Цели, которые преследовались введением больше года назад так называемого налогового режима “60-66-90-100”, остались недостигнутыми. Вопреки ожиданиям, налоговые послабления не только не повлияли на повышение добычи нефти и кардинальную модернизацию нефтепереработки, но и обернулись многомиллиардными потерями для бюджета.
Налоговый режим “60-66-90-100” был введен в действие в октябре 2011 г. Он означал снижение экспортной пошлины на нефть с 65% до 60%, унификацию пошлин на темные и светлые нефтепродукты на уровне 66% от пошлины на нефть, введение экспортной пошлины на бензин (в том числе прямогонный) в размере 90% от пошлины на нефть, а с 1 января 2015 г. – 100% от ставки пошлины на нефть. Основных целей налоговых уточнений было две. Во-первых, снижение предельной ставки экспортной пошлины на нефть должно было несколько ослабить налоговое бремя для нефтяной отрасли. Это, как ожидалось, приведет к увеличению инвестиций в добычу, которые в том числе необходимых для применения инновационных методов добычи тяжелой нефти, доля которой в общих запасах на территории России растет все быстрее. Во-вторых, из-за дисбаланса таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты в последнее десятилетие первичная переработка стала выгоднее экспорта сырой нефти. При этом объемы переработки нефти росли при низком технологическом уровне НПЗ. Из-за избыточных объемов экспорта нефтепродуктов, прежде всего мазута и газойля, из-за разницы в пошлинах на нефть и нефтепродукты федеральный бюджет ежегодно недополучал $10-20 млрд. Поэтому унификация пошлин на темные и светлые нефтепродукты должна была стать стимулом для модернизации российских НПЗ и увеличения глубины переработки нефти. Предполагалось также, что останется не у дел огромное количество неэффективных мини-НПЗ, специализирующихся на первичной переработке нефти (так называемые «самовары»).
После более чем годового действия налоговых изменений итоги были подведены в правительстве. Они оказались неутешительными. По подсчетам Министерства финансов и Минэкономразвития, потери госбюджета за 2012 г. составили около 122 млрд. руб., что в худшую сторону отличалось от ожидаемых 60-80 млрд. руб.
Более подробно ситуацию в российской нефтяной отрасли и нефтепереработке и влияние режима “60-66-90-100” эксперты “Сколково” проанализировали в исследовании, в котором также показали, что цели, на достижение которых было направлено введение налоговой новации, достигнуты не были. И, по крайней мере, на сегодняшний день эффективность такого пути очень сомнительна.
Экономика добычных проектов, по оценкам сколковских экспертов, действительно несколько улучшилась. Однако объективно оценить реальный эффект от снижения предельной ставки экспортной пошлины на нефть с 65% до 60% за прошедший год оказалось практически невыполнимой задачей. По данным статистики ЦДУ ТЭК, в 2012 г. добыча нефти и газового конденсата выросла на 7,3 млн. т до 518,7 млн. т. Однако при существующей системе налогообложения в нефтедобыче с введением многочисленных льгот по НДПИ и экспортным пошлинам оценить эффект от введения режима “60-66” очень сложно. Во-первых, в общей статистике учитывается добыча газового конденсата, вклад которого в прирост общей добычи нефти и газового конденсата составил около 0,8 млн. т за счет роста добычи “жирного” газа. Еще около 1,4 млн. т дает лишний день добычи в високосном 2012 г. Таким образом, дополнительные 2,2 млн. т добычи жидких углеводородов вообще не связаны с изменением налоговой системы. Во-вторых, львиная доля прироста добычи в 2012 г. была обеспечена новыми месторождениями, прежде всего Восточной Сибири и Каспия. В данном случае снижение предельной ставки с 65% до 60% (дополнительно $31/т) на реализацию этих проектов также не повлияло, поскольку по ним и так уже предоставлены значительные льготы по НДПИ и экспортным пошлинам. Поэтому, по мнению экспертов “Сколково”, прирост добычи в 2012 г. некорректно объяснять введением системы “60-66-90-100”.
Что касается малой нефтепереработки, которой инициаторы налогового нововведения предрекали кризис и повсеместное закрытие мини-НПЗ по причине их нерентабельности, этого также не произошло. Вопреки ожиданиям, этот сегмент нефтепереработки сегодня переживает бум: загрузка мини-НПЗ продолжает расти из месяца в месяц, доказывая высокую доходность их работы. Это связано с тем, что, несмотря на повышение средних пошлин на нефтепродукты с 55% до 66% от пошлин на нефть, при достаточно высоких ценах на нефть (в 2012 г. средняя цена Urals – $110,5/бар) первичная переработка оставалась выгоднее экспорта нефти. Поэтому неудивительно, что увеличилась не только загрузка существующих мощностей первичной переработки, но и началось строительство новых, в том числе НПЗ простой конфигурации. Так, сегодня рассматривается строительство более 70 млн. т новых мощностей первичной переработки и, по оценкам авторов исследования, далеко не все из них экономически рентабельны в условиях налоговой системы “60-66-90-100”. То есть цель сократить первичную переработку и объемы производства темных нефтепродуктов достигнуть не удалось.
Если говорить о модернизации российских НПЗ и увеличении глубины переработки, то выравнивание пошлин на темные и светлые нефтепродукты можно считать экономическим стимулом к увеличению инвестиций в этот процесс пока условно. К режиму “60-66-90-100” сегодня добавляются четырехсторонние соглашения компаний с федеральными органами о модернизации своих заводов. Роль катализатора этого процесса играет также Технический регламент, устанавливающий сроки по переходу на реализацию моторных топлив более высокого экологического класса. Однако ждать этого, похоже, придется достаточно долго.
В 2012 г. нефтяные компании не торопились инвестировать достаточное количество средств в нефтепереработку как минимум по двум причинам. Во-первых, НК торопились воспользоваться достаточно высокими ценами на нефть, чтобы сделать акцент на экспорт нефти. Как следствие, рост инвестиций в нефтяную отрасль в 2012 г. относительно 2011 г. вырос на 14,5% до 835 млрд. руб. Во-вторых, сегодня, по оценкам специалистов “Сколково”, средний российский НПЗ из-за худшего качества продуктов проигрывает в доходности среднему европейскому НПЗ около $83/т перерабатываемой продукции. А высокие транспортные затраты по доставке нефтепродуктов до основных экспортных рынков приводят к потере части маржи переработки российскими НПЗ. В результате экспорт нефтепродуктов обходится дороже экспорта нефти в среднем на $38 (в исследовании – на $50/т). При этом инвестиции в модернизацию НПЗ оцениваются миллиардами рублей с очень долгими сроками окупаемости. Если учесть, что правительство, видя недостатки налоговой схемы “60-66-90-100”, в любой момент может начать ее перекраивать, становится понятным, почему нефтяники будут придерживать деньги и предпочитать экспорт нефти развитию переработки.
Кроме того, по мнению специалистов, возможности расширения производства на существующих заводах имеют свои границы. Достаточно сказать, что по количеству вторичных процессов Россия занимает 67 место, а нефтепереработка характеризуется низкой рентабельностью. То есть большинство российских НПЗ, особенно больших мощностей переработки, физически и морально устарели. Для оценки объемных, качественных и инвестиционных характеристик операционной деятельности предприятий во всем мире используется так называемый коэффициент сложности Нельсона. Для сравнения: для Северной Америки коэффициент Нельсона равен 10,16, Европы – 7,59, что выше среднемирового, который равен 6,42. Индекс же российских нефтеперерабатывающих предприятий в среднем по стране составляет 4,31. Поэтому некоторые нефтяные компании сегодня приходят к выводу, что для достижения требуемого уровня технологий и продукции необходимо проектирование и строительство новых НПЗ, которые не строились в России более 20 лет. А это несколько иные затраты в плане их масштабности.
Нельзя не признать, что по итогам 2012 г. некоторое движение в сфере нефтепереработки происходило: закупалось оборудование, велись строительно-монтажные и пуско-наладочные работы. Но в первую очередь это относится к процессам, направленным на удовлетворение требований Техрегламента, согласно которому в 2016 г. должен осуществиться переход на выпуск моторных топлив класса “Евро-5”. Наибольший прирост инвестиций идет на строительство новых мощностей юга России, ориентированных на экспорт: Туапсинском (+7,6 млн. т), Афипском (+6 млн. т), Новошахтинском (+4,5 млн. т), Краснодарском (+5 млн. т). Пущены первые очереди ТАНЕКО (+7 млн. т), в процессе строительства – Антипинский (+3,7 млн. т) и Яйский (+6 млн. т) НПЗ. В случае реализации программы модернизации объем первичной переработки увеличится до 294 млн. т, выход светлых нефтепродуктов вырастет с 55% до 72%, а глубина переработки – с 72% до 85%. Однако, по мнению экспертов, оправданность подобных инвестиционных решений под большим вопросом: если мощности НПЗ превосходят потребности локальных рынков, то ужесточение таможенной политики может сделать их экономику убыточной. При этом выпускаемое ими топливо должно соответствовать всем требованиям по качеству как на внутреннем рынке, так и на европейском.
Если страна выйдет на производство более 110 млн. т низкосернистого дизельного топлива, а потреблять его на внутреннем рынке значительно меньше, то может возникнуть проблема со сбытом. “Потребление в Европе сейчас особенно не растет, несмотря на то, что продолжается дизелизация и доля дизельного топлива увеличивается, добавить фактически четверть к сегодняшнему рынку в Европе России будет не так просто”, – полагает Григорий Выгон, директор энергетического центра бизнес-школы “Сколково”. Если же модернизация российских НПЗ пройдет в соответствии с планами компаний, то, как утверждается в исследовании, нефтеперерабатывающая отрасль сможет обеспечить внутренний рынок бензином и дизтопливом класса “Евро-5” к 2016-2017 гг., а в 2020 г. на внутреннем рынке может возникнуть избыток бензинов более чем на 10 млн. т.
Что касается ситуации в так называемой малой нефтепереработке (с объемами от 100 тыс. т до 1,5 млн. т/год), то бум в этом сегменте вполне объясним. С одной стороны, выгодность первичной переработки в том, что продукция такого завода может не быть высококачественной, но вполне неплохо реализовываться на локальных рынках. С другой – затраты на строительство мини-НПЗ несопоставимы с инвестициями в “большую” переработку.
Как считают некоторые специалисты, развитие российской нефтепереработки тормозится ориентированностью на экспорт сырья. Сегодня в России реализуется ряд многомиллиардных проектов, в том числе обходных, по транспортировке нефти и газа. Это полностью сырьевые потоки, которые надо будет заполнять, а в некоторых направлениях транспортные мощности уже сегодня вызывают у экспертов сомнения по возможностям их заполнения. Авторы Энергетической стратегии России также уверены, что к 2020 г. из 505 млн. т добываемой в год нефти на переработку внутри страны следует направлять лишь 230 млн. т/год, что почти на 15% меньше, чем планируется отправлять на экспорт.
По заключению экспертов “Сколково”, сегодня многочисленные недостатки системы “60-66-90-100” перевешивают ее сомнительные достоинства. Они считают, что снижения ставки экспортной пошлины на нефть с 65% до 60% недостаточно для стимулирования нефтедобычи. Кроме того, ставка 60% не закреплена законодательно, следовательно, в любой момент может быть изменена решением правительства. Принятие этой налоговой системы на неопределенный срок отложило введение налога на финансовый результат, давно лоббируемого нефтяниками.
Простая переработка продолжает получать необоснованно высокую маржу. А соотношение экспортных пошлин на бензин и дизельное топливо (90% и 66%) относительно ставок экспортных пошлин на нефть будет стимулировать производство избыточного объема дизельного топлива вместо востребованного на внутреннем рынке бензина.
Мысль о дизелизации российского рынка, которая также содержится в исследовании, не нова. По подсчетам гендиректора Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков РФ Виктора Рябова, производство дизельного топлива в ближайшее десятилетие будет приоритетным для российской переработки: если автобензинов будет производиться до 38 млн. т в 2015 г. и до 50,9 млн. т. в 2020 г., то дизельного топлива – соответственно до 77, млн. т и 101,2 млн. т. “В США в качестве моторного топлива используется автомобильный бензин, в Европе – дизельное топливо. России также надо определиться по перспективе развития автомобильного транспорта и решить, что производить – автобензины или дизельное топливо. То есть нам надо или пересматривать технологию на НПЗ, или принимать программу дизелизации автопарка страны”, – считает Виктор Рябов, надеясь, что таким образом России удастся оставаться одним из крупных игроков на европейском рынке.
Генеральный директор ОАО “ВНИПИнефть” Владимир Капустин не считает, что переориентация российской нефтепереработки на производство дизеля будет залогом ее успешного развития. Он оценивает ситуацию в российской нефтеперерабатывающей отрасли менее оптимистично. По его мнению, «золотой век» нефтепереработки закончился, средняя сегодня в мире 82%-ная загрузка перерабатывающих мощностей – совсем не так плохо. Что касается мирового рынка, то время большой маржи для переработчиков прошло: даже если она на уровне 1%, как в Европе или США, – уже хорошо. Особенно если учесть, что в последние годы рентабельность европейских НПЗ продолжает снижаться, а девять НПЗ были закрыты. “Последствием окончания «золотого века» нефтепереработки стало огромное количество перерабатывающих мощностей, которые в ближайшее время не будут пущены или останутся недозапущеными, – считает Владимир Капустин. – В этой ситуации не стоит прогнозировать рост переработки на уровне 1,5% в год, поскольку можно говорить о кризисном или предкризисном состоянии мировой нефтепереработки”. Не обольщаясь насчет развития российской переработки, он считает, что кризис, который в этой отрасли сегодня практически стоит на пороге в Европе, затронет Россию самым непосредственным образом, так как дополнительный спрос на российские нефтепродукты идет только за счет дизельного топлива, но никак не за счет российского бензина, который не пользуется спросом на мировом рынке. “Надо понимать, что как бы мы ни хотели провести дизелизацию страны, ее не будет. Спрос на дизельное топливо у нас невелик, значит, основная часть производимого дизеля будет отправляться на экспорт”, – уверен Владимир Капустин.
Несмотря на то что загрузка российских перерабатывающих мощностей сегодня составляет 92%, мазут, который Россия отправляет в Европу, идет по бросовым ценам, гораздо ниже цены сырой нефти. Рассчитывать на то, что продукция российских НПЗ будет востребована во все большей степени, не приходится. Дело в том, что за последнее десятилетие очень интенсивно развивался тренд глобальных перерабатывающих центров. Например, в Индии заработал построенный компанией Reliance Industries гигантский НПЗ мощностью 60 млн. т продукции в год, которая, вероятнее всего, предназначена для европейского рынка. Подобный завод большой мощности был построен Shell в Сингапуре, похожий центр работает в Порт-Артуре в США, сопоставимые по мощности перерабатывающие центры строятся в Китае и на Ближнем Востоке. Влияние таких заводов-гигантов огромно. Эксперты считают, что работа таких центров вскоре может изменить межрегиональную карту торговли нефтепродуктами. Это означает, что даже потенциальная доля рынка нефтепродуктов для России будет сокращаться. (kommersant/Химия Украины, СНГ, мира)