Прогноз производства основной продукции

Наименование	2009 отчет	2010 оценка	Прогноз	2013 к 2009, %
1b	2b	1b	2b	1b	2b	1b	2b
Добыча нефти, млн. тонн	494,3	501,0	501,0	502,0	498,0	502,0	495,0	502,0	100,1	101,6
Экспорт нефти, млн. тонн	247,4	247,6	249,0	249,0	245,0	247,0	241,0	245,0	97,4	99,0

Прогноз объема добычи нефти основан на гипотезе наращивания вклада в совокупные показатели российской добычи нефти со стороны новых провинций, таких как Восточная Сибирь и Республика Саха (Якутия), Тимано-Печорская нефтегазодобывающая провинция, шельф Каспийского моря в действующем налоговом режиме, при снижении добычи на «старых» выработанных месторождениях (в основном Западной Сибири).

Прогноз объемов добычи нефти по проектам СРП (Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинское месторождение) принимается по существующим программам их освоения.

По варианту 1b в 2011 году прогнозируется полное замещение падения добычи нефти на месторождениях Западной Сибири ростом добычи на новых месторождениях, что приведет к стабилизации добычи нефти на уровне 2010 года.

В условиях предполагаемой индексации ставки НДПИ на нефть, начиная с 2012 года поддержание добычи нефти на «старых» месторождениях будет низкоэффективным для нефтяных компаний, а проекты по разработке «новых» месторождений потребуют пересмотра сроков их ввода, что в целом приведет к снижению добычи нефти в долгосрочной перспективе.

Экспорт нефти прогнозируется, исходя из необходимых объемов поставок на нефтепереработку и с учетом падающей динамики добычи к 2013 году до 241 млн. тонн. При этом в прогнозный период экспорт нефти в страны ближнего зарубежья составит 28 млн. т, а в страны дальнего зарубежья будет уменьшаться.

Импорт нефти в 2011-2013 годах сохранится на уровне 2 млн. тонн.

В варианте 2b прогнозируется менее интенсивное снижение добычи на «старых», выработанных месторождениях за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, что позволит стабилизировать добычу нефти в прогнозный период на уровне 502 млн. тонн.

При этом в условиях принятых в 2010 году решений об изменении ставки вывозной таможенной пошлины на нефть, добываемую на месторождениях Восточной Сибири, с нулевого значения на расчетную величину, а также последовательного исключения начиная с 2011 года из перечня льготных Ванкорского, Верхнечонского, Талаканского и Алинского месторождений и увеличения ставки НДПИ с 2012 года на уровень инфляции существуют риски снижения добычи нефти в связи со снижением рентабельности.

В целом по нефтяному комплексу налоговые новации (увеличение ставок НДПИ и акцизов на нефтепродукты, выравнивание ставок экспортных пошлин на светлые и темные нефтепродукты, изменение ставок экспортных пошлин на месторождения Восточной Сибири) могут привести к снижению рентабельности до 8% в 2013 году, что ниже эффективной ставки самофинансирования отрасли в 12 процентов. В прогнозный период ожидается, что по варианту 1b среднегодовые удельные капиталовложения в добычу нефти в сопоставимых ценах (926 руб./т) не достигнут докризисного уровеня 2007 года (964 руб./т), а по варианту 2b среднегодовые удельные инвестиции возрастут и составят 1006 рублей на тонну. Следует отметить, что освоение новых регионов и повышение доли трудноизвлекаемых запасов нефти требует более динамичного роста капиталовложений и соответствующего комплексного пересмотра подходов к определению налоговой нагрузки на нефтяную отрасль.

С учетом динамики развития мировой экономики и мировых цен на нефть экспорт в 2011 году прогнозируется на уровне варианта 1b, в 2012 году вырастет на 2 млн. т по сравнению с вариантом 1b и на 4 млн. тонн в 2013 году за счет поставок в страны дальнего зарубежья.

В этот период начнется второй этап строительства нефтепровода ВСТО, предусматривающий увеличение мощности построенного участка «г.Тайшет– г. Сковородино» до 50 млн. т нефти в год и строительство трубопровода на участке
«г. Сковородино–порт Козьмино», а также намечаются мероприятия по строительству международного нефтепровода Бургас–Александруполис проектной мощностью 35 млн. тонн нефти в год и завершение строительства нефтепровода БТС-2 пропускной способностью до 30 млн. тонн с последующим увеличением до 50 млн. тонн. Все это позволит оптимизировать экспортные поставки нефти за счет разгрузки менее эффективных направлений и снизить транзитные риски при ее транспортировке в страны Европы.

В прогнозный период инвестиции в транспорт нефти по варианту 2b ожидаются выше на 14% по сравнению с вариантом 1b и составят 769 млрд. рублей. Темп роста инвестиций в сопоставимых ценах 2007 года в 2011 году составят 128% к уровню 2007 года, так как в этот период намечаются основные капиталовложения в строительство новых нефтепроводов, а с 2012 года темпы роста инвестиций снизятся на 19% и в 2013 году на 27% к уровню 2007 года.

Добыча газа

Добыча газа в 2009 году составила 585,2 млрд. куб. м против 664 млрд. куб. м в 2008 году (снижение на 11,9 процента). На экспорт газа поставлено 168,3 млрд. куб. м (86,1% к 2008 году), в том числе в страны дальнего зарубежья – 120,5 млрд. куб. м (76,1% к 2008 году), в страны СНГ – 47,9 млрд. куб. метров. Из Республики Казахстан на переработку импортировано 8,3 млрд. куб. м газа. В 2009 году был осуществлен выход на газовые рынки стран АТР (экспорт газа в рамках проекта «Сахалин-2» – ввод в эксплуатацию завода по производству сжиженного природного газа (далее – СПГ) в объеме 9,6 млн. т в год). В страны АТР было поставлено в 2009 году СПГ 3,8 млн. тонн.

Падение объемов добычи газа в этот период обусловлено пониженным спросом со стороны энергетики, машиностроения и других секторов экономики и в большей степени внешнего рынка в связи с мировым финансово-экономическим кризисом, высокими экспортными ценами на газ в первой половине года и блокированием транзита российского газа в январе 2009 года через территорию Украины.

Объем добычи газа в 2010 году с учетом работы газовой отрасли за первое полугодие оценивается на уровне 653,3 млрд. куб. метров (111,6% к 2009 году).

Увеличение добычи газа связано с постепенным восстановлением спроса на внешнем и внутреннем рынках в результате снижения влияния кризисных явлений в европейских странах и в отечественном промышленном производстве. Однако с середины мая наблюдается сокращение потребления газа и, соответственно, уровня добычи. Таким образом, возвращение на докризисный уровень спроса на газ пока не произошло.

Рост внутреннего спроса объясняется увеличением потребления газа, особенно в I квартале текущего года (на 13 млрд. куб. м), в том числе на 12-14% населением и коммунально-бытовыми предприятиями из-за холодной зимы, а также предприятиями электроэнергетики (более 9%), металлургической (более 10%), цементной (в 1,5 раза) и нефтехимической (26%) отраслей промышленности.

С учетом итогов первого полугодия внутренний спрос на природный газ в 2010 году оценивается в объеме 456,7 млрд. куб. метров (105,4 процента).

Экспорт природного газа в 2010 году ожидается в объеме 185,2 млрд. куб. м (110%), в том числе в дальнее зарубежье – 116 млрд. куб. м (96,3%) и страны СНГ – 69,2 млрд. куб. м (1,4 раза). Текущее состояние европейского газового рынка характеризуется снижением спроса на газ в результате финансово-экономического кризиса и последовавшей глобальной рецессии. Рост экспорта в страны СНГ объясняется замещением поставок туркменского газа в Украину поставками российского газа в объеме 33-36 млрд. куб. м в год.

В странах СНГ и Балтии стратегическими приоритетами для России являются сохранение доминирующей позиции российского газа и корректировка действующих соглашений с целью перехода на контрактные условия и ценовые механизмы, аналогичные действующим в европейских странах.

В 2010 году прогнозируется поставить 9,3 млн. т СПГ, в основном в страны АТР.

На развитие российского экспорта газа в 2010 году оказывает влияние ряд негативных факторов: резкое падение спроса на газ на рынках США из-за быстрого роста собственной добычи нетрадиционного сланцевого газа, переориентации сжиженного газа Ближнего Востока и Африки с рынка США на рынки Европы (по оценкам экспертов, на мировом рынке наблюдается рост предложения СПГ на 16-20%, в том числе из-за снижения спроса США на импортируемый газ на 23%); низкие спотовые цены на газ на европейском рынке; периодические трудности с транзитом газа через территорию Белоруссии и Украины; проблемы, связанные с платежеспособностью стран СНГ.