CC BY
100
УДК 330.322
В. А. Крюков, А. Н. Токарев
Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН пр. Акад. Лаврентьева, 17, Новосибирск, 630090
ИНВЕСТИЦИОННЫЙ КЛИМАТ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ РОССИИ
Привлечение инвестиций в нефтегазовый сектор России в существенной степени связано с наличием соответствующего благоприятного инвестиционного климата. По мнению авторов, к числу основных составляющих благоприятного инвестиционного климата могут быть отнесены такие аспекты, как:
• обеспечение возврата вложенных инвестиций и приемлемой нормы возврата на вложенный капитал;
• стабильность и предсказуемость условий инвестирования, по крайней мере на весь основной период возврата инвестиций;
• адекватность мер регулирования и государственного воздействия естественному изменению условий добычи углеводородов;
• отражение интересов всех основных групп, вовлеченных (и затронутых) в процесс разведки, освоения и разработки углеводородов.
Если первые два аспекта во многом очевидны и ни у кого не вызывают сомнений, то два последних, как правило, или недооцениваются или упускаются вовсе. В свою очередь адекватные меры регулирования нефтегазового сектора обусловлены не только его спецификой (например, наличием естественно-монопольных ограничений при осуществлении тех или иных видов деятельности), но также и общими особенностями современной российской экономики - разнообразием условий осуществления инвестиционной деятельности в различных регионах, а также необходимостью участия государства в проведении структурной перестройки экономики.
Позиция авторов состоит в том, что практическая реализация отмеченных выше составляющих благоприятного инвестиционного климата в России невозможна и нецелесообразна без участия в данных процессах регионов (как на уровне субъектов федерации, так и на уровне муниципалитетов). В числе основных аргументов следует отметить:
• резкое нарастание сложности эффективного решения задач государственного регулирования нефтегазового сектора по мере изменения состава и качества разрабатываемых и вовлекаемых в освоение ресурсов (запасов) углеводородного сырья (значительно увеличивается не только число объектов регулирования, но также и характеристики объектов регулирования все больше отличаются значительным своеобразием, что приводит к резкому возрастанию сложности решения задачи регулирования из единого центра);
• возрастание роли и значения так называемых институциональных инноваций - возрастает роль инициативы и заинтересованности и хозяйствующих субъектов и субъектов регулирования (в данном случае регионального уровня) в поиске и реализации новых подходов и решений, направленных на повышение эффективности освоения и разработки месторождений углеводородного сырья (если в 1980-е гг. средний размер запасов открываемого месторождения нефти в Западной Сибири составлял около 70 млн тонн, то в начале 2000-х гг. он уменьшился до 6-8 млн тонн).
Особенности инвестиционной деятельности в нефтегазовом секторе России
в 1990-е - начале 2000 г.
Особенности инвестиционных процессов в нефтегазовом секторе России в течение рассматриваемого периода проходили под влиянием следующих направлений реформирования:
1ББЫ 1818-7862. Вестник НГУ. Серия: Социально-экономические науки. 2006. Том 6, выпуск 1 © В. А. Крюков, А. Н. Токарев, 2006
• проведение радикальных экономических преобразований, которые были связаны со сменой модели хозяйствования, прежде всего со сменой формы собственности основных компаний, оперирующих в нефтегазовом секторе России; подавляющее большинство компаний являются частными - по состоянию на начало 2005 г. государственное участие сохранилось в капитале таких компаний, как ОАО «Газпром» (38 %, а с учетом акций контролируемых государством структур чуть более 50 %) , ОАО «Роснефть» (100 %), ОАО «АК “Транснефть”» и ОАО «АК “Транснефтепродукт”» (75 %);
• изменение роли и функций нефтегазового сектора в экономике страны в целом - нефтегазовый сектор стал не только основным поставщиком топливно-энергетических ресурсов, но также и основным источником доходов государственного бюджета;
• переход к системе платного недропользования - предоставление прав на пользование недрами на платной основе, а также введение целого комплекса налогов и платежей, направленных на изъятие доходов рентного характера.
Реализация отмеченных выше направлений реформирования оказала существенное влияние на динамику и особенность инвестиционных процессов в нефтегазовом секторе. Данные изменения в первой половине 1990-х гг. привели к тому, что:
• была нарушена последовательность и связность воспроизводственных процессов (прежде всего, существенно уменьшены инвестиции в подготовку новых запасов и освоение новых месторождений);
• существенно ухудшилось финансово-экономическое состояние предприятий нефтегазового сектора.
В силу всех отмеченных выше причин в первой половине 1990-х гг. остро встала проблема привлечения инвестиций в нефтегазовый сектор. Именно в данный период в российском нефтегазовом секторе в целом проблема формирования благоприятного инвестиционного климата приобрела чрезвычайную остроту. Однако начиная с конца 1990-х гг. - времени завершения процесса приватизации активов основных компаний и соответственно вступления новых собственников в свои права, а также в связи с благоприятной динамикой цен на внешнем рынке нефти, природного газа и нефтепродуктов ситуация меняется. Нефтегазовый сектор начинает генерировать существенные доходы, которые в полной мере покрывают его потребности как в текущих, так и в среднесрочных инвестициях. Необычность данной ситуации связана с тем, что в рамках предыдущей экономической системы на территории России был создан мощный нефтегазовый сектор, ориентированный не только на нужды бывшего СССР, но также и на удовлетворение потребностей в энергоресурсах стран бывшего социалистического лагеря и на выполнение внешнеэкономических и внешнеполитических обязательств перед другими странами мира.
На первом этапе реформирования (в первой половине 1990-х гг.) основные усилия новых собственников компаний, созданных на основе бывших государственных нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, были направлены, прежде всего, на поддержание текущего функционирования и на решение задач среднесрочного характера. Это было связано с тем, что основная цель новых собственников состояла в получении быстрой отдачи от приобретенных активов. Для достижения данной цели компании стали осуществлять интенсивную разработку лучшей части запасов углеводородов. В значительной мере по данной причине начиная с 2001 г. увеличивается средний дебит эксплуатационных скважин (табл. 1).
Возможность реализации подобных стратегий во многом связана с тем, что почти все российские нефтяные компании (за исключением, пожалуй, ОАО «Татнефть» и ОАО «Башнефть») располагают возможностями значительного маневра при выборе направлений освоения и использования потенциала тех или иных месторождений нефти и газа. Раздаточный подход к недропользованию привел к тому, что в настоящее время компаниям переданы лицензии на право пользования 95 % всего государственного фонда недр по нефти и газу. При этом подавляющее большинство данных объектов сосредоточено в руках крупнейших и аффилированных с ними более мелких компаний. В результате у многих компаний отсутствуют побудительные мотивы и стимулы к освоению новых месторождений углеводородов. В такой ситуации благоприятная динамика добычи нефти может быть обеспечена (особенно в условиях беспрецедентно высоких цен на нефть на внешних рынках на протяжении уже почти пяти лет) за счет избирательной разработки лучших участков недр на лучших месторождениях.
Таблица 1
Динамика основных показателей нефтедобывающей промышленности России в 1995-2003 гг.
1990 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003*
Добыча нефти, млн тонн Среднесуточный дебит 516,2 306,8 301,2 305,7 303,3 305,2 323,5 348,1 379,6 421,3
одной скважины, тонн Инвестиции в основной капитал (в фактически действовавших ценах; до 1998 г. - млрд руб., 11,6 7,5 7,4 7,3 7,7 7,7 7,5 7,7 8,3 9,5
затем - млн руб.) Степень износа основных фондов, Коэффициент обновле- 22434 52,1 29971 54,7 34890 56,6 29537 57,0 56686 55,2 135159 52,3 190404 46,7 173529 54,8 196608
ния основных фондов, % Коэффициент выбытия 9,0 3,3 3,0 1,6 1,7 1,7 2,9 4,2 3,7
основных фондов, % 1,1 1,5 1,9 1,1 0,9 0,9 1,0 1,0 1,5
Таблица составлена по: Российский статистический ежегодник. 2003.
Данные за 2003 год: объем добычи нефти - данные Центрального Диспетчерского Управления (ЦДУ) Мин-промэнерго РФ - опубликованы в журнале «Нефтегазовая Вертикаль» (далее НГВ). 2004. № 2. С. 85; дебит скважин - оценка авторов на основе данных ЦДУ, опубликованных в журнале «Нефтегазовая Вертикаль». 2004. № 2. С. 16; инвестиции в основной капитал - Россия в цифрах. 2004. С. 359.
Именно поэтому основными источниками инвестиций в российский нефтегазовый сектор на протяжении рассматриваемого периода служили собственные средства предприятий -амортизация и прибыль (доля в инвестициях - амортизация около 70 %, прибыль - около 15 %). Прибыль западных компаний в 5-12 % от продаж несравнима с типичными для некоторых российских компаний значениями прибыли в 35-40 %. К тому же эффективная ставка налога на прибыль для российских нефтяных компаний существенно ниже, чем для ряда ведущих иностранных компаний (табл. 2).
Таблица 2
Уровень фактического обложения налогом на прибыль, %
Компании 2000 г. 2001 г. 2002
Российские
ЮКОС 25,4 18,2 19,6
Сибнефть 10,4 9,3 12,3
ТНК 4,1 13,7 5,9
ЛУКОЙЛ 23,2 32,0 40,1
Иностранные
ExxonMobil 41,2 37,4 37,1
Shevron Texaco 45,0 46,9 78,0
Royal Dutch/Shell 46,9 43,7 44,3
BP 39,4 49,1 38,5
Таблица составлена на основе финансовых отчетов компаний.
Заемные источники, в том числе и иностранные, существенной роли не играют (их доля не превышает 10 %). Более того, начиная с конца 1990-х гг., с того времени, когда ценовая конъюнктура на внешних рынках на углеводороды стала чрезвычайно благоприятной, несмотря на рост инвестиций российских нефтяных компаний в основной капитал (табл. 3), наиболее быстро росли долгосрочные финансовые вложения, которые только в течение
2003 г. увеличились выросли в 4,8 раза! 1 В то же время уже в 2004 г. наблюдалось снижение объемов и эффективности инвестиций в разведку и обустройство месторождений нефти. Компании в основном осуществляют эксплуатационное бурение.
Таблица 3
Капитальные вложения в нефтяные компании России за 1997-2003 гг., млн руб. *
Компания 1997 1998 2000 2001 ** 2002 2003***
ЛУКОЙЛ 6280,898 4011,753 20134,0 32642,7 23138,8 30341,3
ЮКОС 5954,427 4192,922 8277,0 17292,9 23315,9 27661,1
Сургутнефтегаз 5145,484 5630,800 31252,0 40125,5 36271,6 35643,1
ТНК 1581,395 1028,477 16821,0 20071,6 10517,0 11541,1
Роснефть 2141,622 1512,531 9978,0 12160,6 11602,0 18858,9
Сиданко 2248,046 1476,872 2786,0 3243,7 3751,5 4067,2
Сибнефть 2425,101 1741,558 5699,0 3999,7 15504,9 18496,0
Славнефть 1371,790 900,121 4406,0 7287,1 5160,9 3997,2
Татнефть 2753,124 2418,805 11747,0 17745,3 10180,8 8408,6
Башнефть 1219,066 1039,461 5080,0 9591,3 7554,0 7600,6
* НГВ. 1999. № 10.
** НГВ. 2002. № 3. С. 29, 79. *** НГВ. 2003. 2004. № 2.
Современные технологии горизонтального бурения, строительства многоствольных скважин, бурения боковых стволов, операций гидроразрыва, максимизации давления в пласте и в забое и использования систем заводнения оказываются менее капиталоемкими по сравнению с бурением новых скважин. Именно поэтому, например, дочерняя компания ОАО «Сибнефть».
«Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» предполагала в 2004 г. сократить объем капитальных вложений по сравнению с 2003 г. на 30 %, до 8,4 млрд руб. Российские вертикальноинтегрированные нефтяные компании за первые девять месяцев 2004 г. сократили проходку в бурении на 4,7 % по сравнению с тем же периодом прошлого года. Сильнее всего упало разведочное бурение - на 20,6 %. В эксплуатационном бурении общее падение составило лишь 3,4 %. Относительная дешевизна некапитальных активов - труда и ресурсов нефти и газа, лицензий на право пользования недрами, которыми владеют компании, - одна из причин повышенной рентабельности добычи углеводородов в России. Сокращение темпов роста инвестиций в добычу нефти и подготовку новых запасов происходит на фоне беспрецедентно высоких цен на нефть на внешнем рынке. В конечном счете, так называемые «мягкие бюджетные ограничения» (прежде всего индивидуальное правоприменение) позволяют российским компаниям обходиться без существенного притока финансовых ресурсов извне.
Освоение и ввод в эксплуатацию новых месторождений нефти и газа - большая редкость для России. В целом компании ориентируются на сегодняшний рост добычи и капитализации, а не на долгосрочное развитие. Однако по мере исчерпания запасов в старых провинциях в связи с усложнением освоения и разработки новых месторождений в новых районах, а также при ухудшении внешнеэкономической конъюнктуры вопросы привлечения реальных прямых инвестиций выходят на первый план. Более того, освоение новых районов - таких как шельф о-ва Сахалин, п-ов Ямал, низовье Енисея, шельф Баренцева моря, проекты освоения месторождений в Восточной Сибири - невозможно и нецелесообразно осуществлять за счет собственных средств российских компаний.
К сожалению, как будет показано ниже, основные элементы инвестиционного климата -регулирование нефтегазовых операций, налогообложение, транспорт добытых углеводородов ориентированы не на развитие и реализацию новых проектов (имеющих значительный период отрицательного притока наличности), а на изъятие доходов рентного характера в нефтега-
1 Россия в цифрах. 2004. С. 363.
зовом секторе, функционирующем на основе ранее введенных в освоение и разработку месторождений углеводородов (т. е. в за счет уже освоенных и длительное время разрабатываемых провинций).
Основные составляющие инвестиционного климата. Налогообложение
Система налогообложения в рамках лицензионной системы пользования недрами.
Основы действующей в России системы платного недропользования (система налогов и платежей при пользовании недрами) регулируются законом РФ «О недрах» от 3 марта 1995 г., а также Налоговым и Таможенным кодексами РФ. В различные периоды система платного недропользования имела существенные особенности (табл. 4).
Особенности системы налогообложения и соответственно уровень налоговой нагрузки отражают изменение условий функционирования нефтегазового сектора. В настоящее время состав специфических налогов и платежей, характерных для горно-добывающей промышленности, ориентирован на изъятие государством доходов рентного характера в условиях высоких цен на углеводороды на внешнем рынке, а также при условии наличия достаточных производственных мощностей для поддержания добычи углеводородов на высоком уровне.
Действовавшая в период с 1992 по 2001 г. система налогообложения нефтедобывающих предприятий позволяла в определенной мере учитывать особенности различных месторождений. Ставки регулярных платежей за добычу нефти (роялти) с 1992 г. (после вступления в силу Закона РФ «О недрах») были установлены в пределах от 6 до 16 % стоимости добытой нефти. Это позволяло по каждому лицензионному участку устанавливать размер платежа с учетом горно-геологических, природно-географических и экономических показателей его освоения. Средняя ставка по России составляла 8,9 %. Кроме того, законом РФ «О недрах» было предусмотрено, что ставка роялти может быть и меньше 6 %, если недропользователь разрабатывает трудноизвлекаемые запасы.
В 2001-2003 гг. в Российской Федерации проводилась масштабная налоговая реформа. При этом декларировались следующие приоритетные цели:
• реальное снижение налогового бремени для добросовестных налогоплательщиков с помощью отмены неэффективных и оказывающих негативное влияние на экономическую деятельность налогов;
• упрощение налоговой системы и выравнивание условий налогообложения, которое может быть обеспечено отменой всех необоснованных льгот, устранением деформаций в правилах определения налоговой базы по отдельным налогам.
С 1 января 2001 г. введены в действие главы второй части Налогового кодекса РФ о налоге на добавленную стоимость, акцизах, налоге на доходы физических лиц и едином социальном налоге. Снижение ставки по налогу на прибыль организаций до 24 % позволило отказаться от многочисленных налоговых льгот и вычетов. С 1 января 2002 г. вступили в силу главы Налогового кодекса, регламентирующие порядок обложения налогом на прибыль, налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и работы в режиме СРП. В результате в настоящее время система платного недропользования в рамках лицензионного режима базируется на следующих основных компонентах:
• система налогов (Налоговый кодекс, другие законодательных и нормативные акты о налогах): на добычу полезных ископаемых; на работы в режиме СРП; на прибыль; другие налоги и сборы (налог на землю и др.);
• система неналоговых платежей и сборов (Закон РФ «О недрах»): разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии; регулярные платежи за пользование недрами: сбор за участие в конкурсе; сбор за выдачу лицензии - плата за геологическую информацию о недрах.
С введением налога на добычу полезных ископаемых отменены регулярные платежи за пользование недрами (за добычу полезных ископаемых), отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акциз на нефть. Вместо дифференцированной ставки налога, которая устанавливается органами исполнительной власти, налогоплательщики выплачивают налог на добычу полезных ископаемых по единой ставке.
Таблица 4
Динамика налоговой нагрузки в нефтедобывающей промышленности России
Налоги и платежи 1992-1995 1996-1998 1999-2001 2002-2003 2004-2005
Содержание этапа Формирование системы платного недропользования Повышение роли налоговой политики регионов Эффективное трансфертное ценообразование (ТЦ) в рамках НГС Кардинальная налоговая реформа в НГС Усиление налоговой нагрузки в НГС
Роялти, отчисления на воспроизводсво минерально-сырьевой базы (ВМСБ) Возможность применения ТЦ ТЦ для обеспечения нормальной рентабельности НГС ТЦ для изъятия рентного дохода в пользу НГС - -
Акциз на нефть Адвалорная и специфические ставки, дифференциация Специфическая ставка (руб./т), дифференциация Специфическая ставка ** (руб./т) - -
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) - - - Специфическая ставка (руб./т) Рост базовой ставки, начиная с 2006 г. переход к адвалорной
Экспортная пошлина Нежесткая зависимость от мировых цен Жесткая зависимость от мировых цен Новая шкала: повышение нагрузки при высоких ценах
Налог на прибыль Применение инвестиционной льготы Отмена инвестиционной льготы, снижение номинальной ставки
Уровень мировых цен на нефть * Средний Низкий Средний / высокий Высокий Очень высокий
Уровень налоговой нагрузки Средняя Высокая Низкая *** Высокая Очень высокая
Тенденции налоговой нагрузки Повышение: новые специальные налоги Повышение из-за низких цен Снижение: рост цен на УВС Резкое повышение: защита от ТЦ Повышение: новые формулы
* Ключевым фактором, влияющим на налоговую нагрузку, является не только система налогообложения, но и уровень цен на УВС. ** Снижение роли акциза на нефть (специфическая ставка): ставка акциза существенно отстала от темпов ин-фляции.
*** В условиях ТЦ и роста мировых цен на нефть сокращение налоговой нагрузки.
В соответствии с внесенными изменениями в Закон «О недрах» из системы исключены: отчисления на ВМСБ, акцизы и платежи за добычу полезных ископаемых в составе платы за пользование недрами (они заменяются налогом на добычу полезных ископаемых). По новому порядку система также включает налоги и сборы, установленные в соответствии с действующим законодательством.
Ведущую роль при изменении системы налогообложения играет Министерство финансов России. Его позиция в вопросах налогообложения базируется на следующих принципах:
• при введении новых ставок и методов начисления налоговые поступления в бюджет не должны быть меньше, чем при существующей системе;
• сумма налога, рассчитываемая налогоплательщиком, должна проверяться налоговыми органами по самой простой системе (упрощенный контроль);
• расчет понижающих коэффициентов должен базироваться на исходных данных, публикуемых в официальных документах.
Налоговые и финансовые органы не считают необходимым учитывать горногеологические особенности месторождения и его местоположение при разработке подходов к налогообложению объектов нефтегазового сектора. В І999 г. налоговое изъятие составляло около 30 дол. на тонну нефти, из них удельные платежи за пользование природными ресурсами составляли всего 5 дол. на тонну нефти. В 2000 и 2001 гг. прирост изъятия средств в пользу государства происходил главным образом за счет увеличения таможенной пошлины. Платежи за пользование природными ресурсами прирастали без резких изменений. Скачок (в 2,4 раза) произошел в 2002 г., когда был введен налог на добычу полезных ископаемых, он составил почти 39 % от всех налоговых изъятий в расчете на одну тонну.
Следует отметить, что оценка добытого полезного ископаемого, в нашем случае нефти, конденсата, природного газа, для целей определения базы обложения налогами на добычу природных ресурсов, на прибыль, на добавленную стоимость и др. является ключевой проблемой действующей налоговой системы. В настоящее время при расчете НДПИ применяется коэффициент, который учитывает только изменение мировых цен. Изменение внутренних цен не принимается во внимание, в то время как больше трети нефти остается в стране для внутреннего потребления и переработки, где пока действуют другие факторы и порядок ценообразования. Правительственная комиссия определяет таможенную цену (средняя за два месяца на торгах по марке Urals на биржах Лондона и Роттердама), тем самым около 75 % добычи (размер экспорта) облагается по справочным, а не трансфертным ценам. При мировой цене выше І5 дол. за бар. пошлина составляет 35 % от превышения; если выше
25 дол. за бар. - 3,5 дол. за бар. плюс 40 % от превышения. При падении цены ниже І5 дол. за бар. пошлина не взимается. В структуре изъятий доходов нефтяных компаний экспортная пошлина является самой крупной статьей. Например, в 2001 г. она составила 49 % всех бюджетных платежей ТНК, 4І % - Сургутнефтегаза, 36 % - ЮКОСа. Экспортная пошлина в 2002 г. составляла в среднем 2,2 дол. за бар. нефти, в 2003 г. - 4, І дол. за бар. и в
2004 г. - 7,6 дол. за бар. нефти. Ставка экспортной пошлины на нефтепродукты составляет (с І января 2003 г.) 90 % пошлины на сырую нефть. Правительством РФ создан стабилизационный фонд, в котором аккумулируются средства, поступающие в бюджет при цене нефти выше 22 дол. за бар.
Основные проблемы российской налоговой системы состоят не столько в ее высоком совокупном уровне налогообложения, сколько в сочетании этого высокого уровня эффективной налоговой ставки (доли налогов в цене) с отсутствием стабильности правил налогообложения. Именно это обстоятельство создает проблемы при реализации долгосрочных инвестиционных проектов в нефтегазовом секторе.
В настоящее время обсуждаются следующие основные изменения в рамках системы налогообложения нефтегазового сектора.
Дифференциация НДПИ. На Госсовете 24 декабря 2004 г. президент Татарстана М. Шаймиев заявил, что единая плоская шкала НДПИ - это демонстрация недоверия федерального центра к региональному руководству 2. В Налоговом кодексе и законе о его вводе в действие запланировано, что с 2006 г. ставка НДПИ станет адвалорной - І6,5 % от цены реализации нефти. С 2006 г. сумма налога будет зависеть не только от экспортной цены, но и от ряда по-
2 Известия. 2004. 2S дек.
правочных коэффициентов. Дифференцированная ставка будет эффективна только при условии, что критерии отнесения месторождения к той или иной категории будут объективными и прозрачными. В свою очередь, добиться такого положения дел можно только в рамках современной системы мониторинга условий освоения и разработки месторождений полезных ископаемых (которая в России пока еще не создана).
Введение нового налога на дополнительный доход. По мнению Министерства финансов РФ, нефтяные компании получают сверхприбыль в случае, когда цена российской нефти марки «Urals» превышает 25 дол. за бар. Доходы, превышающие эту сумму, облагаются дополнительными налогами. Причем государство уже забирает около 90 % этих средств, которые прибавляются к базовой ставке экспортной пошлины. Экспортная пошлина меняется раз в два месяца. Для изъятия оставшихся 10 % сверхприбыли Минфин РФ считает, что необходимо ввести новый налог - налог на дополнительный доход, который должен учитывать особенности отдельных месторождений. Предполагается, что налог будет рассчитываться исходя их размера затрат на разработку конкретного месторождения и получаемых от нее доходов.
Сужение сферы применения трансфертного ценообразования. Подготовлены поправки в ст. 20 и 40 Налогового кодекса, касающиеся трансфертного ценообразования. В соответствии с данными поправками вертикально-интергированным стуктурам (таким как нефтяные компании) придется заранее обосновывать перед налоговыми органами, что применяемые внутри зависимых компаний цены не ниже и не выше рыночных. Законопроект расширяет список критериев, по которым компании могут быть признаны взаимозависимыми. Цены всех сделок между этими компаниями, а также их внешнеторговые операции, бартерные сделки и сделки с зачетом права требования будут контролироваться налоговыми органами.
Основная проблема налогообложения нефтегазового сектора - его сохраняющаяся фискальная ориентация. Вместе с тем реализация новых инвестиционных проектов требует учета особенностей реализации долгосрочных и капиталоемких проектов. Так, например, ОАО «АК “Транснефть”» предложила правительству предоставить ей налоговые льготы для строительства ответвления Восточного нефтепровода в Китай - льготы по налогу на прибыль, имущество и на добавленную стоимость на период строительства и окупаемости проекта. Ранее при реализации аналогичного проекта ОАО «Газпром» в 1999 г. удалось получить беспрецедентные льготы. Подрядчики по проекту «Голубой Поток» были освобождены от части налогов, таможенных пошлин и сборов. «Газпром» и «Газэкспорт» освобождались от налогов и таможенных пошлин, связанных с поставками газа. В результате компания «Газпром», по оценке Счетной палаты, сэкономила на налогах и пошлинах свыше 1 млрд дол.
Система налогообложения в рамках специального инвестиционного режима - СРП. Разработка специального инвестиционного режима - на основе соглашений о разделе продукции была ответом на сложную ситуацию с привлечением инвестиций не только для реализации новых проектов, но и для продолжения начатых ранее (таких, например, как проект доразра-ботки Самотлорского месторождения нефти в Западной Сибири). В первой половине 1990-х гг. даже предполагалось, что до 30 % всех российских недр будет разрабатываться на условиях СРП. Особый налоговый режим СРП состоит из трех основных элементов:
• инвестор получает долю продукции в качестве возмещения затрат (если соглашением не предусмотрена уплата роялти, которая в этом случае осуществляется в первую очередь);
• инвестор и государство делят продукцию, известную как «прибыльная продукция»;
• инвестор уплачивает государству налог на прибыль из своей доли прибыльной продукции.
Инвестор при этом освобожден от уплаты большинства других налогов. Раздел продукции может осуществляться как после вычета затрат инвестора, так и сразу - без определения затратной части в произведенной продукции («прямой раздел», который называют еще «чистым» или «простым» разделом). При второй разновидности этих контрактов произведенная продукция делится на долю государства и долю инвестора, т. е. без определения «компенсационной нефти». СРП обеспечивает гибкость подхода к каждому месторождению - разрыв в уровне рентабельности по семи сахалинским проектам почти 7 раз (табл. 5)
В докладе «Об итогах работы по подготовке и реализации СРП за 2002 год», направленном вице-премьеру В. Христенко Минэкономразвития РФ оценил режим СРП как невыгодный для России. Аргументы - завышение возмещаемых затрат и низкая доля участия российских подрядчиков, так как инвесторы, разрабатывающие российские месторождения на усло-
виях СРП, пользуются значительными налоговыми льготами, однако не выполняют обязательства нанимать российских подрядчиков на 70 % работ. По данным Минэкономразвития РФ, российские компании получали не более 47 % подрядов и при этом российским компаниям доверялись самые простые работы.
Таблица5
Финансово-экономические характеристики проектов освоения шельфа о-ва Сахалин
при разработке на условиях СРП
Проект Валовой доход, млрд дол. США Суммарные затраты, млрд дол. США Рентабельность, %
Сахалин-1 62,9 24,7 154,6
Сахалин-2 51,0 28,0 121,6
Сахалин-3,
блок Киринский 65,3 33,7 93,7
Сахалин-3,
блок Восточно-
Одоптинский 23,0 15,9 44,7
Сахалин-3,
блок Аяшский 28,1 21,2 32,5
Сахалин-4, блоки
Астраханский и
Шмидтовский 4,0 2,5 60,0
Сахалин-5 102,0 33,2 207,2
Таблица составлена по: Михайлов А., Субботин М. Яблоко и СРП. М.: ЭПИцентр, 2003. С. 44-45.
В сентябре 2003 г. правительство РФ издало распоряжение об упразднении комиссий по разработке условий пользования недрами и подготовке соглашений о разделе продукции по
26 месторождениям. Разработка большинства их этих месторождений на условиях СРП стала невозможной после принятия летом 2003 г. поправок в закон «О СРП» и Налоговый кодекс. В соответствии с данными поправками при реализации проектов на условиях СРП недропользователю необходимо уплачивать большее число налогов, чем предусматривала предыдущая редакция закона «О СРП». Инвестор должен уплачивать 11 видов налогов и сборов. Рост числа налогов и сборов вносит дополнительный элемент нестабильности - чем больше налогов, тем больше рисков. В то же время смысл закона «О СРП» состоял в замене налогов на раздел продукции. Помимо возвращения почти всех налогов, в качестве подлежащих уплате появились новые ограничения (32 % произведенной продукции - нижний предел доли государства при «прямом разделе»; 75 и 90 % - уровень компенсационной продукции соответственно для добычи на суше и для континентального шельфа; налоговая ставка с коэффициентом 1 для налога на добычу после достижения «предельного уровня коммерческой добычи» нефти; не более 2 % возмещаемых затрат - на управленческие расходы).
По действующему закону о СРП переговоры о заключении соглашения Правительство РФ может начинать по тем проектам, которые включены в разрешительный перечень, формируемый специальными федеральными законами. За период 1996-2002 гг. парламент принял 17 федеральных законов, разрешающих переводить на режим СРП 28 проектов.
Проблемы реализации СРП в существенной степени связаны с обеспечением высокого уровня добычи нефти за счет интенсивной разработки ранее введенных месторождений. По мере ухудшения условий добычи нефти неизбежно будет меняться и отношение к данной форме осуществления проектов. Иллюстрацией может служить, например, различие позиций двух федеральных министерств - Минфина и Мипромэнерго. Позиция Минфина состоит в том, что условия СРП должны применяться лишь при отсутствии интереса к месторождениям на обычных условиях. В то же время Минпромэнерго в результате правительственной реорганизации вернуло себе полномочия по организации СРП и заявляет о необходимости возобновить широкое использование СРП.
В настоящее время формально в списке СРП числятся 33 месторождения, а реально действуют только три проекта - два на Сахалине и Харьягинское. Еще четыре проекта - «Сахалин-3Ю»,
Штокмановское, Приразломное, а также Каспийский шельф, получили право такого использования. Фактически сейчас в России налоговый режим на условиях СРП может обсуждаться только в контексте проектов, реализуемых госкомпаниями (например, СРП по Приразломному месторождению, лицензия на которое принадлежит «Газпрому» и «Роснефти»). По мнению Федерального агентства по энергетике, этого недостаточно. Если государство хочет всерьез развивать новые месторождения, то оно объективно будет вынуждено вернуться к СРП.
Транспортные тарифы и особенности и условия использования инфраструктурных объектов. Результаты реализации проекта по освоению и разработке нефтегазовых месторождений в существенной степени зависят от возможности реализации добытых углеводородов на внешних рынках (учитывая существенно меньшую емкость и более низкие цены на внут-рироссийском рынке).
Доставка углеводородов возможна трубопроводным транспортом, по железной дороге и речным и морским транспортом. Наиболее целесообразна транспортировка по системе магистральных трубопроводов. Однако в России все ранее сооруженные магистральные нефтепроводы, продуктопроводы и газопроводы находятся в собственности компаний, контрольные пакеты которых находятся в руках государства (или же представители государства занимают доминирующие позиции в данных компаниях - ОАО «Газпром»). Низкие темпы строительства экспортных трубопроводов являются одним из существенных факторов, замедляющих рост добычи нефти (в связи с тем, что внутренний спрос на топливо почти не растет).
К сожалению, российское правительство в целом негативно относится к появлению частных трубопроводов. Премьер-министр М. Фрадков в апреле 2004 г. подчеркнул, что частных трубопроводов в России не будет: «Это наша инфраструктура и наши конкурентные преимущества, за этим надо следить». Ранее его предшественник М. Касьянов также заявлял о том, что все строящиеся трубопроводы останутся в собственности государства, хотя компании могут вложить в проект собственные средства, которые будут компенсированы через «механизм доступа к трубопроводам», а именно: участие инвесторов будет учтено при формировании для них тарифов. Проблема заключается в том, что тарифы на транспортировку, которые предлагают монополии с государственным участием, слабо связаны с издержками и непрозрачны. Федеральные органы в целом поддерживают эскалацию тарифов на прокачку, которую проводят государственные трубопроводные компании. В конце 2004 г. Федеральная служба по тарифам (ФСТ) повысила тарифы на транспортировку нефти по системе ОАО «АК “Транснефть”» на 11,2 %, в то время как компания просила повысить тариф на 12 %. Также государственные компании оставляют за собой право изменять тариф даже при наличии долгосрочных соглашений с нефтяными компаниями.
Французская компания «Total» оказалась в 2004 г. в весьма сложном положении в связи с тем, что Федеральная служба по тарифам решила изменить методику расчета платы за услуги монополии, отменив льготы для загруженных направлений. В 2001 г. компания договорилась с российским властями о долгосрочных тарифах на прокачку нефти с Харьягинского месторождения. Договор с ОАО «АК “Транснефть”» был заключен на 10 лет, по его условиям компания получала право прокачивать нефть по льготному тарифу (на 30 % ниже), но при этом гарантировала определенные объемы поставок. Суть изменений - «долгосрочные тарифы могут устанавливаться только на трубопроводах, где нет дефицита мощности».
Именно в силу данных причин - непредсказуемости изменения тарифов и ограничений пропускной способности экспортных трубопроводов - в России в последние годы неуклонно растет поток нефти по альтернативным маршрутам. По оценкам Центрального Диспетчерского Управления ТЭК, минуя трубопроводы ОАО «АК “Транснефть”», за рубеж в 2004 г. было отправлено свыше 50 млн тонн нефти, хотя ее транспортировка по альтернативным маршрутам как минимум вдвое дороже трубопроводной прокачки.
Законодательство о недрах
Основы законодательства о недрах заложены Конституцией РФ, а также базовым законом РФ «О недрах». Основополагающие принципы законодательства о недрах заключаются в следующем:
• недра являются государственной собственностью и предоставляются компаниям-недропользователям на определенный срок для целей изучения, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых;
• предоставление прав на пользование недрами должно осуществляться на платной основе (см. выше о системе налогообложения);
• недра находятся в совместном ведении Федерации и субъектов федерации (за исключением месторождений, расположенных на шельфе и во внутренних морях, которые находятся в федеральном ведении).
В основном закон РФ «О недрах» содержал основные принципы и подходы, направленные на формирование новой системы недропользования в условиях изменившейся экономической и политической системы и был направлен на предоставление прав на пользование недрами, а не на регулирование процессов разработки месторождений полезных ископаемых. Принятый в феврале 1992 г. Закон РФ «О недрах» и до настоящего времени является «краеугольным камнем» системы недропользования. В основу данного законодательного акта были положены такие принципы, как:
• платность пользования недрами;
• равнодоступность недр для всех хозяйствующих субъектов;
• лицензионный принцип предоставления прав на пользование недрами;
• стремление к формированию прозрачного механизма изъятия и распределения рентных доходов; вплоть до конца 2001 г. были определены не только формы взимания рентных платежей, но и пропорции их распределения между Федерацией и регионами, где ведется добыча минерального сырья;
• принцип совместного ведения государственным фондом недр Федерацией и тем субъектом РФ, на территории которого располагается соответствующая часть фонда недр.
Закон «О недрах» не только заложил основные принципы законодательства о недропользовании, но и наметил реальные пути включения минерально-сырьевых ресурсов в систему формирующихся рыночных экономических отношений. Последующие редакции данного закона в течение почти 10 лет не изменяли, а лишь дополняли и уточняли реализуемые подходы и основные положения. Однако с началом административной реформы в 2001 г. в закон «О недрах» был внесен ряд концептуальных изменений, которые непосредственно затронули интересы регионов:
• в 2001 г. были приняты поправки, которые принципиально изменили систему платежей при пользовании недрами. Вместо роялти и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы был введен налог на добычу. Существенно изменилось распределение между бюджетами налога на добычу по нефти и газу 3: его основная часть стала направляться в федеральный бюджет;
• в 2004 г. принципиально изменилось распределение полномочий в сфере регулирования отношений недропользования между федеральным и региональным уровнем 4. Полномочия федерального органа управления государственным фондом недр значительно расширились, существовавший ранее принцип «двух ключей» - совместное принятие решений федеральным и региональным уровнем по вопросам пользования и распоряжения недрами - был заменен принятием всех важнейших решений на федеральном уровне. На наш взгляд, данный принцип наиболее полно обеспечивал учет интересов не только государства в целом, но и регионов, где расположены участки недр, и недропользователей. Он был направлен на сглаживание экономических, экологических, социальных противоречий, возникающих при геологическом изучении, разведке и разработке ресурсов недр. Однако практическая реализация требовала формирования целой сис-
3 В данном материале основной акцент сделан на нефтегазовый сектор (НГС), поскольку он является ключевым как в экономике Сибири, так и России в целом. В современных условиях он обеспечивает более 80 % поступлений от налога на добычу. В перспективе в связи с реализацией проектов освоения ресурсов УВС в Восточной Сибири роль и значение НГС также значительно возрастет и в экономике Сибирского ФО. Данные проекты имеют и геополитическое значение для России в целом. В современных условиях основным нефтегазодобывающим регионом СФО является Томская область. УВС также в относительно небольших объемах добывается и в ряде других регионов СФО, включая Новосибирскую область, Красноярский край.
4 Изменения были внесены ФЗ «О внесении изменений и дополнений в Закон РФ “О недрах” от 22.08.2004 № 122—ФЗ. Данные поправки были связаны с необходимостью приведения Закона РФ «О недрах» в соответствие с ФЗ «Об общих принципах организации законодательных (представительных) и исполнительных органов государственной власти в РФ» от 04.07.2003 № 95-ФЗ.
темы процедур взаимодействия не только по вертикали - федеральных и региональных органов власти, но и по горизонтали на каждом отдельном уровне, а также и с различными группами и движениями, представляющими интересы различных групп населения сырьевых территорий. К сожалению, решить данную задачу в условиях России начала XXI в. оказалось невозможно, и это привело (и приводит) к реализации традиционного для нашей страны подхода - разделению полномочий и субординации бюрократических структур (мнимая управляемость вместо роста отдачи от использования минерально-сырьевых ресурсов для всех слоев и групп общества).
Закон «О недрах» создал в добывающих регионах условия для получения значительных бюджетных и социально-экономических выгод от реализации проектов в сфере недропользования. Например, доходы рентного характера, поступившие в бюджеты регионов от добычи углеводородного сырья, позволили существенно повысить уровень жизни населения в соответствующих субъектах Федерации. В то же время большинство сырьевых регионов вплоть до настоящего времени не вышли на среднероссийский уровень по ряду основных показателей социального развития. Например, удельная численность врачей на душу населения в таких относительно благополучных регионах, как ХМАО и ЯНАО составляет 94-95 % от среднероссийского уровня; площадь жилищ, приходящаяся на одного жителя, - около 85 % от среднего уровня по России. Следует отметить, что значительную часть рентных доходов от недропользования получали именно сибирские регионы (рис. 1). Это связано с тем, что большая часть платежей за пользование недрами (среди всех видов добываемых минеральных ресурсов) была получена от добычи УВС, основные запасы и ресурсы которых сосредоточены в Западной Сибири (ЯНАО, ХМАО, Томская область).
80% и
70%-------------------------------------------------
60%------------------- ------------ -----------
50%-------------------------------------------------
40%------------------- -------------------------
30%------------------- ------- --------
20%------------------- ----------- ------------
10%------------------- ------------ -----------
0%
2000 2001 2002 2003
Рис. 1. Структура рентных доходов (роялти + налог на добычу) от добычи УВС, поступивших в бюджеты субъектов РФ (оценки авторов основаны на данных о фактическом исполнении бюджетов субъектов РФ)
Не менее важно и то, что закон «О недрах» позволил сформировать на региональном уровне инвестиционные ресурсы, которые были направлены на реализацию в том числе и крупных инфраструктурных проектов. В качестве примера можно привести строительство мостов и дорог межрегионального и общегосударственного значения на территории ХМАО. Данные проекты можно рассматривать как первый позитивный опыт структурных реформ, о которых много говорится на федеральном уровне, но которые реализованы именно на региональном уровне.
При реализации положений Закона РФ «О недрах» в ряде регионов России, например в ХМАО, были созданы важные фрагменты системы управления ресурсами, позволявшие двигаться в направлении становления общей современной системы регулирования недропользования. При этом учитывалась региональная специфика - особенности минерально-сырьевой базы, этапы освоения ресурсов недр, место и роль недропользования в социальноэкономическом развитии конкретного субъекта РФ.
Эффективность государственного управления в сфере недропльзования и соответственно инвестционный климат в нефтегазовом секторе экономики во многом зависят от того, насколько выполнение органами исполнительной власти распорядительных и контрольных
□ Томская обл.
□ Тюмеская обл. (юг)
□ ЯНАО
□ ХМАО
функций «приближено» к процессу недропользования. Этого не всегда удается достичь при принятии решений на федеральном уровне, поскольку в этом случае объективно «удлинены» сроки формирования и реализации управленческих решений в связи с движением информационных потоков (фонд месторождений исчисляется несколькими тысячами объектов), а кадры ориентированы прежде всего на стратегическое планирование и контроль за нижестоящими территориальными органами. Поэтому действенный контроль и мониторинг процессов освоения недр и добычи минерального сырья, что особенно важно для рационального освоения недр, может эффективно реализовываться только при активном участии регионального уровня.
Одной из основных особенностей нового проекта Закона «О недрах» является ужесточение требований к недропользователям при декларации стремления к формированию более либеральной правовой системы 5. Законопроект вводит в недропрользование гражданско-правовые отношения, более детально отражает механизм предоставления участков недр в пользование. Проект закона подчеркивает, что «недра на территории РФ, включая содержащиеся в них полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются федеральной собственностью». Владение, пользование и распоряжение недрами осуществляет Российская Федерация. Данные положения закрепляют уже произошедшие изменения - отмену принципа «двух ключей», изменение пропорций распределения рентных доходов применительно к углеводородам между федеральным и региональным уровнем.
Внесенный в Государственную думу проект нового Закона «О недрах» (2005) отводит регионам пассивную роль участников процесса согласования условий недропользования (как и в какой форме, пока неясно), что ведет к усилению бюрократизации процесса принятия важнейших решений в сфере недропользования (в отличие от демократических принципов, на которых основывался закон «О недрах» 1992 г.). В то же самое время логика процесса освоения и разработки месторождений полезных ископаемых настоятельно требует делегирования части полномочий федерального центра по регулированию мелких и средних месторождений на региональный уровень.
Новый законопроект разрешает оборот прав на пользование недрами, что является необходимым рыночным инструментом. В современных условиях уже действует неофициальный механизм перераспределения лицензий через поглощение компаний, скупку акций. В мировой практике на поздних стадиях освоения месторождений, когда добыча ресурсов в первую очередь направлена на решение социальных проблем (поддержание приемлемого уровня занятости), их освоением преимущественно занимаются мелкие и средние инновационно ориентированные компании. Для таких компаний оборот прав на пользование недрами является важнейшим условием успешного формирования и развития.
Однако законопроект не затрагивает вопросы разработки сложных малорентабельных месторождений. В условиях единой унифицированной ставки налога на добычу целые регионы (со старыми истощенными запасами) могут стать убыточными, обладая при этом значительными объемами запасов минерально-сырьевых ресурсов. Законопроект не вносит предпосылок для введения гибкой системы налогообложения, которая может ускорить процесс вовлечения в хозяйственный оборот ресурсов углеводородного сырья полуострова Ямал и Восточной Сибири. Мировой опыт свидетельствует о том, что дифференцированное налогообложение позволяет продлить период разработки «зрелых» и / или трудноизвлекаемых запасов, что особенно важно для решения социальных проблем в «старых» сырьевых районах.
В целом законопроект отвечает целям централизации, концентрации властных полномочий на федеральном уровне в сфере недропользования. Это находится в явном противоречии с целесообразностью усиления тенденции к демократизации процессов принятия решений в этой важнейшей сфере экономики России. Ориентация на формирование гражданского общества, на развитие инициативы всех сторон, вовлеченных в процесс недропользования (включая население, общественные организации, субъекты Федерации), необходима не столько для повышения коммерческой и сиюминутной отдачи от использования недр, сколько для повышения социально-экономической отдачи от их освоения и использования в интересах всех слоев и групп населения (что важно и для страны в целом, и для Сибири).
5 Премьер-министр М. Фрадков 15 июня 2005 г. подписал распоряжение о внесение проекта федерального закона «О недрах» на рассмотрение в Государственную думу РФ. Правительство РФ одобрило новую редакцию 17 марта 2005 г.
Выводы
Как представляется авторам, инвестиционный климат в нефтегазовом секторе России можно охарактеризовать как неблагоприятный с точки зрения реализации капиталоемких долгосрочных проектов, связанных с проведением геолого-разведочных работ и освоением новых месторождений (особенно в новых районах, где требуются повышенные затраты на сооружение инфраструктурных объектов и велики геологические риски). Имеющийся инвестиционный климат ориентирован на ускоренную разработку ранее разведанных и подготовленных месторождений нефти и газа. Значительная рентабельность нефтегазовых проектов добычи углеводородов обеспечивается не только высоким уровнем цен на нефть и газ на внешних рынках, но также и относительно низкой стоимостью основных активов, полученных компаниями в ходе приватизации. Другим дополнительным фактором повышенной рентабельности добычи углеводородов в России является широко распространенная практика индивидуального правоприменения (особенно в случае интерпретации степени выполнения условий лицензионных соглашений, которые являются неотъемлемым элементом лицензии на право пользования недрами).
Вместе с тем исчерпание ресурсов в традиционных районах добычи нефти и газа вызывает необходимость освоения и разработки новых месторождений, расположенных в неосвоенных районах (например, шельф северных и дальневосточных морей, а также Восточная Сибирь). Это обстоятельство во все большей степени будет побуждать органы власти менять инвестиционный климат в направлении учета особенностей реализации долгосрочных и капиталоемких инвестиционных проектов (например, проекты в нефтегазовом секторе).
Изменение инвестиционного климата в данном направлении будет во все большей степени происходить на фоне изменения баланса интересов между государством и частным бизнесом в сторону укрепления и ужесточения позиции государства. Наиболее вероятной моделью осуществления крупных проектов в новых районах будет ориентация на доминирующую роль компаний с государственным участием при условии предоставления консорциумам (с ведущей ролью государственных компаний) определенных преференций при реализации подобных проектов.
