить в 2020 г. - 140 млн. т., в 2030 г. - 254 млн. т.
Стратегия экспорта нефти из России на рынок Европы должна предусматривать увеличение поставок нефти на восточно- и североевропейские рынки, переориентацию части потоков со стран Южной Европы на североевропейский рынок. Для обеспечения востребованности поставок нефти из России целесообразно создание банка качества нефти, приобретение российскими компаниями нефтеперерабатывающих активов в Европе; перепрофилирование их с североморской нефти на российские сорта нефти; интеграция нефтепроводных систем.
Районы Восточного побережья, Среднего Запада, Юго-Восточного побережья, Горный регион можно рассматривать как единый рынок нефти Атлантического побережья США. Потребление нефти в этом регионе составляет 757 млн т. Здесь расположено два крупный центра по приему нефти: первый - терминалы в Филадельфии и Нью-Йорке и второй -побережье Мексиканского залива. Нефть, поступающая через порт в Филадельфии, перерабатывается в трех прибрежных штатах -Пенсильвании, Нью-Джерси и Делавэр. Основная часть нефтепродуктов поступает в северный регион Восточного побережья. Второй крупнейший центр по приему нефти на атлантическом побережье США - побережье Мексиканского залива. В Техасе и Луизиане расположены значительные мощности по переработке и хранению нефти. Из этого региона нефти и нефтепродукты транспортируются на юг Восточного побережья, Средний Запад и Горный район. Мексика, Венесуэла, Канада - основные поставщики нефти на рынок США, связанный с атлантическим побережьем, имеют значительные экспортные преимущества. Канада крупнейший поставщик в районы Среднего Запада и Горного района. Эта страна экспортирует нефть по системе нефтепроводов. Мексика осуществляет добычу нефти в акватории Мексиканского залива, поэтому нефть, добытая в этой стране, сразу же поступает в трубопроводную систему США