CC BY
240
УДК. 336.67
А. И. Азарова
ПРОБЛЕМЫ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
И ФИНАНСОВЫЕ
РЕЗУЛЬТАТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО
ПРЕДПРИЯТИЯ
Основные задачи, стоящие перед нефтегазовой компанией, - это обеспечение достаточного объема свободного денежного потока, адекватного рефинансирования и банковской поддержки. Решить эти задачи, скорее всего, будет непросто. Сокращение денежных потоков нефтяных компаний сравнительно менее ощутимо, чем в других отраслях. Это объясняется тем, что налоги отрасли привязываются к ценам на нефть Urals, и это обеспечивает некоторое хеджирование, если этот процесс идет вместе со снижением курса рубля и благоприятно влияет на издержки нефтяных компаний. Тем не менее компании сталкиваются в своей практике с проблемами в области налогообложения и ценообразования, что напрямую влияет на их финансовые результаты и возможности осуществлять инвестиционные программы. Вместе с тем ожидается, что объемы добычи, а значит, и прибыль в нефтяной отрасли в ближайшие 2-3 года упадут.
Ключевые слова: нефтедобыча, проблемы налогообложения и ценообразования.
Россия, крупнейший мировой производитель нефти, в 2010 году поставила рекорд для постсоветской эпохи по годовой добыче нефти-сырца. По данным отдела статистики CDU - TEK министерства энергетики, добыча нефти в России в прошлом году увеличилась на 2,2 % и достигла среднегодового уровня 10,15 млн баррелей в день
- самой высокой величины после распада Советского союза в 1991 году. В 2009 году Россия добывала 9,93 млн баррелей нефти в день, и такая ежедневная добыча возможна в течение не менее
десяти лет. В советскую эпоху уровень добычи сырой нефти в России достиг своего пика в 1987 году, составив 11,48 млн баррелей в день, по данным ВР Р1с.
Министерство экономического развития РФ повысило прогноз по добыче нефти в России в 2011 г. с учетом итогов работы нефтяной отрасли в январе - июне 2011 г. на 0,8 % - до 509 млн т. Объем добычи нефти, включая газовый конденсат, в РФ в январе - сентябре 2011 г., по данным Росстата, вырос на 0,8 % по сравнению с аналогичным периодом 2010 г. и составил 380 млн т, по данным CDU ТЕК, - на 1,23 % - до 381,45 млн т. Добыча нефти в РФ по итогам 2010 г. составила 505,2 млн т (по данным Минэнерго РФ).
Годовая добыча природного газа в прошлом году возросла на 12 %, и составила 650,3 млрд куб. м, по сравнению с 582 млрд куб. м в 2009 году, сообщает отдел статистики. России принадлежат крупнейшие в мире газовые месторождения, и она является крупнейшим поставщиком энергоносителей в страны Европы.
Поскольку уровень добычи газа в России имеет сезонные колебания и может сильно варьироваться в течение года, сравнение одних и тех же периодов разных лет информативнее, чем сравнение уровней добычи в течение двух следующих подряд друг за другом месяцев.
В 2010 году Газпром, самый крупный поставщик газа, добыл в целом 508 млрд куб. м энергоносителей, что на 10 % выше, чем в предшествующем году. Это увеличение добычи энергоносителей отражает постепенное нарастание спроса после глобального финансового кризиса.
Несмотря на позитивную информацию многие серьезные аналитики говорят об ожидаемом спаде в сегменте разведки и добычи нефти в ближайшее время (1 - Эксперт №12 2011 г., Л. Федун), причинами которого являются факторы, в значительной степени связанные с системой налогообложения, приводящей к тому, что отрасли остается менее 25 дол. США с каждого барреля нефти при цене нефти на уровне 100 дол. США за баррель. Сегодня изъятие из выручки компании Еххоп МоЫ1 составляет 32 %, другие мировые лидеры платят и того меньше - 28-30 %. У нас изъятия из выручки компаний составляют 65-70 % за счет НДПИ и таможенных пошлин.
Приросты запасов нефти за полтора последних десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяного комплекса России на перспективу: это неизбежно приведет к падению добычи нефти в стране. Консалтинговая компания Emst&Young в аналитическом отчете о перспективах развития нефтедобычи предрекает, что при текущем налоговом режиме добыча нефти в России опустится
■ Азарова А. И.
■ ■ ■ ■_______________________________________
ниже 450 млн т уже к 2015 году, а еще через 15 лет упадет до 300 млн т в год.
Спад в нефтяной отрасли приведет к снижению нефтегазовых доходов бюджета: к 2020 году показатель сократится до 13 % ВВП с 17 % ВВП в
2009 году, заявил А. Кудрин (http://www.sitebs.ru/ blogs/3422.html).
Осенью прошлого года эксперты Международного валютного фонда прогнозировали: в 2011 году стоимость российской нефти должна удерживать отметку 70 дол. за баррель, а в 2014 году ожидается в пределах 82 дол. Другие западные аналитики уверены, что цена на сырье будет расти более стремительно и достигнет к середине года 90 дол., а к 2012 году - 200 дол. за баррель, другие аналитики считают, что стоимость может упасть до 60 дол. [1]. Снижение стоимости нефти до этой величины потребует от России секвестирования бюджета.
Вторым фактором спада может стать истощение месторождений в Западной Сибири и других регионах; отсутствие стимулов для использования новых, более сложных и, значит, более дорогостоящих методов добычи трудноизвлекаемых запасов можно отнести ко второй группе факторов. Эта группа факторов требует другого налогового подхода, другой финансовой политики.
По данным Юрия Шафраника, бывшего главы Минтопэнерго, руководившего в 1990-е годы реформированием энергетических отраслей страны, поступления от наших нефтегазовых компаний составляют более 50 % бюджета РФ.
Третьим фактором являются незаконченные инвестиционные решения по разработке новых, уже разведанных месторождений в Восточной Сибири, на Каспийском и Черном морях, арктическом шельфе и Ямале. Исследования показывают, их разработка нерентабельна в связи с удаленностью от существующей инфраструктуры и сложными геологическими условиями. Текущие ставки вывозных таможенных пошлин, отсутствие льгот в виде снижения ставок экспортных пошлин усугубляют эту проблему.
Минэнерго считает приоритетом номер один не шельф и Восточную Сибирь, а Западную Сибирь, где можно получать наибольшую отдачу в ближайшее время. Среди новых проектов Минэнерго делает ставку на освоение месторождений ЯНАО, Ямала и севера Красноярского края.
Ухудшение состояния сырьевой базы на сегодняшний день является одной из важнейших проблем нефтяной отрасли. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей. Начиная с 1994 года приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу. Умень-
шаются размеры открываемых месторождений не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях. Основные приросты запасов были получены в основном за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Ускоренно растут и объемы списания запасов как неподтвердившихся.
Доля трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти, достигла 55-60 % и продолжает расти. Выработка остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и ввод в эксплуатацию новых залежей требуют все больших финансовых затрат и зачастую просто нерентабельны без использования самых современных технологий. Более 70 % запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сут составляла около 55 %, то сегодня такую же долю составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70 %.
Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество. Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда (максимальное значение было достигнуто в 1994 году - 28 % от эксплуатационного фонда, когда введение экспортных пошлин на мазут привело к затовариванию его складских емкостей на НПЗ и по цепочке к остановке действующих скважин). Небольшое уменьшение неработающего фонда с тех пор было отчасти результатом использования реабилитационных нефтяных займов Всемирного Банка (закупки оборудования для восстановления действующего фонда скважин), которые в настоящее время уже исчерпаны. Однако это уменьшение было компенсировано примерно вдвое большим ростом числа законсервированных скважин. Таким образом, фактически уменьшение неработающего фонда скважин в последние годы произошло за счет перевода скважин из бездействующего фонда в консервацию, а не за счет их ввода в эксплуатацию.
Высокий процент неработающего фонда скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов. Основные причины перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, де-
лающие их эксплуатацию в рамках действующей налоговой системы убыточной для компаний. На сегодняшний день обеспеченность рентабельными в разработке запасами (аналог доказанных извлекаемых запасов по западной классификации) в целом по России не превышает 20-25 лет, а по некоторым компаниям - 15-20 лет, что соответствует средней продолжительности разработки одного небольшого месторождения или порядка двух инвестиционных (разведка плюс освоение) циклов.
На протяжении длительного периода времени российское законодательство о налогообложении нефтяной отрасли было нацелено на обеспечение любой ценой должного уровня налоговых поступлений в бюджет. Экономическая эффективность налогообложения при этом уходила на второй план. Следствием этого стал сложившийся крайне неблагоприятный налоговый климат, препятствующий интенсивному развитию отрасли и повышению ее эффективности.
В свое время Россия была поставщиком нетто -экспортером нефтяных технологий. Сейчас для России особенное прикладное значение имеют инновации в создание сервисных подразделений, вторичных и третичных методов отдачи пласта, рост коэффициента извлечения нефти, технологии сжижения газа, производство синтетического топлива, добычу трудноизвлекаемых углеводородов, технологическую оснащенность, сегменты нефтепереработки. Но расходы на инновационную деятельность можно относить на себестоимость только если от момента научной разработки до внедрения пройдет не больше года, эти затраты не уменьшают налогооблагаемую прибыль и финансируются из чистой прибыли. Следует отметить, что в мировой нефтегазовой отрасли наблюдается технологический прорыв, в результате которого три четверти мирового шельфа становятся достижимыми, идет добыча газа не только из карбонатных, но и из пород с низкой проницаемостью (unconventional.gas), добыча сланцевого газа и нефти.
Российские компании, занимающиеся добычей нефти и газа, уплачивают следующие налоги:
- налог на прибыль по ставке 20 % (минимальная ставка может составлять 15,5 %);
- налог на добавленную стоимость (НДС) (стандартная ставка НДС - 18 %);
- налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ);
- платежи за пользование недрами;
- прочие налоги в отношении юридических лиц (включая налог на имущество и отчисления в социальные фонды);
- таможенные платежи.
Основу налоговой нагрузки на российские компании сегмента разведки и добычи составляют НДП и вывозная таможенная пошлина. Компании, осуществляющие деятельность в сегменте переработки и сбыта, не облагаются НДПИ и платежами за пользование недрами, но уплачивают акцизные сборы на нефтепродукты.
Вывозные таможенные пошлины на сырую нефть и товары, выработанные из нефти, подпадают под действие режима «60-66».
Ставка вывозной таможенной пошлины устанавливается российским правительством (в долларах США за тонну) и корректируется ежемесячно. Каждый месяц правительство определяет среднюю цену сырой нефти марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском).
Предельная ставка вывозной таможенной пошлины на сырую нефть рассчитывается в соответствии с положениями закона Российской Федерации «О таможенном тарифе» (таблица).
Специальные пониженные ставки вывозной таможенной пошлины были установлены Правительством РФ для нефти, добываемой на отдельных месторождениях в Восточной Сибири и Каспийском море. Действующая ставка вывозной таможенной пошлины на сырую нефть с 1 сентября 2011 года составляет 444,1 дол. США за тонну.
По состоянию на 1 октября 2011 года Правительство РФ установило предельную ставку вывозной таможенной пошлины для сырой нефти на уровне 60 %.
Таблица
Фактическая цена за баррель (дол. США) Пошлина за баррель (дол. США)
До 15 0 %
От 15 до 20 35 % (фактическая цена - 15)
От 20 до 25 1,75 дол. США + 45 % (фактическая цена - 20)
Свыше 25 4 дол. США + 65 % (фактическая цена - 25)
60
■ Азарова А. И.
■ ■ ■ ■______________________________________
Основная цель введения режима «60-66» заключается в том, чтобы обеспечить скорейшее повышение доходности в сегменте разведки и добычи за счет перераспределения доходов от первичной переработки нефти, уровень которых сейчас чрезмерно высок. В тоже время повышение ставки вывозной таможенной пошлины на мазут повысит доходность вторичных процессов переработки (гидрокрекинга и каталитического крекинга) и будет стимулировать нефтяные компании к инвестированию средств в модернизацию нефтеперерабатывающих заводов.
Ставки вывозных таможенных пошлин на товары, выработанные из нефти, также устанавливаются Правительством Российской Федерации в процентном отношении к ставке вывозной таможенной пошлины на сырую нефть. Правительство РФ принимает постановление, в котором указывает максимальные расчетные коэффициенты в отношении каждой отдельной категории товаров, выработанных из нефти.
С 1 октября 2011 года вступили в силу следующие максимальные расчетные коэффициенты (согласно Постановлению № 716):
- дизельное топливо и авиакеросин - 66 %;
- мазут - 66 %;
- масла смазочные - 66 %;
- бензин - 90 %.
- налог на добычу полезных ископаемых НДПИ (не подпадает под действие режима «6066»).
С 2002 года были приняты, как предполагалось, временные меры по изменению порядка налогообложения нефтедобычи. Введен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и таможенные пошлины на нефть, что позволило обеспечить необходимые поступления в бюджет и снять проблему трансфертного ценообразования. С 2012 года решением Правительства РФ базовая ставка для НДПИ в отношении нефти повышается. Отменяются нулевые ставки вывозных пошлин на восточносибирскую нефть. Предполагается сокращение периода действия льготных ставок по отдельным месторождениям. Предусматривается ежегодная индексация ставок акцизов на нефтепродукты.
Объектом обложения НДПИ являются добытые полезные ископаемые, в частности природный газ, газовый конденсат и сырая нефть. Порядок расчета и уплаты налога одинаков для полезных ископаемых, добытых на участках недр, расположенных как на территории, так и на континентальном шельфе Российской Федерации. НДПИ учитывается при определении налоговой базы для цели налога на прибыль организаций. Федеральный закон «О внесении изменений в статьи 342 и
361 части второй Налогового кодекса Российской Федерации» увеличивает ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть и природный газ. В нефтяной отрасли предполагается увеличить базовую ставку НДПИ на 6,5 % с 1 января 2012 года (с 419 руб. до 446 руб.) и на 5,4 % с 1 января 2013 года (до 479 руб). Текущее значение ставки НДПИ по нефти было зафиксировано на 1 января 2007 года и составляет 419 рублей за тонну. Оно не пересматривалось вот уже четыре года, хотя инфляция за этот период превысила 45 %. Поэтому фактически мы имеем дело с «индексацией» налога. По оценкам Минфина, повышение НДПИ в 2012-2013 гг. принесет федеральной казне около 230 млрд рублей дополнительных доходов. Итоговые выплаты по НДПИ зависят также от динамики мировых цен на нефть и степени выработанности конкретного участка недр, однако в данном случае речь идет об общем для всех плательщиков увеличении.
НДПИ на природный газ возрастет гораздо больше - на 61 % с 2011 года, а в 2012 году его ждет дополнительная индексация на 6 %, в 2013-м -еще на 5,6 %. Однако и текущая ставка НДПИ на газ в размере 147 рублей за 1000 куб. м оставалась неизменной с 2006 года. За это время инфляция в стране составила 60 %. Поэтому фактически речь о возвращении реальной величины ставки НДПИ на газ на тот уровень, который был зафиксирован в 2006 году. За три предстоящих года повышение НДПИ на газ должно принести бюджету около 180 млрд рублей дополнительных доходов.
Расчет НДПИ: ставка НДПИ для сырой нефти, установленная в размере 419 рублей за тонну добытой нефти (с 1 января 2012 года по 31 декабря 2012 года - 446 рублей за тонну, с 1 января 2013 года - 470 рублей за тонну) умножается на коэффициент Кц, характеризующий динамику мировых цен на нефть, и коэффициент Кв, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (т. е. 419 рублей х Кц х Кв).
Коэффициент Кц определяется налогоплательщиком самостоятельно по следующей формуле: Кц = (Ц - 15) х Р/261, где Ц - средний за налоговый период уровень цен сорта нефти «Юралс» в дол. США за баррель;
Р - среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации.
В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр находится в интервале от 0,8 до 1,0 включительно, то коэффициент Кв определяется по следующей формуле:
Кв = 3,8 - 3,5 х N/4 где N - сумма накопленной добычи нефти на кон-
кретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;
V - начальные извлекаемые запасы нефти.
При степени выработанности запасов конкретного участка более 1,0 значение коэффициента Кв определяется на уровне 0,3.
Во всех остальных случаях коэффициент Кв равен 1.
С учетом вышесказанного ставка НДПИ рассчитывается по следующей формуле:
419 рублей х Кц х Кв.
Налоговая ставка 0 рублей в отношении количества добытой на конкретном участке недр нефти применяется в течение определенного количества лет до достижения установленного накопленного объема добычи на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, севернее Северного полярного круга, полностью или частично в Азовском, Охотском, Черном и Каспийском морях, на территории Ненецкого автономного округа и полуострове Ямал в ЯмалоНенецком автономном округе.
Для применения нулевой ставки НДПИ нефтяные компании, осуществляющие добычу на указанных участках недр, должны удовлетворять определенным критериям в отношении лицензии на право пользования недрами, сроков разработки участков, степени выработанности и др.
С 1 января 2012 года ставка НДПИ рассчитывается по следующей формуле:
446 рублей х Кц х Кв х Кз, где Кз - коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр, рассчитанный в соответствии с порядком, предусмотренным законодательством.
Один из главных недостатков системы налогообложения нефтяного комплекса заключается в неоптимальности распределения налогового бремени по технологической цепочке. Основные платежи приходятся на добывающие (акциз на нефть, плата за недропользование и отчисление на воспроизводство МСБ) и нефтеперерабатывающие (налог на ГСМ и акцизы на нефтепродукты) компании. В результате вся тяжесть налогового бремени ложится на наиболее технологичные и требующие крупных инвестиционных затрат участки производственной цепочки. В технологической цепи наблюдается множество посредников, часто зарегистрированных в безналоговых зонах, и розничные продавцы нефтепродуктов.
Другим важным недостатком является чрезмерно большая доля налогов с оборота. Так, не-
фтедобывающее предприятие, работающее по максимальной ставке платы за недропользование, должно перечислять государству до 30 % своего оборота (в данном случае - стоимости добытого сырья). Такой подход не учитывает российскую специфику, проявляющуюся в большой доле труд-ноизвлекаемых запасов. В целом существующая налоговая система не является гибкой, поскольку ориентирована на налогообложение высокодебит-ных месторождений и не учитывает объективного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин и роста обводненности. Этот недостаток особенно заметен, когда цены на нефть в периоды экономических кризисов падают, и производство становится убыточным.
Нынешняя налоговая система не только затрудняет эксплуатацию имеющихся, в значительной степени выработанных, месторождений, но и фактически препятствует разработке новых перспективных запасов. На сегодня для ввода в строй новых крупных месторождений требуются огромные инвестиции, возможные только при участии иностранного капитала. Для привлечения западных инвесторов был введен закон о СРП, характерный для стран с неразвитой, закрытой экономикой. До недавнего времени закон действовал неэффективно, компании, действующие в рамках СРП, получали преимущество перед остальными производителями. Параллельное существование двух налоговых режимов мешает развитию конкуренции. Но закон, во-первых, предполагает заключение долгосрочного гражданского договора между властями и компаниями, его соблюдение предполагает независимость бизнеса от властей, работающую правовую систему, конкурентную политическую систему, во-вторых, он предельно прозрачен. «В России необходимо внести изменения в законодательство об освоении месторождений углеводородов. Частные компании должны наравне с государственными участвовать в освоении шельфа, вкладывать деньги в геологоразведку. По существующему законодательству это просто невыгодно. Если компания открывает месторождение, она должна передать его в государственный фонд. При этом не существует механизма компенсации затрат», считает президент ЛУКОЙЛа
В. Алекперов (angi.ru; 20.08.2011 г.).
У российских нефтяных компаний есть положительный опыт работы по соглашению о разделе продукции в других странах. В России закон об СРП был просто не проработан, но к нему нужно вернуться после проведения глубокой экспертизы.
По оценке многих экспертов, предполагаемый рост налоговой нагрузки в 2011 году может оказать негативное влияние на предпринимательскую деятельность и привести к снижению уровня жиз-
■ Азарова А. И.
■ ■ ■ ■______________________________________
ни. Особые опасения вызывает возможный рост цен в связи с увеличением налогов.
Правительство Российской Федерации считает, что нефтяная промышленность страны в перспективе на десятилетия может сохранить достигнутый объем добычи нефти (в 2010 г. - 505 млн т) при условии освоения новых ресурсов, более эффективной разработки старых месторождений, изменения налогового режима. Нефтедобывающая отрасль, являясь центральным звеном в налогообложении нефтяной промышленности, предопределяет формирование и уровень цен на весь спектр готовой продукции комплекса. Задача стабилизации цен на нефть и нефтепродукты при сохранении и даже росте налоговых поступлений в бюджет страны является первостепенной. Однако есть основания предположить, что введённые расчеты по формуле НДПИ и шкала возросших пошлин приведут к другому результату: изменению экономической сущности ресурсных платежей, усилению фискальной составляющей и, соответственно, уменьшению стимулирующей роли налогов. Это снизит эффективность работы нефтяной отрасли, выведет за черту рентабельной работы ряд месторождений и примерно пятую часть эксплуатационного фонда скважин в целом по стране, сузит налогооблагаемую базу. Предполагается, что дальнейшее снижение налоговой нагрузки следует провести за счет НДПИ в отношении нефти. Целесообразно это сделать при введении частично его замещающего налога на дополнительный доход (НДД), при этом соответствующее уменьшение поступлений НДПИ в федеральный бюджет будет частично компенсировано другими платежами в бюджет, поскольку в результате увеличения доходов, остающихся в отрасли, возрастут поступления социальных взносов в государственные внебюджетные фонды, от налога на прибыль и НДФЛ - в бюджеты территорий, где размещаются добывающие и нефтеперерабатывающие предприятия. Вместе с тем из-за снижения доли НДПИ в обязательных платежах несколько снизится зависимость финансовых результатов в нефтедобыче от конъюнктуры мировых цен на нефть.
Другой важной мерой, снижающей налоговую нагрузку уже на всех экономических агентов, действующих при общем режиме налогообложения, и стимулирующей инвестиционную активность, является восстановление льготы на реинвестируемую прибыль.
Действующий режим налогообложения нефтедобычи принуждает нефтяные компании вести избирательную разработку месторождений, ограничивать возможности использования действующего фонда скважин. Они не применяют относи-
тельно дорогие технологии повышения нефтеотдачи пластов, поскольку прямые эксплуатационные затраты по ряду месторождений и скважин, остающиеся в распоряжении нефтяных компаний до налогообложения, приводят к снижению рентабельности.
Развитию отрасли препятствует отсутствие института ценообразования нефти на внутреннем рынке. Для наиболее полной выработки залежей технологически крайне необходимо использовать весь фонд добывающих скважин, чего и добиваются другие нефтедобывающие страны, сдвигая налогообложение на финансовые результаты деятельности НК, делая рентабельной работу скважин с высокими затратами.
Вовлечение в полномасштабный оборот всего действующего фонда скважин, трудноизвлекае-мых запасов, мелких месторождений, месторождений на начальных и конечных этапах их разработки, а также месторождений Восточной Сибири, арктического шельфа и других новых регионов приведёт к существенному росту налогооблагаемой базы нефтедобычи, что обеспечит сближение интересов всех сторон: государства, производителя и потребителя. Концептуально важно, чтобы основные поступления в бюджет страны формировались за счет специального налога от добычи нефти (СНДН) или своеобразного НДД (или налога на сверхприбыль), распространяемого на все действующие, а не только на новые месторождения. Это должно происходить от результатов финансовой деятельности предприятий, а не за счет выручки до налогообложения. Введение в практику (за счет изменения действующей структуры налогов) специальных налогов ( НДД на сверхдоходы или сверхприбыль, или на доходы) при добыче нефти за счет конечных результатов финансовой деятельности нефтяных компаний даст возможность, используя предложенный механизм налогообложения добычи нефти, естественным образом регулировать их, как это осуществляется в других странах.
Все это позволит обеспечить эффективную работу действующего фонда скважин, рациональную разработку всех месторождений (включая и мелкие), текущих и перспективных запасов нефти с высоким уровнем эксплуатационных затрат, основанных на дифференциальном подходе по качеству запасов. Таким образом, можно обеспечить рентабельную работу подавляющего фонда скважин, каждая из которых может приносить соответствующую прибыль.
Министерство финансов считает, что отмена пошлины на экспорт и переход на НДД - процедура достаточно сложная и может занять длительное время, на данном этапе министерства и ведомства
совместно с нефтяными компаниями в 2011 году разрабатывают пакет предложений по внесению изменений в налоговое законодательство РФ по обеспечению баланса интересов бюджета и отрасли. Предполагается, что вопросы изменения налогов должны получить рассмотрение в Государственной думе, а в конце 2011 г. приняты соответствующие законы, предполагается ввести новую систему налогообложения нефтянки сначала на шельфе, разработка которого пока еще только начинается. Подробнее: http://www.rosbalt.ru/ business/2011/10/20/903394.html.
Решения об индексации и дифференциации ставок акцизов, а также о поэтапном выравнивании вывозных пошлин на нефтепродукты являются вполне обоснованными. Соответственно (в рамках позиции о целесообразности снижения налоговой нагрузки на нефтяную отрасль), возникает вопрос о том, какие именно налоги следует снизить. Исходя из приоритета сохранения единства налоговой системы в отношении основных налоговых платежей, «кандидатами» на снижение остаются НДПИ и вывозные пошлины на нефть, а именно, снижение предельной ставки вывозной пошлины на нефть с 65 до 60 %.
Развитию нефтяной отрасли мешает отсутствие института ценообразования на внутреннем рынке. Вопросы ценообразования и закрепления «справочной» цены на нефть (на основе котировок Юралс), порядок ее определения и применения обсуждаются достаточно долго и вызывают большое количество дискуссий, споров и противоречий. Обсуждается, что должно стать основой для налогообложения: внутренние цены сырой нефти, реальные и справочные, устанавливаемые исходя из мировых цен (формульные подходы) без пошлин и коммерческих расходов, либо так называемые цены, относящиеся к административным методам управления. К настоящему времени в Минэнерго обсуждают 6 различных вариантов формул расчета цен на нефтепродукты на внутреннем рынке, основанных на одном из видов экспортного паритета (net-back):
1. Чистый net-back каждого НПЗ (ФАС России);
2. Net-back с допустимым отклонением +/- 5 % (вариант Минэкономразвития России);
3. Премиальный net-back от самого эффективного в части экспорта Киришского НПЗ (ФАС России);
4. Возможный net-back от маркерного НПЗ (Уфимская группа НПЗ) с дифференциалом, равным +/- 1500-2000 тыс. рублей (ФАС России);
5. Если net-back больше, чем для Московского НПЗ, - обычный net-back, если меньше - netback для Московского НПЗ. Для неподключенных
к системе магистральных нефтепроводов (СМН)
- сумма net-back от ближайшего НПЗ, подключенного к СМН и стоимости транспортировки нефтепродуктов от него до расчетного НПЗ. Допускается отклонение +/- 20 % от расчетной цены (Минэнерго России);
6. Приведенная мировая цена с дифференциалом в +/- 20 % (вариант нефтяных компаний).
(Сравнительный анализ методик индексного ценообразования российского рынка нефтепродуктов vinenergo.gov.ru).
Федеральная антимонопольная служба (ФАС) опубликовала свои законопроекты «О рыночном ценообразовании на нефть и нефтепродукты» и «Об обороте нефти и нефтепродуктов», они направлены на согласование в Минэкономразвития и Минэнерго. Первый проект устанавливает формулы расчета цен при крупнооптовой (с НПЗ) торговле нефтепродуктами вне биржи. ФАС предлагает определять цены на 95-й бензин, авиакеросин, летнее дизтопливо и топочный мазут, исходя из того, что поставки на внутренний и внешний рынки должны приносить одинаковый доход. Для этого из цены на одном из мировых рынков будут вычитаться расходы на транспортировку, экспортная пошлина, прибавляются НДС и акцизы. Получившаяся величина может быть изменена не более чем на 3 %, но не произвольно - этот коэффициент устанавливает правительство. Другой порядок формирования цены предусмотрен для зимнего дизтоплива, аналоги которого на мировых рынках не торгуются. Цену на него предложено считать, умножая стоимость летнего дизеля (по описанной выше формуле) на определяемый правительством коэффициент, размер которого не ограничен. Именно зимнее дизтопливо дорожало быстрее других нефтепродуктов в конце прошлого - начале этого года: по расчетам «Кортеса», за
2010 г. бензин подорожал в рознице на 6-9 % в зависимости от сорта, что сравнимо с инфляцией, а дизтопливо - на 23 %. Инфляция на бензоколонках закончилась третьей волной антимонопольных дел против нефтяников, которые еще расследуются, и поручениями премьера Владимира Путина снизить цены.
Биржевые цены согласно проекту не могут быть признаны монопольно высокими, все крупнооптовые торговцы нефтепродуктами обязаны продавать на бирже не менее 15 % их выпуска. Ранее такое условие ФАС включала в мировые соглашения с «большой четверкой» нефтяников по делам о злоупотреблении коллективным доминированием на оптовом рынке нефтепродуктов в 2008-2009 гг.
Второй законопроект ограничивает региональную долю одной компании на розничном
64
■ Азарова А. И.
■ ■ ■ ■_______________________________________
рынке нефтепродуктов 25 %. После достижения этого уровня компании запрещается приобретать или арендовать заправки, а также покупать земельные участки под них. В случае нарушения запрета сделка признается ничтожной, а с иском в суд может обратиться не только ФАС, но и «любое заинтересованное лицо», например конкурент. Компания, контролирующая более 25 % емкости хранилищ моторного топлива в регионе (за исключением хранилищ Росрезерва и Минобороны), обязана предоставить конкурентам недискриминационный доступ к своим мощностям, в проект ФАС включила и идею разделения юридических лиц, занимающихся оптовой и розничной торговлей. Мера предусмотрена программой развития конкуренции, одобренной правительством еще в 2009 г.
Обсуждения «формулы ФАС» для оптовой цены нефтепродуктов на внутреннем рынке, по мнению аналитиков, вызывает много нареканий: формула цены препятствует росту конкуренции, может привести к снижению качества нефтепродуктов на внутреннем рынке и частичному дефициту, это потребует квотирования обязательных поставок нефтепродуктов на внутренний рынок, она не обеспечивает контроль завышения цен в рознице. В случае перехода от рыночных к административным методам управления необходимо будет введение также формулы предельной розничной цены на нефтепродукты. Более «справедливым» административным методом является введение предельной рентабельности с учетом инвестиционных затрат (плюс квотирование), что позволит избежать привязки к мировым ценам.
С 2013 года, а также в случае снижения мировых цен на нефть и нефтепродукты «формула ФАС» приведет к превышению внутренних цен на нефтепродукты над мировыми из-за высоких ставок акцизов. Поэтому «формула ФАС» может рассматриваться только как временная мера и не может быть долгосрочной. Тем не менее, несмотря на все недостатки введения «формулы цены», это все-таки лучше, чем совсем ничего. Минэнерго в 2011 году попыталось провести сравнительный анализ методик индексного ценообразования российского рынка нефтепродуктов, но внятных итогов не получили.
Альтернативой формуле цены являются рыночные методы регулирования на основе изменения налогового законодательства и расширения конкуренции на внутреннем рынке.
Освоение нефтяных и газовых месторождений - процесс сложный и капиталоемкий, если запасы месторождения составят 10 млн тонн, новые скважины, которые сейчас вводятся, имеют максимальный дебит 13 тонн в сутки. Это значит,
чтобы освоить месторождение, нужно пробурить сотни скважин. Каждая скважина стоит минимум миллион долларов. Такие инвестиции требуются сегодня нефтяной отрасли. Такие инвестиции могут позволить себе те компании, у которых есть длинные деньги, которые могут предоставить кредиты на 7-10 лет. Реализация проектов достаточно длительна по времени: если брать среднее месторождение, то от начала его освоения до реального выхода проходит минимум 3-5 лет.
В прошлом году в сектор разведки и добычи нефтегазового комплекса в мире было вложено примерно 450 млрд долларов, это около 60 долларов на одну тонну нефтяного эквивалента, у лучших мировых компаний Exxon Mobil, Shell, Chevron, BP этот показатель в два раза выше.
В 2010 году общие инвестиции в развитие нефтяной промышленности РФ в целом составили примерно 20 млрд долларов. Для сравнения, одна только компания Shell за тот же период затратила 27 млрд инвестиций. Отсюда и отдача, и объемы добычи.
Что мешает росту инвестиций? Главным образом то, что у нас нет четко прописанных правил игры, благоприятного инвестиционного климата, в интересах инвестора и производителя. Целый ряд документов, который был принят, несомненно, дал некоторый приток инвестиций в отрасль. Сегодня нет препятствий для вывоза капитала, заработанного у нас в стране, капитала вывозится даже больше, чем заработано, но вот согласование по отводу земли может длиться и год, и полтора. Налоговое законодательство - это отдельная проблема. Оно неэффективно и препятствует нормальному развитию нефтегазового комплекса. Сегодня налог на добычу полезных ископаемых привязан к мировой цене на нефть, на мировые цены, а горно-геологические и географические условия при этом не учитывают уровень налога на добычу полезных ископаемых. Вот пример: есть два месторождения - одно, где дебет скважин 100 тонн в сутки, а второе - 10 тонн. Так, чтобы выйти на уровень 100 тонн в первом случае нужно пробурить 10 скважин, и затраты будут в 10 раз больше, другой вариант: одно месторождение находится в 5 километрах от магистральной трубы, потребуется как минимум 5 млн долларов на трубопровод, а если расстояние 250 или 400 км? У месторождений разные пласты. В одном случае проницаемость 500-300 милли-Дарси, это очень хорошо, а в другом случае 2-10 милли-Дарси - это очень сложное месторождение. Для его освоения нужно с самого начала внедрять новые технологии, которые требуют очень больших затрат.
Компаниям, которые работают в сложных условиях, нужны преференции в области налого-
обложения, какие-то преференции есть, это касается ряда месторождений Восточной Сибири, но они действовали временно, и в мае этого года их отменили, преференции у «Лукойла» на Каспии -на определенный период. Учитывая все эти факторы, инвестору надежнее пойти в Канаду или Норвегию.
Законодательство должно быть гибким, нужно думать, как законодательно строить отношения с инвестором, чтобы при этом не страдали интересы нашего государства и не ущемлялись интересы отечественных компаний, например, при поставке щебня, труб, кабеля, части оборудования и т.д.
В случае СРП (соглашения о разделе продукции) инвестор сейчас не заинтересован в удешевлении проекта. Это происходит потому, что в соответствии с соглашением об СРП сторона, которая представляет условия, обязана компенсировать все расходы, а уже потом делиться прибылью.
Четкие законы при долгосрочных программах - основа инвестиционной политики. Важно, чтобы основные поступления в бюджет страны формировались за счет специального налога от добычи нефти или налога на сверхприбыль, распространяемого на все действующие, а не только новые месторождения. Это должно происходить от результатов финансовой деятельности предприятий, а не за счет выручки до налогообложения. Для обеспечения оптимального баланса интересов государства и недропользователей наряду с выработкой оптимальной структуры налогообложения для новых месторождений и ценообразования необходимы решение об оптимизации налоговой нагрузки на действующие месторождения и учет возможности изменения пошлин на нефтепродукты в привязке к срокам модернизации НПЗ в соответствии с Техрегламентом.
Выводы
Во многом цели, которые ставят перед собой нефтедобывающие компании и правительство, не являются взаимоисключающими. Очевидно, что вполне возможно увеличить эффективность нефтяного комплекса при одновременном повышении поступлений в бюджеты всех уровней и обеспечении внутреннего спроса. Для решения данной задачи предлагаются следующие меры.
Существующая в России налоговая система делает нерентабельными большинство проектов по разведке и добыче небольших и средних месторождений. В качестве приоритетных мер стимулирования развития отрасли система налогообложения должна: стимулировать деятельность компаний, осуществляющих разведку и доразведку запасов углеводородов, особенно в районах со слаборазвитой инфраструктурой, по малодебетным и
труднодоступным месторождениям; обеспечивать дифференцированный подход к налогообложению деятельности на новых и старых месторождениях с учетом объема запасов, структуры их залегания и удаленности от существующей инфраструктуры; мотивировать компании к процессам переработки; исключить протекционизм, заключающийся в предоставлении налоговых льгот для отдельных компаний.
Уровень тарифов естественных монополий, платежи по которым можно приравнять к отчислениям в пользу государства (косвенным налогам), гораздо серьезнее влияет на финансовые результаты национальных компаний. При этом иностранные игроки считают их неизбежной платой за присутствие на рынке. Однако представители как национальных, так и международных компаний обеспокоены постоянным ростом тарифов.
Стабильность законодательства и предсказуемость налогового режима, равно как и уровень налоговой нагрузки, - наиболее важные факторы, оказывающие влияние на стимулирование инвестиций. Это объясняется тем, что участие в крупных проектах с многомиллиардными инвестициями подразумевает необходимость расчета доходности на длительный срок. Руководителям международных компаний сложно объяснить своим акционерам, почему после принятия инвестиционного решения доходность проекта может значительно снизиться. Национальные компании научились выстраивать бизнес с учетом постоянно меняющихся условий, однако у этой гибкости есть известные пределы.
Важно, чтобы основные поступления в бюджет страны формировались за счет специального налога от добычи нефти или налога на сверхприбыль, распространяемого на все действующие, а не только новые месторождения. Это должно происходить от результатов финансовой деятельности предприятий, а не за счет выручки до налогообложения.
Для обеспечения оптимального баланса интересов государства и недропользователей наряду с выработкой оптимальной структуры налогообложения для новых месторождений необходимы решение об оптимизации налоговой нагрузки на действующие месторождения и учет возможности изменения пошлин на нефтепродукты в привязке к срокам модернизации НПЗ в соответствии с Техрегламентом.
В целях повышения конкуренции на внутреннем рынке, снижения цен и повышения качества нефтепродуктов необходимо отменить акцизы на нефтепродукты и «плавающую» экспортную пошлину, снизить НДПИ и ставки вывозной таможенной пошлины на нефть и нефтепродукты до
Азарова А. И.
■ ■ ■__________
величины, равной сумме ввозной таможенной пошлины и действующей ставки НДС, восстановить льготы на реинвестируемую прибыль. Среди мер по стимулированию инвестиций в отрасль необходимо выделить следующие: обеспечение равного доступа недропользователей к стратегическим запасам; упрощение процедуры получения лицензий; исключение протекционизма в вопросах получения лицензий; увеличение сроков проведения геологоразведочных работ; прозрачность процедур доступа к трубопроводной системе; либерализацию экспорта природного газа.
В вопросах оптимизации налогообложения и ценообразования: перенос основного налогового бремени с высокотехнологичных звеньев производственной цепочки на сбытовые предприятия, вмененный налог на АЗС; уменьшение доли налогов с оборота; возвращение части налогов на ВМСБ компаниям для реального восполнения запасов нефти; оптимизация процесса взимания экспортных пошлин, учет быстро меняющейся конъюнктуры нефтяного рынка; введение ускоренной амортизации инвестиций, направленных непосредственно в производство; списание до 80 % капитальных вложений на себестоимость на ранней стадии разработки месторождений, в частности, в случае финансирования капитальных вложений из чистой прибыли.
Стимулирование внутреннего рынка нефти требует: более эффективной организации нефтяной биржи с обязательной продажей через нее
всей нефти и нефтепродуктов, поступающих на внутренний рынок; создание вторичного рынка лицензий на разведку и разработку месторождений, учета лицензий в статье материальных активов баланса компаний.
Для повышения управляемости нефтяным комплексом необходимы увеличение прозрачности публичных нефтяных компаний; ужесточение требований к срокам и качеству публикуемой отчетности; активное использование антимонопольного законодательства для увеличения конкуренции в отрасли, расчленение ВИНК в случае преднамеренного использования своего положения.
Литература
1. www.sitebs.ru/blogs/3422.html.
2. «Standard & Poor s Oil And Gas Pricing Assumptions: Short Term Lowered Again, But Long
- Term Factors Still Supportive», 21 января 2009 г.; RatingsDirect.
3. angi.ru; 20.08.2011 г.
4. www.rosbalt.ru/business/2011/10/20/ 903394.html.
5. www.ifi.ru. Анализ отраслевых рынков,
11.11.2011 г.
6. www.minenergo.gov.ru.
7. www.ey.hu.
8. www.standardandpoors.com.
9. Пресс-релизы за 2011 год; Ernst&Young -Россия.
