Ціна російської нафти може бути структурована на наступні складові:
- собівартість видобутку;
- податкові виплати по податку на видобуток корисних копалин (ПВКК);
- інші податки;
- транспортний тариф;
- експортне мито;
- адміністративні витрати;
- податок на прибуток;
- прибуток.
Величина окремих складових залежить від рівня світових цін на нафту (додаток 1) і регіону РФ, де проводиться нафтовидобуток.
За собівартістю видобутку нафти в основних країнах-виробниках Росія знаходиться десь посередині: Саудівська Аравія - 3,0 $ / бар. США (Мексиканська затока) - 14,5 $ / бар. Росія - 5,4 $ / бар. Слід зазначити, що ці дані відображають сучасний стан. Для Росії в міру виснаження розвіданих родовищ Західного Сибіру і переході на шельфові родовища собівартість нафтовидобутку може істотно зрости (додаток 2).
Транспортна складова в ціні нафтопродуктів коливається від 8% (Самара) до 26% (Камчатка). Причини такої різниці обумовлені територіальним розміщенням нафтопереробної галузі. З 7 федеральних округів 4 є дефіцитними: Далекосхідний, Північно-Західний, Південний, а в Уральському федеральному окрузі нафтопереробних заводів взагалі немає. Тому більшість суб'єктів федерації цих округів змушені завозити паливо і нести додаткові транспортні витрати.
Податкові відрахування визначаються рівнем світових цін на російську нафту Urals (додатки 1, 3).
Одним з основних напрямків підвищення конкуренції Urals і її ціни є розвиток переробної промисловості (додаток 4)
Додаток 1. Світові ціни на нафту
Ціна російської нафти Urals досить жорстко прив'язана до ціни Brent:
В даний час Urals торгується з дисконтом близько 2,5 $ / барель щодо Brent.
Сорт Urals з'явився на міжнародному нафтовому ринку в 70-х роках минулого століття. Сьогодні, як і 30 років тому, він являє собою суміш легкої малосірчаної нафти з родовищ Західного Сибіру (Siberian Light) і важкої високосірчистої нафти з родовищ Уралу і Поволжя.
У середньостроковій перспективі вирішити проблему якості російської нафти, що відправляється на експорт, можна за рахунок поліпшення характеристик сорту Urals (зниження щільності і вмісту сірки). Високосірчиста нафту складає близько 14% від загального обсягу сировини, що здається російськими нафтовими компаніями в систему магістральних нафтопроводів. В даний час її основними постачальниками є підприємства Татарії, Башкирії і Удмуртії.
Мо думку експертів, першим кроком до поліпшення якості суміші Urals могло б стати введення банку якості нафти. Сам по собі банк якості не в змозі поліпшити характеристики експортної суміші, однак через систему взаємозаліків він стимулює підприємства більш уважно ставитися до підготовки нафти перед здачею в магістральні трубопроводи, а також збільшує інвестиційну привабливість родовищ, що містять легку, малосірчисту нафту.
Додаток 2. Райони і собівартість нафтовидобутку
В даний час в Росії основна нафтовидобуток зосереджений у Західному Сибіру; там видобувається сама легкодоступна нафта в РФ.
Росія виходить з періоду дешевої собівартості видобутку нафти. Традиційні родовища сильно вироблені (іноді більше 80%). Собівартість видобутку на нових родовищах в 2-3 рази вище, ніж на традиційних територіях. Сьогодні собівартість видобутку в Західному Сибіру - 5 -6 $. У Східному Сибіру - до 15 $. На традиційних територіях спостерігається зростання витрат, які пов'язані з їх виработанностью, на нових - зростання витрат, пов'язаний з нерозвиненістю інфраструктури, з кліматичними і геологічними особливостями видобутку.
Сировинна база Росії знаходиться в поганому стані. Запаси Західного Сибіру вироблені на 45%, Урало-Поволжя - на 50-70%, Північного Кавказу - на 70-80%. За останні 20 років середній дебіт свердловин впав з 26 до 8 тонн на добу. Збільшується обводненість нафти, ростуть операційні витрати на її видобуток.
Щорічний приріст запасів становить не більше 85% від рівня видобутку. За останні сім років у Росії не було відкрито жодного великого родовища, введення якого в розробку міг би компенсувати падіння видобутку в старих районах.
Різке зростання видобутку нафти, що мав місце на початку нинішнього десятиліття, був пов'язаний в 1-у чергу зі збільшенням темпів відбору запасів на діючих родовищах. На жаль, він супроводжувався падінням коефіцієнта вилучення нафти. Сьогодні при розробці російських родовищ вилучається близько 30% розвіданих запасів. 10 років тому цей показник становив 50%. Малодебітні свердловини, складові чверть всього фонду, законсервовані. У деяких компаній частка простоюють свердловин досягає 40-60%.
Видобуток нафти в нових районах - Східного Сибіру, на півночі Тимано-Печори, на континентальному шельфі - становить близько 5 млн. Тонн (всього 1% від загального видобутку по країні).
Недостатній обсяг інвестицій в розвиток трубопровідної системи Росії перешкоджає диверсифікації експорту російської нафти. Більше 90% сировини наша країна як і раніше, як і за радянських часів, поставляє в Європу. Причому темпи зростання поставок в останні роки випереджають темпи зростання видобутку нафти в країні. Єдиний великий проект, реалізований за останній час - будівництво Балтійської трубопровідної системи - також розрахований на постачання європейського ринку.
Вітчизняні компанії, обмежені можливостями турецьких і датських проток, не мають виходу на глобальні ринки. Російські порти здатні завантажувати танкери максимальним дедвейтом 100 тис. Тонн на півночі Європи і 140 тис. Тонн на півдні, в той час як поставки на ринки США і Південно-Східної Азії економічно доцільні при величині партії 250-300 тис. Тонн.
Додаток 3. Податок на видобуток російської нафти
де - коефіцієнт, що характеризує динаміку світових цін на нафту:
Ц - середній рівень цін нафти Urals в $;
P - середнє значення курсу $ до рубля;
N - сума накопиченої видобутку нафти на конкретній ділянці надр (включаючи втрати при видобутку) за даними державного балансу запасів корисних копалин за календарний рік, що передує податковому періоду, в якому відбувається застосування коефіцієнта Кв;
У разі, якщо ступінь виробленості запасів конкретної ділянки надр, що визначається з використанням прямого методу обліку кількості видобутої нафти на конкретній ділянці надр, перевищує 1, коефіцієнт Кв приймається рівним 0,3. В інших випадках коефіцієнт Кв приймається рівним 1.
На малюнках представлені величини податкових виплат (в $ / барель) і величина податку (у%) при Kв = 1 і середній масі 1 бареля Urals = 134,62 кг.
Таким чином, основним параметром, що визначає величину податку на видобуток російської нафти, є її ціна.
Додаток 4. Проблеми нафтопереробки в Росії.
Сьогодні російська нафтопереробка - це 60 - 70% зносу. Більшість заводів побудовані під час Великої Вітчизняної війни. Структура переробки має на увазі 60% виходу темних нафтопродуктів, 10% бензину і 30% дизеля. Переробка налаштована на виробництво того, що затребуване, на що є попит. Наш бензин не потрібен на світовому ринку. Існують європейські норми до викидів двигунів внутрішнього згоряння, наприклад - Євро-1, Євро-2. Російський бензин цим нормам не відповідає. Ми сьогодні з натяжкою вийдемо на рівень Євро-2. Багато в чому це пов'язано з нашим же попитом: 80% виробленої продукції - то, що потрібно російській економіці. Тракторів в сільському господарстві, комунально-побутових служб, автопрому.
Разом з тим російський мазут і дизельне паливо затребувані світовим ринком, але споживаються вони не як паливо, а в якості сировини для подальшої переробки. Необхідні стимули для розвитку нафтопереробки, підвищення ефективності російського експорту через виробництво і поставки продукції з високою доданою вартістю.
