“ЛУКойл” предлагает стимулировать производство нефтехимического сырья, льготируя ставку НДПИ на природный газ, направляемый на переработку.
Переработка газа в России развита крайне слабо на фоне лидирующих позиций по валовой добыче ископаемого. Этот тезис иллюстрируют следующие цифры: по данным “Альянс-Аналитики”, на начало 2013 г. в России действовали 29 газоперерабатывающих предприятий (включая заводы по переработке ПНГ и стабилизации конденсата, а также мини-ГПЗ). Доля перерабатываемого газа к добытому составляла 15%.
В то же время в США функционировали 969 газоперерабатывающих предприятий, мощности которых двукратно превосходили объем добычи. В Канаде 71% добываемого газа перерабатывался на 605 ГПЗ. В среднем по миру обеспеченность добычи газа мощностями по переработке составляла 46%. Даже развивающиеся страны, такие как Алжир (58%) и Иран (66%), обходят Россию по уровню газопереработки. Из этих 29 предприятий 22 перерабатывают попутный газ нефтяных месторождений, 3 занимаются стабилизацией конденсата и только 4 завода перерабатывают природный газ. Это 3 предприятия “Газпрома” (Астраханский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ и Оренбургский газоперерабатывающий кластер) и Якутский ГПЗ, который не является предприятием полного цикла, а представляет собой относительно мощную УКПГ. Слабость переработки природного газа создает большие проблемы развитию нефтехимии, главным образом из-за фактической недоступности этана. Однако и помимо него в газотранспортную систему безвозвратно утекает без выделения до 15 млн. т легкого углеводородного сырья (ШФЛУ) ежегодно (оценка “ЛУКойла”). Это эквивалентно порядка 5 млн. т этилена – больше, чем сегодня производится в России.
Одна из главных причи, препятствующих созданию газоперерабатывающих производств, заключается в сложившейся системе налогообложения в газовой отрасли. По оценке “ЛУКойла”, при жирности газа менее 130 г/куб. м (имеется в виду потенциал извлечения углеводородов С3+, а не конденсатосодержание) переработка газа экономически неэффективна. В эту категорию попадают “сухие” природные газы, на которые приходится основная часть газодобычи сегодня и около половины всех доказанных запасов “голубого топлива”. При этом основную негативную роль в непривлекательности переработки сухого газа играет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), доля которого в цене газа на скважине год от года растет, что с одной стороны снижает инвестиционный потенциал недропользователя, с другой – увеличивает альтернативную стоимость газа для переработки, ухудшая экономику таких проектов.
Не так давно “ЛУКойл” предложил рассмотреть возможность введения льготной (вплоть до нулевой) ставки НДПИ на газ, направляемый на физическую переработку (с выделением углеводородного сырья) и/или используемый в качестве основного сырья в химических процессах (производство азотных удобрений, метанола и GTL). По мнению компании, такая мера может стать серьезным стимулом для развития нефте- и газохимии за счет возникновения принципиально новых объемов сырья, а выпадающие доходы бюджета могут быть компенсированы дополнительными поступлениями, связанными с реализацией продуктов переработки. Это предложение можно было бы признать безусловно верным, если бы не ряд обстоятельств, делающих его практически трудновыполнимым.
По данным компании, доля НДПИ в цене газа на скважине увеличилась с 14% в 2008 г. до 27% в 2014 г. До 2021 г. эта доля увеличится и достигнет трети от цены газа на скважине. Данный факт делает НДПИ одним из важнейших рычагов в руках государства для управления эффективностью в газодобывающей отрасли.
Этот рычаг может быть применен и для прямого стимулирования газопереработки, что отвечает стратегии государства по развитию перерабатывающих отраслей экономики, не связанных с нефтегазовым экспортом. Здесь любопытным моментом является интерес к теме льготирования НДПИ на газ со стороны именно “ЛУКойла”. Дело в том, что около половины добываемого компанией газа приходится на ПНГ нефтяных месторождений, который и так облагается налогом по нулевой ставке. Ядро добычи собственно природного газа у компании сосредоточено на предприятии “Ямалнефтегаз”, оперирующего на новых месторождениях в северо-восточной части ЯНАО восточнее Тазовской губы. В 2013 г. добыча газа у него составила 9,65 млрд. куб. м, или 49,5% от всего производства газа “ЛУКойлом”. “Ямалнефтегаз” разрабатывает несколько месторождений, из которых основное – Находкинское газовое месторождение. “ЛУКойлу” компании удалось за очень короткие сроки освоить и ввести в разработку этот отдаленный промысел, построив уникальную и протяженную транспортную и перерабатывающую инфраструктуру. Видимо, инициатива компании в части льготирования НДПИ связана с будущим промыслов именно “Ямалнефтегаза”, что также косвенно свидетельствует об интересе компании к переработке газа с новых месторождений.
“ЛУКойл” утверждает, что выпадающие в результате этой меры доходы бюджетной системы с запасом компенсируются поступлениями другого характера, руб./1000 куб. м.
К дополнительным поступлениям относятся налог на имущество, земельный налог, поступления за счет пользования инфраструктурой, НДФЛ за счет вновь создаваемых рабочих мест и т. п. Основу замещающих выпадение НДПИ дополнительных доходов составляет экспортная пошлина. Вероятно, это справедливо в случае экспорта жидких продуктов переработки газа (СУГ). Однако далеко не факт, что легкие углеводороды от газопереработки будут поставляться на экспорт. В этом случае возможность заместить выпадающий НДПИ оказывается под вопросом.
Попробуем определить разницу в чистой прибыли недропользователя в случае, если он просто продает добытый газ, и в случае, если он сырой газ перерабатывает и реализует сухой отбензиненный газ (СОГ) и ШФЛУ лишь на внутреннем рынке. А также соответствующую разницу в доходах бюджетной системы. Эта задача не зависит от объемов добычи/переработки газа. Исходные данные таковы (цены без НДС): цена реализации газа на промысле 2200 руб./тыс. куб. м, ШФЛУ 11000 руб./т, удельные расходы на добычу газа 1000 руб./тыс. куб. м, на переработку газа 500 руб./тыс. куб. м, удельная полная стоимость основных средств газоперерабатывающего завода 7300 руб./тыс. куб. м, плотность газообразной ШФЛУ по плотности н-бутана. Базовая ставка НДПИ 700 руб./тыс. куб. м, ставка налога на прибыль 20%, налога на имущество 2,2%, норма амортизации 4%. Остальные налоги не учитываем как несущественные.
При таких исходных данных получается, что при 100% льготе по НДПИ, то есть при обнулении ставки, дополнительная чистая прибыль недропользователя становится положительной при жирности газа выше 25 г/куб. м. То есть достигается одна из целей, о которой говорит “ЛУКойл” – вовлечь в переработку “сухие” природные газы, которые без изменения налогового режима интереса для переработки не представляют. Однако при 100% льготе по НДПИ в случае реализации продуктов газопереработки только на внутреннем рынке дополнительные доходы бюджета становятся положительными (то есть перекрываются выпадающие доходы от НДПИ) только при жирности газа свыше 291 г/куб. м.
По смыслу модели выпадающие доходы бюджетной системы могут компенсироваться лишь долей государства от реализации ШФЛУ, поступающей в виде налога на прибыль. Понятно, что более или менее значительных сумм эта величина может достичь только при очень высокой жирности газа. Таким образом, при 100% льготе по НДПИ интересы недропользователя и государства совпадают в области очень “жирных” газов (тех самых валанжинских и ачимовских), где перерабатывать газ выгодно и без льгот.
Предложенная “ЛУКойлом” мера в форме 100%-ной льготы реализована быть не может – это существенно противоречит интересам бюджетной системы. Компромиссом может стать модификация величины льготы по НДПИ. Расчет в рамках данной модели показывает, что интересы недропользователя и государства смыкаются в одной точке при величине понижающего коэффициента к базовой ставке НДПИ в 0,77. В этом случае и дополнительная прибыль недропользователя, и дополнительные доходы государства становятся положительными при жирности газа в 78 г/куб. м.
Результат получается двоякий: с одной стороны, коэффициент 0,77 делает привлекательной переработку газов с жирностью в диапазоне от 78 до 130 г/куб. м, которая невыгодна сейчас. С другой стороны, за бортом льготы оказываются месторождения газа с жирностью менее 78 г/куб. м. Хотя вряд ли кто-то всерьез рассматривает такие месторождения как основу для производства нефтехимического сырья.
Самый важный вывод, который следует из модели, заключается в том, что величина понижающего коэффициента к базовой ставке НДПИ, которая пересекает интересы и недропользователей, и государства, и соответствующая “пограничная” величина жирности газа оказываются очень неустойчивыми по отношению к ценам на продукцию газопереработки. Так, с ростом цен на ШФЛУ этот коэффициент может быть еще снижен, а с ростом цены реализации СОГ – увеличивается “пограничная” жирность, то есть мера теряет эффективность.
Таким образом, даже простое моделирование показывает, что несомненно важная и жизнеспособная идея “ЛУКойла” на деле оказывается весьма сложной по своему внутреннему устройству, чтобы она была действенной, системной и долгосрочной, требует очень детальной проработки и администрирования. При этом есть все основания предполагать, что эффективность льготирования НДПИ более очевидна для случаев, где газ используется как сырье в технологическом процессе – производство азотных удобрений, метанола, процессах GTL. (rupec.ru/С миру по нитке)