|
|
Пишет iv_g (![[info]](http://lj.rossia.org/img/userinfo.gif){kind=small} iv_g)@ 2013-04-15 09:00:00 |
 |
|
 |
|
|
|
|
|
|
 |
|
 |
rbcdaily: Налогобложение российской нефтянки
05.03.2013
Эксперимент «60-66» в нефтянке обошелся в 122 млрд рублей
Налоговый режим «60-66», действующий более года и призванный стимулировать модернизацию отечественных нефтеперерабатывающих заводов, пока не оправдывает себя. Как стало известно РБК daily, Минфин и Минэкономразвития оценили потери бюджета от его действия в 122 млрд руб., при том что увеличения глубины переработки нефти не произошло. Систему пересматривать не будут, так как инвестиционный цикл, на который рассчитывалась «60-66», составляет пять лет.
Система «60-66» начала действовать с 1 октября 2011 года. Ее целью было стимулировать добычу нефти и увеличивать глубину ее переработки на российских НПЗ. Для этого была снижена экспортная пошлина на нефть с 65 до 60% и унифицированы пошлины на темные и светлые нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть. Позже в налоговый режим «влилась» заградительная пошлина на бензин в размере 90% от пошлины на нефть. С 1 января 2015 года пошлина на темные виды топлива будет увеличена до пошлины на сырую нефть.
Минфин, Минэкономразвития, ФАС, Федеральная таможенная служба и Ростехнадзор подвели итоги действия системы в 2012 году, рассказал источник РБК daily, знакомый с ситуацией. Результаты неутешительные: из-за действия режима «60-66» выпадающие доходы федерального бюджета в 2012 году составили 122 млрд руб., подсчитали в Минфине.
Объем первичной переработки вырос на 4,9%, до 270 млн т (план предусматривал снижение на 20—25 млн т, до 230 млн т), а производство мазута выросло на 1,6% (до 74,3 млн т). Благодаря высоким ценам на нефть (111 долл. за баррель в 2012 году, тогда как параметры «60-66» рассчитывались из цены на нефть в 95 долл.) нефтяникам было выгодно экспортировать темные нефтепродукты, что они и делали. Только экспорт мазута вырос на 5,3%. Всего доля темного топлива в нефтяном экспорте увеличилась с 22 до 23,3%, светлого уменьшилась с 11,3 до 10,7%. Между тем система «60-66» была рассчитана на то, чтобы привести к прямо противоположным результатам.
Одновременно затягивается и модернизация заводов. В 2011 году между владельцами НПЗ, с одной стороны, и ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом — с другой, были подписаны соглашения. В документах содержатся детальные планы по модернизации НПЗ и производству моторных видов топлива в период с 2011 по 2020 год. Но компании не успевают уложиться в сроки. Среди нарушителей — «Сургутнефтегаз», «ТАИФ», «Новойл», «Газпром нефть» и ЛУКОЙЛ. В итоге ряд проектов по введению установок по глубокой переработке нефти был перенесен на период после 2015 года.
Источник РБК daily говорит, что многие ВИНК просили перенести сроки модернизации. Нефтяные компании выполняют программы модернизации с учетом тех корректировок, которые были внесены в соглашения, сказал РБК daily замглавы ФАС Анатолий Голомолзин. Детали он уточнять не стал.
Четырехстороннее соглашение с «Роснефтью» было скорректировано в июле 2012 года, после чего компания планы ввода установок не меняла, говорят в «Роснефти». В «Газпром нефти» отмечают, что 90% проектов будет реализовано к 2016 году, в 2018 году компания планирует полностью выполнить взятые обязательства.
Самый значимый плюс режима «60-66» — увеличение инвестиций в сектор up-stream. Объем капвложений в добычу в 2012 году составил 836,9 млрд руб., что на 107,8 млрд (или на 14,8%) выше уровня 2011 года. В результате произошла стабилизация производства нефти в традиционных регионах (Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, Калининградская область) за счет роста объемов эксплуатационного бурения.
Предварительные итоги действия системы «60-66» скоро будут подведены на заседании правительства. Пересматривать параметры налогового режима в ближайшее время не планируется, уверяет собеседник РБК daily. С учетом длительности инвестиционного цикла в нефтяной отрасли (3—5 лет) окончательные выводы будут сделаны уже ближе к этому сроку.
К тому времени правительство может значительно поднять пошлину на мазут, чтобы сделать экспорт нефти более предпочтительным, не исключает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. Возможность изменения параметров режима будет обсуждаться, но серьезных изменений не произойдет, полагают источники РБК daily. Анатолий Голомолзин сказал, что сейчас вопрос о повышении пошлины не стоит.
Получить дополнительные комментарии в Минфине, Минэкономразвития и Минэнерго не удалось.
19.03.2013
Чтобы стимулировать добычу, нужно повысить налог
В условиях снижения добычи нефти в традиционных регионах государство хочет, чтобы нефтяные компании больше вкладывали в освоение месторождений, и готово предоставлять налоговые льготы для некоторых проектов. Альтернативный вариант, который есть у бизнеса, — увеличить ставку НДПИ, но вычтя из расчета налога расходы на геологоразведку. Поддерживают эту идею и в госхолдинге «Росгеология», предлагая направлять заработанные таким образом средства еще и на разведку нераспределенных участков.
В настоящее время Минприроды рассматривает возможность введения налоговых вычетов на геологоразведку: из налога на добычу полезных ископаемых вычитать сумму инвестиций, сделанных компаниями в разведку месторождений. Представители нефтяного бизнеса поддержали идею и предложили свой вариант. Основатель «Геотек Холдинга» Николай Левицкий в ходе заседания генсовета «Деловой России» с участием министра Сергея Донского предложил увеличить размер НДПИ на 300 руб. на тонну, но при этом засчитывать 500 руб. на геологоразведку.
Это позволит разведочным компаниям на каждый рубль, вложенный нефтяной компанией, дополнительно получить 2 руб. софинансирования за счет государства. В итоге объем инвестиций в геологоразведочные работы (ГРР) увеличится на 150 млрд руб.
Идею частично поддерживают и в «Росгеологии», о чем сообщил и.о. гендиректора ведомства Андрей Третьяков во время бизнес-конференции РБК «Нефть и газ России: проблемы и перспективы-2013».
Он уточнил РБК daily в кулуарах конференции, что на разведку лицензированных участков должна направляться только часть этой суммы. «Предлагаю часть из этой суммы отправить на изучение новых территорий из нераспределенного фонда недр, создать при министерстве (Минприроды. — РБК daily) или правительстве фонд геологоразведочных работ», — сказал Андрей Третьяков, отметив, что таким образом государство получит дополнительное финансирование на ведение геологоразведочных работ.
Недропользователи не хотят вкладывать в ГРР, так как государство выставляет на аукционы участки с низкой геологической изученностью и в условиях отсутствия инфраструктуры эти проекты становятся непривлекательными, отмечается в презентации «Росгеологии» к конференции. Кроме того, высокая монополизация сырьевого рынка не дает новым участникам поучаствовать в открытии запасов. В связи с этим встает вопрос о финансировании государством ГРР начальных стадий разработки.
До 2020 года на воспроизводство минерально-сырьевой базы и геологического изучения недр (госпрограмма была одобрена правительством в феврале) будет выделено 3 трлн руб., из которых бюджетных средств — около 360 млрд руб., оставшиеся 2,7 трлн руб. — частные инвестиции. В «Росгеологии» предлагают развивать государственно-частное партнерство, при котором помимо финансового стимулирования власти берут на себя развитие инфраструктуры в привлекательных для недропользователей районах.
Эксперты прогнозируют нефтедобывающей отрасли тяжелые годы. Последние крупные месторождения на суше государство продало в 2010-м (им. Требса и им. Титова) и 2012 году (Имилорское, Лодочное, им. Шпильмана). До вовлечения в разработку шельфа — а на это может уйти пять-десять лет — необходимо уделять больше внимания добыче на суше. При этом степень изученности, например, Восточной Сибири — 20—23%, Тимано-Печорской провинции — менее 60%. Недофинансирование ГРР за последние три года составило 450 млрд руб.
«Мы продолжаем жить за счет сырьевых ресурсов и постепенно вступаем в фазу снижения добычи в традиционных месторождениях и перехода на разработку новых, труднодоступных — в конце концов, впереди тяжелая работа на шельфе», — говорит старший аналитик ИФК «Солид» Артур Ахметов. По его мнению, введение налоговых вычетов на геологоразведку в конечном счете скажется на ускорении введения новых месторождений в фазу промышленной добычи. Это косвенно ускорит создание новых рабочих мест с высокой производительностью, что позитивно скажется и на нефтяных компаниях, на бюджете и имидже России.
При существующей налоговой нагрузке компаниям невыгодно вкладывать средства в геологоразведку: очень высоки риски, считает президент НО «Союзнефтегазсервис» Игорь Мельников. Предлагаемые вычеты, а также другие меры, например увеличение финансирования ГРР со стороны государства, будут стимулами к увеличению инвестиций и работ на месторождениях.
В России довольно долго качали только легкую нефть с крупных месторождений, не заботясь о дальнейшей судьбе скважин, и часто переходили от одной к другой, говорит управляющий директор компании «Трейд-Портал» Павел Филиппенков. В то же время в стране достаточное количество мелких и средних месторождений, работа над которыми станет более выгодной в связи с вычетами из НДПИ.
Предстоящая большая работа на шельфе — еще один повод стимулировать геологоразведку, так как без дополнительного пряника нефтяные компании неохотно идут в этот сектор, отмечает он. Эксперты уверены, что такой инструмент, как вычет расходов из НДПИ, во-первых, будет налагать на нефтяников ответственность использовать средства по целевому назначению, во-вторых, это стимул к увеличению объемов геологоразведочных работ.
27.03.2013
Система «60-66-90» ждет переработки
На сегодняшний день существует множество стратегических документов, законов, подзаконных актов, в которые необходимо вносить изменения для обеспечения долгосрочного развития нефтегазовой отрасли. Устарела Энергетическая стратегия России 2009 года, в которой предполагается рост всех производственных показателей без какой-либо экономической базы. Нереалистичные параметры обозначены в газовой генсхеме — например, по объему добычи газа на шельфе и его экспорту. Еще до ее утверждения начались отклонения от заданных параметров.
Нефтяная генсхема, которая была направлена только на обоснование необходимости изменения налогового режима, не дала ответ на стратегически важные вопросы: например, какой объем производства и переработки углеводородного сырья оптимален для России с учетом потребления и экспорта, какие налоговые поступления со всех природных богатств должны поступать в российский бюджет.
Система «60-66-90», действующая уже около полутора лет, полностью отражает факт отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли. Результаты режима ясны: увеличивается объем первичной переработки, а бюджет теряет около 20 млрд долл. в год. Что касается инвестиций в переработку, то посыл государства сомнителен. С одной стороны, повышенная пошлина на мазут стимулирует инвестиции в процессы углубления переработки (это плюс), а с другой — ожидания долгосрочно высокой маржи переработки (за счет субсидий) побуждают инвестировать в строительство НПЗ. Увеличение объемов и глубины переработки в соответствии с принудительными программами модернизации приведет к переизбытку низкосернистого дизельного топлива, который трудно будет сбыть на внешних рынках. Сохранение же более высоких пошлин на бензин не стимулирует его производство, и многие компании отказываются от планов по строительству установок каталитического крекинга. В результате проблема его дефицита в сезон пикового спроса решена не будет, и на внутреннем рынке сохранятся премии к экспортному паритету.
Инвестирование — это процесс долгосрочный, установки каталитического и гидрокрекинга строятся не меньше пяти лет, и, чтобы принять сегодня соответствующее решение, компании должны себе четко представлять хотя бы направления налоговой и таможенно-тарифной политики. Есть решение пока систему «60-66» не менять, но для компаний сохранится неопределенность с долгосрочной доходностью переработки и последствия этого скоро будут видны.
При выполнении уже реализуемых проектов модернизации рынок бензина в стране будет к 2020 году сбалансирован, а при выполнении всех заявленных планов будет даже профицит бензина. Но только при сохранении субсидий. При ужесточении таможенного режима в переработке инвестиции не окупятся, операционная деятельность ряда НПЗ будет убыточной, что может привести к сокращению объемов переработки и риску дефицита на внутреннем рынке. Такая модернизация не нужна.
Налоговый кодекс в части природных ресурсов у нас постоянно и бессистемно меняется. Реализуются проекты, носящие адресный характер: налоговые льготы получают либо отдельные компании, либо месторождения. Процесс стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов зашел в тупик. Реализация системного подхода по предоставлению адресных льгот по экспортным пошлинам также забуксовала. Ни одно значимое для отрасли решение за последний год принято не было.
Государство должно определить приоритетные направления развития добычи. Сейчас активно обсуждается шельф, но это отдаленная перспектива. Шельф к 2030 году даст менее 50 млн т добычи из уже известных проектов, возможные новые открытия будут вовлечены в разработку за пределами этого горизонта.
Существует целый ряд объектов, которые можно развивать. По ним могут быть приоритеты с учетом стоимости, сроков ввода в эксплуатацию и эффекта влияния на уровень добычи и налоговых поступлений. Определившись с этими приоритетами, государство сможет адекватно прогнозировать, какие будут профили добычи и кто и сколько с этого получит.
Одновременно необходимо иметь адекватные прогнозы потребления нефтепродуктов в России — сколько бензина, дизельного топлива будет потребляться к 2020-му, к 2030 году. На структуру потребления моторных топлив помимо роста экономики и автопарка напрямую влияет государственная политика, прежде всего через дифференциацию акцизов на нефтепродукты и таможенные пошлины на импортируемые автомобили. Государство здесь должно занимать проактивную позицию, чтобы формировать топливный баланс на долгосрочную перспективу. Необходимо определить, хотим ли мы идти по пути дизелизации, как в Европе, имея в виду, что дизельное топливо у нас — избыточный продукт, или постоянно балансировать на грани бензинового дефицита. Только после этого можно разработать качественно новую таможенно-тарифную систему взамен «60-66-90-100».
Если переработка требует государственной субсидии, то перерабатывать нефти больше, чем требуется для покрытия потребности страны в моторном топливе, не надо. Соответственно, не нужно строить дополнительных мощностей по первичной переработке. Эта структура должны быть оптимальна с точки зрения внутреннего спроса, возможностей экспорта и доходов бюджета.
После вступления России в ВТО сближение пошлин на нефть и нефтепродукты возможно только через снижение пошлин на нефть и компенсацию выпадающих доходов бюджета повышением НДПИ. Учитывая многочисленные действующие льготы по НДПИ и экспортным пошлинам, можно констатировать: система «60-66-90-100» стала громоздкой, неуправляемой и требует пересмотра. Надо проанализировать эффективность существующих льгот для компаний, понять, как эти льготы повлияют на добычу в долгосрочной перспективе, какие будут бюджетные поступления от нефтянки через 10—15 лет, и принять наконец системное решение по реформированию налогообложения отрасли.
Еще одна сторона pek oil - выпадение доходов бюджета вследствие неясности целей стимулирования нефтяных компаний
05.03.2013
Эксперимент «60-66» в нефтянке обошелся в 122 млрд рублей
Налоговый режим «60-66», действующий более года и призванный стимулировать модернизацию отечественных нефтеперерабатывающих заводов, пока не оправдывает себя. Как стало известно РБК daily, Минфин и Минэкономразвития оценили потери бюджета от его действия в 122 млрд руб., при том что увеличения глубины переработки нефти не произошло. Систему пересматривать не будут, так как инвестиционный цикл, на который рассчитывалась «60-66», составляет пять лет.
Система «60-66» начала действовать с 1 октября 2011 года. Ее целью было стимулировать добычу нефти и увеличивать глубину ее переработки на российских НПЗ. Для этого была снижена экспортная пошлина на нефть с 65 до 60% и унифицированы пошлины на темные и светлые нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть. Позже в налоговый режим «влилась» заградительная пошлина на бензин в размере 90% от пошлины на нефть. С 1 января 2015 года пошлина на темные виды топлива будет увеличена до пошлины на сырую нефть.
Минфин, Минэкономразвития, ФАС, Федеральная таможенная служба и Ростехнадзор подвели итоги действия системы в 2012 году, рассказал источник РБК daily, знакомый с ситуацией. Результаты неутешительные: из-за действия режима «60-66» выпадающие доходы федерального бюджета в 2012 году составили 122 млрд руб., подсчитали в Минфине.
Объем первичной переработки вырос на 4,9%, до 270 млн т (план предусматривал снижение на 20—25 млн т, до 230 млн т), а производство мазута выросло на 1,6% (до 74,3 млн т). Благодаря высоким ценам на нефть (111 долл. за баррель в 2012 году, тогда как параметры «60-66» рассчитывались из цены на нефть в 95 долл.) нефтяникам было выгодно экспортировать темные нефтепродукты, что они и делали. Только экспорт мазута вырос на 5,3%. Всего доля темного топлива в нефтяном экспорте увеличилась с 22 до 23,3%, светлого уменьшилась с 11,3 до 10,7%. Между тем система «60-66» была рассчитана на то, чтобы привести к прямо противоположным результатам.
Одновременно затягивается и модернизация заводов. В 2011 году между владельцами НПЗ, с одной стороны, и ФАС, Ростехнадзором, Росстандартом — с другой, были подписаны соглашения. В документах содержатся детальные планы по модернизации НПЗ и производству моторных видов топлива в период с 2011 по 2020 год. Но компании не успевают уложиться в сроки. Среди нарушителей — «Сургутнефтегаз», «ТАИФ», «Новойл», «Газпром нефть» и ЛУКОЙЛ. В итоге ряд проектов по введению установок по глубокой переработке нефти был перенесен на период после 2015 года.
Источник РБК daily говорит, что многие ВИНК просили перенести сроки модернизации. Нефтяные компании выполняют программы модернизации с учетом тех корректировок, которые были внесены в соглашения, сказал РБК daily замглавы ФАС Анатолий Голомолзин. Детали он уточнять не стал.
Четырехстороннее соглашение с «Роснефтью» было скорректировано в июле 2012 года, после чего компания планы ввода установок не меняла, говорят в «Роснефти». В «Газпром нефти» отмечают, что 90% проектов будет реализовано к 2016 году, в 2018 году компания планирует полностью выполнить взятые обязательства.
Самый значимый плюс режима «60-66» — увеличение инвестиций в сектор up-stream. Объем капвложений в добычу в 2012 году составил 836,9 млрд руб., что на 107,8 млрд (или на 14,8%) выше уровня 2011 года. В результате произошла стабилизация производства нефти в традиционных регионах (Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, Калининградская область) за счет роста объемов эксплуатационного бурения.
Предварительные итоги действия системы «60-66» скоро будут подведены на заседании правительства. Пересматривать параметры налогового режима в ближайшее время не планируется, уверяет собеседник РБК daily. С учетом длительности инвестиционного цикла в нефтяной отрасли (3—5 лет) окончательные выводы будут сделаны уже ближе к этому сроку.
К тому времени правительство может значительно поднять пошлину на мазут, чтобы сделать экспорт нефти более предпочтительным, не исключает аналитик «Уралсиб Кэпитал» Алексей Кокин. Возможность изменения параметров режима будет обсуждаться, но серьезных изменений не произойдет, полагают источники РБК daily. Анатолий Голомолзин сказал, что сейчас вопрос о повышении пошлины не стоит.
Получить дополнительные комментарии в Минфине, Минэкономразвития и Минэнерго не удалось.
19.03.2013
Чтобы стимулировать добычу, нужно повысить налог
В условиях снижения добычи нефти в традиционных регионах государство хочет, чтобы нефтяные компании больше вкладывали в освоение месторождений, и готово предоставлять налоговые льготы для некоторых проектов. Альтернативный вариант, который есть у бизнеса, — увеличить ставку НДПИ, но вычтя из расчета налога расходы на геологоразведку. Поддерживают эту идею и в госхолдинге «Росгеология», предлагая направлять заработанные таким образом средства еще и на разведку нераспределенных участков.
В настоящее время Минприроды рассматривает возможность введения налоговых вычетов на геологоразведку: из налога на добычу полезных ископаемых вычитать сумму инвестиций, сделанных компаниями в разведку месторождений. Представители нефтяного бизнеса поддержали идею и предложили свой вариант. Основатель «Геотек Холдинга» Николай Левицкий в ходе заседания генсовета «Деловой России» с участием министра Сергея Донского предложил увеличить размер НДПИ на 300 руб. на тонну, но при этом засчитывать 500 руб. на геологоразведку.
Это позволит разведочным компаниям на каждый рубль, вложенный нефтяной компанией, дополнительно получить 2 руб. софинансирования за счет государства. В итоге объем инвестиций в геологоразведочные работы (ГРР) увеличится на 150 млрд руб.
Идею частично поддерживают и в «Росгеологии», о чем сообщил и.о. гендиректора ведомства Андрей Третьяков во время бизнес-конференции РБК «Нефть и газ России: проблемы и перспективы-2013».
Он уточнил РБК daily в кулуарах конференции, что на разведку лицензированных участков должна направляться только часть этой суммы. «Предлагаю часть из этой суммы отправить на изучение новых территорий из нераспределенного фонда недр, создать при министерстве (Минприроды. — РБК daily) или правительстве фонд геологоразведочных работ», — сказал Андрей Третьяков, отметив, что таким образом государство получит дополнительное финансирование на ведение геологоразведочных работ.
Недропользователи не хотят вкладывать в ГРР, так как государство выставляет на аукционы участки с низкой геологической изученностью и в условиях отсутствия инфраструктуры эти проекты становятся непривлекательными, отмечается в презентации «Росгеологии» к конференции. Кроме того, высокая монополизация сырьевого рынка не дает новым участникам поучаствовать в открытии запасов. В связи с этим встает вопрос о финансировании государством ГРР начальных стадий разработки.
До 2020 года на воспроизводство минерально-сырьевой базы и геологического изучения недр (госпрограмма была одобрена правительством в феврале) будет выделено 3 трлн руб., из которых бюджетных средств — около 360 млрд руб., оставшиеся 2,7 трлн руб. — частные инвестиции. В «Росгеологии» предлагают развивать государственно-частное партнерство, при котором помимо финансового стимулирования власти берут на себя развитие инфраструктуры в привлекательных для недропользователей районах.
Эксперты прогнозируют нефтедобывающей отрасли тяжелые годы. Последние крупные месторождения на суше государство продало в 2010-м (им. Требса и им. Титова) и 2012 году (Имилорское, Лодочное, им. Шпильмана). До вовлечения в разработку шельфа — а на это может уйти пять-десять лет — необходимо уделять больше внимания добыче на суше. При этом степень изученности, например, Восточной Сибири — 20—23%, Тимано-Печорской провинции — менее 60%. Недофинансирование ГРР за последние три года составило 450 млрд руб.
«Мы продолжаем жить за счет сырьевых ресурсов и постепенно вступаем в фазу снижения добычи в традиционных месторождениях и перехода на разработку новых, труднодоступных — в конце концов, впереди тяжелая работа на шельфе», — говорит старший аналитик ИФК «Солид» Артур Ахметов. По его мнению, введение налоговых вычетов на геологоразведку в конечном счете скажется на ускорении введения новых месторождений в фазу промышленной добычи. Это косвенно ускорит создание новых рабочих мест с высокой производительностью, что позитивно скажется и на нефтяных компаниях, на бюджете и имидже России.
При существующей налоговой нагрузке компаниям невыгодно вкладывать средства в геологоразведку: очень высоки риски, считает президент НО «Союзнефтегазсервис» Игорь Мельников. Предлагаемые вычеты, а также другие меры, например увеличение финансирования ГРР со стороны государства, будут стимулами к увеличению инвестиций и работ на месторождениях.
В России довольно долго качали только легкую нефть с крупных месторождений, не заботясь о дальнейшей судьбе скважин, и часто переходили от одной к другой, говорит управляющий директор компании «Трейд-Портал» Павел Филиппенков. В то же время в стране достаточное количество мелких и средних месторождений, работа над которыми станет более выгодной в связи с вычетами из НДПИ.
Предстоящая большая работа на шельфе — еще один повод стимулировать геологоразведку, так как без дополнительного пряника нефтяные компании неохотно идут в этот сектор, отмечает он. Эксперты уверены, что такой инструмент, как вычет расходов из НДПИ, во-первых, будет налагать на нефтяников ответственность использовать средства по целевому назначению, во-вторых, это стимул к увеличению объемов геологоразведочных работ.
27.03.2013
Система «60-66-90» ждет переработки
На сегодняшний день существует множество стратегических документов, законов, подзаконных актов, в которые необходимо вносить изменения для обеспечения долгосрочного развития нефтегазовой отрасли. Устарела Энергетическая стратегия России 2009 года, в которой предполагается рост всех производственных показателей без какой-либо экономической базы. Нереалистичные параметры обозначены в газовой генсхеме — например, по объему добычи газа на шельфе и его экспорту. Еще до ее утверждения начались отклонения от заданных параметров.
Нефтяная генсхема, которая была направлена только на обоснование необходимости изменения налогового режима, не дала ответ на стратегически важные вопросы: например, какой объем производства и переработки углеводородного сырья оптимален для России с учетом потребления и экспорта, какие налоговые поступления со всех природных богатств должны поступать в российский бюджет.
Система «60-66-90», действующая уже около полутора лет, полностью отражает факт отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли. Результаты режима ясны: увеличивается объем первичной переработки, а бюджет теряет около 20 млрд долл. в год. Что касается инвестиций в переработку, то посыл государства сомнителен. С одной стороны, повышенная пошлина на мазут стимулирует инвестиции в процессы углубления переработки (это плюс), а с другой — ожидания долгосрочно высокой маржи переработки (за счет субсидий) побуждают инвестировать в строительство НПЗ. Увеличение объемов и глубины переработки в соответствии с принудительными программами модернизации приведет к переизбытку низкосернистого дизельного топлива, который трудно будет сбыть на внешних рынках. Сохранение же более высоких пошлин на бензин не стимулирует его производство, и многие компании отказываются от планов по строительству установок каталитического крекинга. В результате проблема его дефицита в сезон пикового спроса решена не будет, и на внутреннем рынке сохранятся премии к экспортному паритету.
Инвестирование — это процесс долгосрочный, установки каталитического и гидрокрекинга строятся не меньше пяти лет, и, чтобы принять сегодня соответствующее решение, компании должны себе четко представлять хотя бы направления налоговой и таможенно-тарифной политики. Есть решение пока систему «60-66» не менять, но для компаний сохранится неопределенность с долгосрочной доходностью переработки и последствия этого скоро будут видны.
При выполнении уже реализуемых проектов модернизации рынок бензина в стране будет к 2020 году сбалансирован, а при выполнении всех заявленных планов будет даже профицит бензина. Но только при сохранении субсидий. При ужесточении таможенного режима в переработке инвестиции не окупятся, операционная деятельность ряда НПЗ будет убыточной, что может привести к сокращению объемов переработки и риску дефицита на внутреннем рынке. Такая модернизация не нужна.
Налоговый кодекс в части природных ресурсов у нас постоянно и бессистемно меняется. Реализуются проекты, носящие адресный характер: налоговые льготы получают либо отдельные компании, либо месторождения. Процесс стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов зашел в тупик. Реализация системного подхода по предоставлению адресных льгот по экспортным пошлинам также забуксовала. Ни одно значимое для отрасли решение за последний год принято не было.
Государство должно определить приоритетные направления развития добычи. Сейчас активно обсуждается шельф, но это отдаленная перспектива. Шельф к 2030 году даст менее 50 млн т добычи из уже известных проектов, возможные новые открытия будут вовлечены в разработку за пределами этого горизонта.
Существует целый ряд объектов, которые можно развивать. По ним могут быть приоритеты с учетом стоимости, сроков ввода в эксплуатацию и эффекта влияния на уровень добычи и налоговых поступлений. Определившись с этими приоритетами, государство сможет адекватно прогнозировать, какие будут профили добычи и кто и сколько с этого получит.
Одновременно необходимо иметь адекватные прогнозы потребления нефтепродуктов в России — сколько бензина, дизельного топлива будет потребляться к 2020-му, к 2030 году. На структуру потребления моторных топлив помимо роста экономики и автопарка напрямую влияет государственная политика, прежде всего через дифференциацию акцизов на нефтепродукты и таможенные пошлины на импортируемые автомобили. Государство здесь должно занимать проактивную позицию, чтобы формировать топливный баланс на долгосрочную перспективу. Необходимо определить, хотим ли мы идти по пути дизелизации, как в Европе, имея в виду, что дизельное топливо у нас — избыточный продукт, или постоянно балансировать на грани бензинового дефицита. Только после этого можно разработать качественно новую таможенно-тарифную систему взамен «60-66-90-100».
Если переработка требует государственной субсидии, то перерабатывать нефти больше, чем требуется для покрытия потребности страны в моторном топливе, не надо. Соответственно, не нужно строить дополнительных мощностей по первичной переработке. Эта структура должны быть оптимальна с точки зрения внутреннего спроса, возможностей экспорта и доходов бюджета.
После вступления России в ВТО сближение пошлин на нефть и нефтепродукты возможно только через снижение пошлин на нефть и компенсацию выпадающих доходов бюджета повышением НДПИ. Учитывая многочисленные действующие льготы по НДПИ и экспортным пошлинам, можно констатировать: система «60-66-90-100» стала громоздкой, неуправляемой и требует пересмотра. Надо проанализировать эффективность существующих льгот для компаний, понять, как эти льготы повлияют на добычу в долгосрочной перспективе, какие будут бюджетные поступления от нефтянки через 10—15 лет, и принять наконец системное решение по реформированию налогообложения отрасли.
Еще одна сторона pek oil - выпадение доходов бюджета вследствие неясности целей стимулирования нефтяных компаний
Добавить комментарий:
