Casual
РЦБ.RU

Новые льготы — вопрос времени

Ноябрь 2009

Год 2008-й ознаменовался не только началом мирового финансового кризиса, но и проведением нового этапа государственной политики, направленной на стимулирование развития нефтяной отрасли. На фоне цены на нефть, обновляющей исторические максимумы, значимость отрасли для государства выросла. При этом добыча «черного золота» в России снизилась впервые за 9 лет. Необходимость льгот для нефтяников становилась все более очевидной, разворот на рынке нефти летом 2008 г., по-видимому, способствовал скорейшему проведению реформ. По прошествии I—III кв. 2009 г. уже можно подвести некоторые итоги, оценить перспективы нефтяной отрасли в рамках принятых изменений в налоговой системе и представить возможные дальнейшие шаги государства. Для того что бы понять суть налоговых льгот, введенных в 2008—2009 гг., и их влияние на нефтяную отрасль, необходимо рассмотреть систему налогообложения, которая существовала прежде. Налоговая система, действующая с 2002 г., обозначила собой особый этап в развитии нефтяного сектора. Вместо ранее существовавших платы за добычу, налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и акциза был введен единый налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). После проведения фискальных новаций нагрузка на компании отрасли существенно возросла. В частности, расходы ЛУКОЙЛа по налогам, связанным с добычей, значительно выросли. По итогам 2001 г. компания заплатила 560 млн долл., в 2002 г. расходы по уплате НДПИ составили 1 472 млн долл. Средняя цена на нефть в 2002 г. показала незначительный рост — примерно 2,4% относительно предыдущего года, в то же время компания сократила операционные, общехозяйственные и административные расходы. Тем не менее операционная рентабельность (с корректировкой на трейдинговую деятельность ЛУКОЙЛа) компании сократилась с 26% в 2001 г. до 21% годом позже. Описанные выше перемены объясняются сутью НДПИ: налог ежемесячно корректируется в зависимости от цены на нефть и взимается с тонны нефти в одинаковом объеме вне зависимости от условий ее добычи.

Помимо введения НДПИ, в 2002 г. был четко определен порядок расчета экспортной пошлины на нефть. Вывозная пошлина на нефть стала устанавливаться в соответствии с формулой расчета, главной переменной которой является цена на нефть. До этого времени экспортные пошлины не имели определенной схемы расчета.

Ситуация в сфере налогообложения стала меняться с 2006 г., после принятия Федерального закона № 151-ФЗ «О внесении изменений в гл. 26 Ч. 2 Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации», изменившего порядок расчета и применения НДПИ для некоторых видов запасов сырья. В частности, была установлена нулевая ставка НДПИ для нефти, полученной на новых месторождениях, и сверхвязкой нефти, а также введен понижающий коэффициент на налог на нефть, добываемую на месторождениях со степенью выработанности запасов выше 80%. Главный недостаток закона — необходимость прямого учета нефти, добываемой на выработанных месторождениях. Данная льгота далеко не всегда оправдывала потенциальные расходы, которые должна была понести нефтяная компания, для выстраивания системы учета на промыслах. По данным Комитета Госдумы по природным ресурсам, природопользованию и экологии, в 2007 г. из 230 месторождений с выработанностью более 80%, разрабатываемых ведущими компаниями, льготы были применены на 52 месторождениях, т. е. только на каждом 4-м месторождении. Соответственно, из 69 млн тонн нефти, добытых на этих месторождениях, только 20 млн тонн (29%) получено на льготных участках.

Работа по снижению налоговой нагрузки на отрасль продолжилась. Так, в 2008 г. сокращение добычи нефти в России на фоне рекордного роста цены,  очевидно, стало одним из катализаторов дальнейших реформ. Летом прошлого года был принят Федеральный закон № 158-ФЗ «О внесении изменений в гл. 21, 23, 24, 25 и 26 Ч. 2 Налогового кодекса и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации о налогах и сборах», в соответствии с которым с 1 января 2009 г. увеличен необлагаемый минимум по НДПИ с 9 до 15 долл./баррель и отменено требование по раздельному учету нефти, добываемой на выработанных участках. Кроме того, был расширен перечень месторождений, на которых может применяться нулевая ставка НДПИ. Еще одно нововведение, которое предложило Правительство РФ, — изменение порядка расчета экспортной пошлины начиная с 2008 г.

Рассмотрим подробнее изменения 2008 г. и их реальное влияние на сектор. Согласно нашим расчетам, при средней цене на Urals на уровне 60 долл./баррель и добыче нефти около 490 млн тонн российские нефтяные компании в 2009 г. сэкономят от увеличения минимального уровня цены на нефть, не облагаемой НДПИ, около 4,5—4,6 млрд долл. Следовательно, экономия отрасли от данной льготы ориентировочно составит 12% от суммы налога, рассчитанного без изменений.

Как уже упоминалось, правительство несколько изменило процедуру установления экспортной пошлины на нефть. Напомним, что с 2002 г. пошлины рассчитывались, исходя из средней цены на нефть за предыдущие 2 мес., и устанавливались также на 2 мес. Таким образом, ставка экспортной пошлины применялась с лагом. При растущей цене на нефть отраслевики получали преимущество, так как налог фактически отставал от доходов; прямо противоположная ситуация наблюдалась при снижении цены. Реалии 2008 г. потребовали от правительства «пожарных» мер в отношении нефтяников. Цена на нефть падала гораздо быстрее, чем снижались пошлины. Средняя цена барреля Urals снизилась с 130,4 долл. в июле до 111,4 долл. в августе., при этом ставка пошлины в соответствующих месяцах составила 398,1 и 495,9 долл./тонну. Далее ситуация на сырьевых рынках только ухудшалась: средняя цена барреля Urals в сентябре составила 97,8 долл./баррель, пошлина осталась на прежнем уровне — 495,9 долл./тонну. С октября расчет пошлин фактически перешел в «режим ручного управления» — правительство решило снизить пошлины, устанавливая различные периоды для расчета средней цены на нефть, исходя из которых определялся размер налога. В итоге был принят вариант расчета на основе периода мониторинга в 31—32 дня. Таким образом, удалось сократить отклонение экспортной пошлины от получаемых доходов.

Отдельно следует сказать о налоговых послаблениях в отношении перспективных регионов добычи, на которые как раз и делается основная ставка по поддержанию нефтедобычи в России. Наряду с новыми месторождениями Якутии, Иркутской области и Красноярского края (правда, с некоторыми оговорками по накопленному объему добычи и сроку разработки запасов), к которым применялся нулевой НДПИ, этот показатель также ввели для шельфовых месторождений, месторождений Ненецкого автономного округа и полуострова Ямал. По нашему мнению, данные льготы станут значимыми для сектора ближе к 2015 г., когда добыча на новых месторождениях приблизится к 65—70 млн тонн/год.

В феврале 2009 г. правительство одобрило еще одну меру, направленную на поддержание нефтяников. Было принято решение об обнулении экспортной пошлины на нефть, добываемой в Восточной Сибири. Компании, имеющие значимые запасы в регионе (Роснефть, Сургутнефтегаз, ТНК—ВР), давно добивались ратификации подобного решения, поскольку экспортная пошлина имеет высокую долю в структуре затрат добывающей компании. При долгосрочной цене на нефть в 60 долл./баррель размер экспортной пошлины для условной нефтяной компании в России составляет 25,7 долл./баррель. Для сравнения: операционные затраты (включая административные расходы) — в среднем 8 долл./баррель, расходы на транспортировку по системе Транснефти — около 4 долл./баррель. Структура затрат российской добывающей компании при цене на нефть 60 долл./баррель представлена на рис. 1.

Итак, государство обеспечило довольно серьезную поддержку нефтяникам. Согласно прогнозу правительства, который используется для составления проекта бюджета на 2010—2012гг., экономия от применения нулевой ставки НДПИ в последующие 3 года должна составить 198 млрд руб., экономия по НДПИ при добыче на истощенных месторождениях — 80 млрд руб. Наши расчеты по введению нулевой экспортной пошлины для восточносибирской нефти, указывают на то, что при льготном периоде до конца 2011 г. (мы рассматриваем этот срок как наиболее вероятный), средней цене за Urals 65 долл./баррель и экспорте 70% нефти компании сохранят порядка 180 млрд руб.

Впрочем масштабы этой помощи необходимо оценивать в привязке к масштабам затрат нефтяных компаний. Рассмотрим два наиболее крупных проекта последнего времени, которые в силу специфики условий, очевидно, олицетворяют собой будущее российской нефтяной отрасли. Данные проекты реализуются в труднодоступных регионах с суровыми климатическими условиями. Еще одним фактором, серьезно усложнившим работу компаниям, было изначальное отсутствие необходимой инфраструктуры.

Южно-Хыльчуюское месторождение, открытое в 1981 г., располагается на севере Тимано-Печорской нефтегазовой провинции в Ненецком автономном округе. Лицензия на разработку принадлежит «Нарьянмарнефтегазу» — дочерней компании ЛУКОЙЛа. Доказанные запасы нефти по международной классификации составляют 0,5 млрд баррелей. Месторождение было введено в эксплуатацию летом 2008 г. и по планам компании в 2009 г. выйдет на проектный уровень добычи 7,5 млн тонн/год. Суммарные инвестиции составили около 4,8 млрд долл. В рамках проведения работ по обустройству инфраструктуры компания построила нефтеналивной терминал на побережьи Баренцева моря, а также нефтепровод от промысла до терминала, поскольку транспортная система «Транснефти» не охватывает данный регион. Благодаря своему расположению месторождение относится к числу льготных: ЛУКОЙЛ не платит НДПИ до достижения накопленного уровня добычи в 15 млн тонн. По нашим расчетам, при средней цене на Urals 65 долл./баррель до конца года и такой же цене в 2010 г. ЛУКОЙЛ сможет сэкономить 1,2 млрд долл. по налогу, что компенсирует таким образом примерно 25% вложенных инвестиций.

Ванкорское месторождение разрабатывает Роснефть. Месторождение открыто в 1988 г., находится на севере Красноярского края. Доказанные запасы углеводородов по международной классификации оцениваются на уровне 1,5 млрд баррелей. Пик добычи, по расчетам Роснефти, составит 25,4 млн тонн в год. На момент запуска месторождения в эксплуатацию в августе 2009 г. аккумулированные инвестиции составили около 5,2 млрд долл. В рамках разработки Ванкора Роснефть построила магистральный нефтепровод Ванкор—Пурпе протяженностью 556 км., соединяющий месторождение с системой «Транснефти».

Ванкорское месторождение, согласно законодательству, подпадает под два вида льгот: первая — нулевой НДПИ до достижения накопленного уровня добычи в 25 млн тонн; вторая — нулевая ставка экспортной пошлины, срок действия которой пока не определен. Предположительно вторая льгота будет действовать до конца 2011 г. Данный комплекс льгот очень сильно поможет компании, поскольку по НДПИ экономия может превысить 2 млрд долл., по экспортной пошлине составит примерно 5,3 млрд долл. Таким образом, Роснефть сможет компенсировать не только инвестиции, понесенные для запуска проекта, но и также часть последующих капитальных затрат, необходимых для дальнейшей работы Ванкора.

Приведенные выше примеры представляют собой наиболее масштабные проекты по добыче в российской нефтяной отрасли, однако они не единственные. Так, в минувшем году Сургутнефтегаз и ТНК—ВР запустили новые месторождения в льготных районах.

Можно утверждать, что проведение политики по поддержанию отрасли способствовало запуску новых месторождений в 2008—2009 гг. Именно это позволило в свою очередь добиться роста добычи в текущем году. По итогам 2009 г. Минэкономразвития ожидает, что добыча нефти в РФ составит 490 млн тонн, т. е. на 0,4% выше, чем в 2008 г. При этом, по данным компаний, в прошлом году всего на новых проектах добыча составила около 5,2 млн тонн, а в 2009 г. с учетом 10,5 млн тонн, извлеченных на месторождениях Ванкора и Южной Хыльчуи, данный показатель приблизится к отметке 16 млн тонн. Если исключить из совокупной добычи за 2008 и 2009 гг. нефть, полученную с новых месторождений, то уровень добычи нефтяных компаний на традиционных промыслах в 2009 г. снизится до 474 млн тонн, или на 2% к 2008 г. Учитывая темп снижения на 2% в год для старых месторождений (хотя по мере ухудшения качества запасов добыча может сокращаться ускоренными темпами), а также планы компаний по вводу новых месторождений и добыче на работающих гринфилдах, можно предположить, что в ближайшие 5 лет вероятен рост добычи нефти в РФ.

Исходя из имеющихся данных, мы полагаем, что к 2014 г. возможно достижение уровня в 496 млн тонн в год. После 2015 г., на наш взгляд, наиболее логичным будет ожидать стабилизацию добычи на уровнях 430—440 млн тонн в следующие 5 лет. Рост добычи по представленному сценарию является довольно неустойчивым, поскольку его реализация напрямую зависти от успеха выполнения производственных планов по Ванкроскому месторождению. Прогноз добычи нефти без данного проекта представлен на рис. 2 красной линией.

Кроме того, нормальное развитие уже объявленных проектов, на наш взгляд, возможно при сохранении цен на нефть в районе 60—80 долл./баррель с учетом сильной волатильности на рынке сырья. В случае падения цен на нефть компании, очевидно, будут сокращать добычу. В то же время стремительное удорожание сырья, как показал опыт 2008 г., не приводит к столь же стремительному росту добычи, поскольку наблюдается ускорение инфляции нефтесервисных услуг, а также рост цен на продукцию смежных отраслей, в частности металлургии. При этом прогрессивная шкала изъятия основных налогов, НДПИ и экспортной пошлины значительно сокращает поступления дополнительных средств от роста цены на нефть. Динамика изменения экспортного нетбэка (цена на нефть — НДПИ — экспортная пошлина) представлена на рис. 3

Введение системы мер по стимулированию добычи при благоприятных условиях позволит добиться роста добычи нефти в среднесрочной перспективе. При этом только за следующий год бюджет недополучает примерно 240 млрд руб. (около 4% планируемых совокупных доходов бюджета). Значимость нефтяных доходов для государства налагает жесткие ограничение на возможность дальнейшего использования льгот для нефтедобывающей промышленности.

Необходимость дальнейшего использования льгот для нефтяного сектора представляется нам неизбежной. Основной вопрос — сроки расширения государственной программы стимулирования. В подобных условиях у российского правительства есть два возможных пути развития отрасли. Первый вариант: в ближайшее время расширить число льгот с целью отодвинуть спад добычи на более поздние годы. Увеличение объемов помощи сектора приведет к дополнительному росту бюджетных заимствований, поскольку в 2009—2011 гг. ожидается дефицит бюджета. Второй вариант заключается в том, что бы обозначить некий целевой уровень добычи, до которого она может снизиться в ближайшие 10 лет. Ориентируясь на данный уровень, правительство сможет ввести дополнительные льготы для нефтяных компаний через 2—3 года.




Содержание (развернуть содержание)
Бесполезный кризис
Россия: бег вперед или вновь на месте?!
«Ожидания по поводу ожиданий оказались хуже ожиданий», или Что лежит в основе колебаний валютных курсов
Новые льготы — вопрос времени
Дефолт и банкротство эмитента. Что делать владельцам облигаций?
Кредитные фонды: точки доходности НПФов, управляющих и банков
Особенности проведения собрания владельцев инвестиционных паев при смене управляющей компании ЗПИФа
Кто заплатит регистратору?
Пенсионная система: какие проблемы выявил кризис и как их нужно решать?
Нормативы финансовой устойчивости: очередной виток регулирования
Давайте собираться у стола…
О кнопке «Распечатать» как не единственном враге эффективного электронного документооборота для инфраструктуры РКИ
Оптимизация технологии ЭДО на финансовом рынке России
Новые услуги ЗАО НДЦ — приоритетные направления
Создание биржевых механизмов рынка газа в России и доминирующие тенденции мировых рынков
Клиринг на биржевом товарном рынке: от обслуживания спот-рынка к централизованному клирингу по срочным контрактам
Использование модели SMART на товарных рынках
Что происходит на рынке субфедеральных и муниципальных облигаций
Прогноз развития сектора российских региональных и местных администраций: «негативный»
Кредитование субъектов российской федерации в современных условиях
Основные риски кредитоспособности российских регионов: волатильность бюджетных доходов и короткий профиль погашения долга
Относительная кредитоспособность регионов РФ
Рейтинг кредитоспособности регионов по версии НРА по итогам первого полугодия 2009 года

  • Статьи в открытом доступе
  • Статьи доступны на платной основе
Актуальные темы    
 Сергей Хестанов
Девальвация — горькое лекарство
Оптимальный курс национальной валюты четко связан со структурой экономики и приоритетами денежно-кредитной политики. Для нынешней российской экономики наиболее логичным (и реалистичным) решением бюджетных проблем является девальвация рубля.
Александр Баранов
Управление рисками НПФов с учетом новых требований Банка России
В III кв. 2016 г. вступили в силу новые требования Банка России по организации системы управления рисками негосударственных пенсионных фондов.
Варвара Артюшенко
Вместе мы — сила
Закон синергии гласит: «Целое больше, нежели сумма отдельных частей».
Сергей Майоров
Применение blockchain для развития биржевых технологий и сервисов
Распространение технологий blockchain и распределенного реестра за первоначальные пределы рынка криптовалют — одна из наиболее дискутируемых тем в современной финансовой индустрии.
Все публикации →
  • Rambler's Top100