Павел Федоров: «Эффект от введения «60-66» для бюджета по сути нулевой»

БЕЗМАЗУТНОЕ ПРОИЗВОДСТВО

— Скоро будут подведены первые итоги действия системы «60-66». Как их оценивает Мин­энерго?

— Сразу скажу, что год действия — срок достаточно условный, поскольку ребалансировка налоговой нагрузки между добычей и нефтепереработкой — задача скорее стратегическая, на доброе десятилетие, а «60-66» (см. врез) является важным, но все-таки промежуточным шагом. Поэтому и итоги «60-66» можно определить в лучшем случае как предварительные и, с учетом продолжающегося эффекта для развития отрасли от ее введения, как неполные.

В чем они заключаются? Во-первых, по итогам 2012 года мы вышли на уровень добычи нефти в 518 млн т — это высокий показатель, значительно больший, чем 505—510 млн, которые до недавнего времени рассматривались как среднесрочный ориентир добычи. Более того, мы видим опережающий рост капитальных вложений в отрасль, который даст увеличение уровня добычи в перспективе следующих лет. Также есть важный и во многом даже принципиальный прорыв — по итогам 2012 года существенно, более чем на процентный пункт, замедлено падение добычи нефти в Западной Сибири, которая последние пять лет падала по 1,6% в год. Все это — дополнительные налоги, инвестиции, рабочие места. Иными словами, можно констатировать, что существенный положительный эффект для нефтедобычи есть, стимул был создан.

В части переработки эффект необходимо рассматривать в контексте заключенных четырехсторонних соглашений между нефтяными компаниями, ФАС, Росстандартом и Ростехнадзором — это ведь обязательства компаний по модернизации НПЗ, принятые ими на себя одновременно с введением «60-66». В 2012 году в строгом соответствии с соглашениями было завершено строительство и реконструкция 15 установок, а общие инвестиции в нефтепереработку превысили 190 млрд руб. В 2013 году эта цифра превысит 350 млрд руб. — стимул модернизации переработки был принят отраслью.

В части бюджетной эффективности те цифры, которые мы получили по итогам первой половины 2012 года, показывали, что эффект от введения «60-66» для бюджета, по сути, нулевой — более низкие пошлины на нефть компенсировались более высокими объемами добычи и более высокими экспортными пошлинами на нефте­продукты. В феврале у нас будет картина за весь год, но принципиально, я думаю, она не изменится.

— Но производство мазута растет, хотя цель «60-66» — сокращение объемов производства темных нефтепродуктов...

— Я бы не стал проводить прямую причинно-следственную связь между общим объемом производством мазута и реализацией системы «60-66». Нужно понимать, что планы по строительству мощностей первичной переработки были у компаний и без «60-66», когда никто еще и не догадывался об этих цифрах. Были планы по вводу в действие завода ТАНЕКО с мощностью первичной переработки 7 млн т, других заводов. Тот факт, что пуск двух заводов фактически совпал с внедрением системы по времени и производство мазута выросло, — это результат реализации отдельных инвестиционных проектов, а не системной налоговой реформы.

Вместе с тем, согласен, нам необходимо искать структурные решения по вопросу экспорта темных нефтепродуктов и, более широко, глобальной конкурентоспособности отрасли переработки. Сегодня, например, японские танкеры сливают российский мазут и везут на глубокую, «настоящую» переработку на своих НПЗ. Наша нефтеперерабатывающая отрасль остается лишь крайне условно конкуренто­способной, мы теряем 160 долл. доходов бюджета на каждой тонне такой «псевдопереработки», ничего как страна не выигрывая. В целом объем субсидии, предоставляемый ежегодно нефтеперерабатывающей отрасли в форме дисконта в уровне экспортной пошлины по нефтепродуктам относительно пошлины на нефть, достигает 500 млрд руб. Более того, неочевидно, что эта субсидия эффективна — значительная ее часть уходит на заводы, которые вообще не участвуют в четырехсторонних соглашениях, а те, которые участвуют, получают ее в случайных объемах, никак не привязанных к инвестициям в модернизацию заводов. Здесь нам необходимо определять новые подходы, искать решения.

— Когда будет отменена заградительная пошлина на бензин?

— Знаете, временная 90-процентная пошлина на бензин сделала свое дело, но я не уверен, что ее можно и нужно одномоментно убирать. В сложное время, почти два года назад, решение о ее введении заградило экспортную альтернативу и обеспечило присутствие бензина на внутреннем рынке по социально приемлемым ценам.

Однако заградительная пошлина имеет серьезные стратегические недостатки. Суть их в том, что мы не стимулируем компании к созданию мощностей вторичной переработки, которые были бы ориентированы на производство дополнительных объемов бензина. Почему это важно? Российский рынок переработки структурно профицитен по дизелю, мы являемся и будем в обозримом будущем являться крупным экспортером дизеля, намного перекрывая внутренние потребности. По бензинам в то же время спрос и предложение относительно тонко сбалансированы, и нам необходимо создавать стимулы для того, чтобы компании инвестировали в производство бензинов. С заградительной пошлиной мы выигрываем тактически, каждый день, но такое положение вещей скорее не помогает снизить долгосрочные риски обеспечения внутреннего рынка.

Вопрос 90% необходимо решать, но мы бы предложили решать его комплексно, вместе с определением понятных долгосрочных условий налогообложения всей переработки. Это назрело. Компании вкладывают сотни миллиардов рублей в модернизацию НПЗ, это проекты на многие годы вперед, но если сегодня спросить их, какой налоговый режим на перспективу 2018—2020 годов они закладывают в принятие своих решений, у большинства из них не будет ответа. Стимулировать продолжение масштабных инвестиций в переработку в отсутствие ясности по долгосрочным налоговым условиям сложно и будет становиться все сложнее. Эту ясность нам необходимо отрасли предоставить, и частью решения — с перспективой на 2014—2015 годы — как раз и может стать исключение заградительной пошлины на бензин относительно дизеля и темных нефтепродуктов.

— В этом году параметры системы «60-66» будут изменены?

— Нам предстоит обсуждение этого вопроса с правительством, но с точки зрения министерства в разработке предложений мы будем ориентироваться на, первое, законодательное закрепление в законе «О таможенном тарифе» параметров системы «60-66», второе, движение в сторону определения долгосрочных «правил игры» по налогообложению нефтепереработки, включая создание стимулов для инвестиций в переработку производства бензинов и, третье, разработку прин­ципов дальнейшей реформы налоговой системы отрасли — включая снижение планки изъятия в 60 вместе с внедрением, пока скорее на пилотной основе, налога на дополнительный доход, повышающих коэффициентов капитальных вложений, других инструментов.

ПРЕФЕреНЦИИ ДЛЯ ИЗБРАННЫХ

— Когда начнут действовать налоговые льготы на шельфе?

— Реформа шельфового законодательства распадается на две большие составляющие. Первая — это налоговые и тарифные стимулы, вторая касается изменения таможенного законодательства, принципов таможенного оформления и контроля. Ведь если компания работает на платформе за пределами 12-мильной зоны, возникает целый комплекс вопросов, связанных с таможенным оформлением работ на шельфе. Нужны ли загранпаспорта для посещения этой платформы? Нужно ли везти в таможенный пункт в ближайшем порту и оформлять прибор, который компания напрямую везет на платформу из соседней страны? Решение этих вопросов ведется вместе с ФТС. Думаю, что во втором квартале этого года мы будем выходить на проекты нормативно-правовых актов. Надеюсь, что законодательно оформленный новый налоговый режим для шельфа будет действовать уже с конца второго квартала этого года.

— В прошлом году была разработана единая методика предоставления льгот по экспортной пошлине. Когда она начнет действовать?

— До конца первого квартала нам необходимо будет перейти на новую систему. Начиная с 1 апреля 2013 года все новые месторождения должны будут работать в рамках единой методики предоставления льгот по экспортной пошлине. В результате реализации этого подхода мы отойдем от практики принятия ежемесячных постановлений о предоставлении стимулов, что очевидно неприемлемо для инвестиционных проектов, которые имеют горизонт инвестирования 10—20 лет. Для компаний, реализующих новые проекты в регионах трудной доступности, таких как Восточная Сибирь, будут определены объемы нефти, которые они смогут вывезти по пониженным ставкам. Иными словами, законодательно будет определена монетарная стоимость финансовых стимулов на всю жизнь проекта для выхода на экономически обоснованные уровни рентабельности. Объемы льготируемой нефти могут изменяться в зависимости от макроусловий, от фактических показателей реализации проекта и так далее. Но тем не менее мы определим для инвесторов объем стимулов, который можно будет капитализировать, в том числе привлекать под них финансирование.

— Сейчас льготой по экспортной пошлине пользуются 23 месторождения. Получается, что некоторые из них к 1 апреля могут потерять эту льготу, если выяснится, что эти проекты уже достигли рентабельности 16% или более.

— Это возможно, хотя скорее возможен вариант, когда для таких проектов будет дано несколько месяцев на подготовку моделей согласно новым шаблонам и требованиям. Еще раз подчеркну: новая методика — это не изменение подхода к предоставлению льгот для отдельных проектов. Ее задача — формализовать и подвести под единые стандарты предоставления этих стимулов. Мы начинаем формально считать и мониторить показатели рентабельности, в том числе и для всех льготируемых на момент проектов.

— Какие компании обращаются за льготами по экспортной пошлине и для каких месторождений просят?

— На сегодня все крупнейшие компании обратились с предложениями и со своим видением тех месторождений, которые требуют стимулов для достижения минимально необходимой рентабельности.

— Какие, например, месторождения?

— Большой список. Порядка 40—50 новых месторождений.

— Что это за проекты?

— Вы не найдете там для себя никаких сюрпризов. Это все новые инвестиционные проекты в Восточной Сибири и других регионах со слаборазвитой инфраструктурой, которые долгие годы откладывались.

— Какие месторождения могут претендовать на льготу по пошлине?

— Критерии простые. Месторождение должно находиться в регионах трудной доступности. Прежде всего речь идет о регионах Восточной Сибири, ряде северных регионов. Месторождения должны быть выработаны меньше чем на 5% от подтвержденных запасов. То есть там, по сути, не должна вестись промышленная добыча или оно должно находиться на ранней стадии добычи. Объем запасов должен быть больше, чем минимальный пороговый уровень, — в качестве первого шага мы рассматриваем 10 млн т нефти, но эта планка существует исключительно из соображений администрируемости системы. В перспективе мы думаем ее снизить до 5 млн т, но сразу же, с первого дня с сотнями заявок ответственные ведомства, наверное, не справятся.

ТЕХНОЛОГИИ В ПРИОРИТЕТЕ

— Удалось ли достигнуть единого решения по формуле НДПИ на газ вместе с Минфином? По каким параметрам формулы были разногласия?

— Да, у нас есть доработанное видение формульного определения НДПИ на газ, в ближайшее время мы направляем его в правительство. К сожалению, с учетом множественности и разнонаправленности интересов отрасли формула НДПИ в любом случае не получится простой, она будет достаточно многофакторной. Наверное, было бы проще реализовывать механизм дифференцированного налогообложения через налог на дополнительный доход для газовой отрасли, но с точки зрения администрирования отрасль к этому объективно не готова. Поэтому нашей задачей является определить формулу, которая имела бы максимальный экономический смысл для интересов всей отрасли. Минфин также подготовил свои предложения, которые включают и изменения в обложении газового конденсата путем определения единой формулы налогообложения газоконденсатной смеси. Наше предложение касается только природного газа, а по газовому конденсату в случае необходимости можно немного подрегулировать ставки, но это задача скорее второго этапа.

Это, пожалуй, единственное прин­ципиальное разногласие. В остальном мы предложили изменять НДПИ в зависимости от экономических условий добычи газа, включая затраты на добычу, эффективности нетбэка для отдельных компаний. Так, тот, кто продает газ по внутренним ценам, должен платить меньшие налоги, чем компании, которые имеют эффективность экспортных продаж. Эти принципы заложены и у нас, и в предложениях Минфина. По Восточной Сибири и Дальнему Востоку мы предложили обнуление ставок НДПИ на 25 лет — газификация как региона в целом, так и ускоренный выход на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона — приоритетная задача. Также мы согласились с предложением «Газпрома» дать отдельный стимул высокоистощенным месторождениям, экономика которых испытывает серьезные трудности. Последнее будет относиться скорее к единичным случаям, но такой механизм будет предусмотрен в наших предложениях.

— Какие задачи будут стоять перед Минэнерго в 2013 году?

— Понимая важность налоговой проблематики для работы нефтегазовой отрасли, я думаю, что она останется актуальной и в 2013-м, и в последующие годы. 2012 год оказался годом глубокой перенастройки налоговых подходов — за последний год только по нефти, по нашей оценке, мы смогли получить удвоение запасов нефти в России, пригодных для рентабельной разработки, за счет стимулов для новых проектов в Восточной Сибири, нового шельфового режима, стимулов для трудноизвлекаемых запасов нефти. Это должно иметь колоссальный эффект для инвестиций в отрасль и смежные отрасли российской экономики в ближайшие годы. Второго такого года мы не увидим, последующие изменения, думаю, будут более постепенными — ведь нам необходимо, во-первых, убедиться в эффективности уже принятых мер и обеспечить определенную стабильность налогового режима для инвесторов.

Вместе с налоговыми вопросами очевидно, что технологическое развитие отрасли станет важнейшим фокусом работы Минэнерго. Без современных технологий, без полной технологической интеграции нашей отрасли с мировой мы не сможем долгое время оставаться конкурентоспособными. Догма отрасли изменилась принципиально — вопрос теперь находится не в плоскости наличия или отсутствия природного ресурса для разработки, а наличия или отсутствия технологий для его извлечения. Иными словами, предполагается, что ресурс есть всегда. То, что происходит с североамериканским рынком — яркое тому подтверждение. Прогресс в этом направлении требует одновременной работы по нескольким направлениям — и серьезной кадровой подготовки, и определения правильного заказа российской фундаментальной науке, и создания общеотраслевых площадок для обмена лучшей практикой. В части нефтяной отрасли к тому же есть замечательный ключевой показатель эффективности, который государство может отслеживать, — проектный и фактические коэффициенты извлечения нефти. Этот показатель мы и должны двигать вверх за счет использования технологий повышения не­ф­те­отдачи.

— Задача Минэнерго в этом вопросе — создание законодательной базы?

— Думаю, что это скорее координационная работа по обеспечению качественного диалога участников отрасли. Технологии — это рынок, причем рынок с глубоко асимметричной информацией: вы не знаете, что покупаете, и не узнаете, пока не попробуете. Если технология «А» работала у «Газпрома» или поставщик «Б» сделал действительно хорошую работу для «Роснефти», об этом должны узнать другие потенциальные потребители. Иначе компании «А» и «Б» оказываются в ситуации, когда для того, чтобы продать тот же продукт, они должны много раз открывать одни и те же двери. Для этого необходима общеотраслевая система обмена опытом и формирования «заказа» для провайдеров и разработчиков технологий.

Комментарии

Вы также можете   зарегистрироваться  и/или  авторизоваться  

Имя *

Комментарий *    

Добавить комментарий