Президент подписал закон о корректировке демпфера, призванный сдержать цены на топливо после их разморозки. Однако демпфирующий механизм формируется из величин, которые не зависят от нефтяников, и не стимулирует их снижать цены, а потому его корректировка вряд ли изменит ситуацию на топливном рынке.
В конце июля президент подписал закон о корректировке демпфера, формально оставшегося единственным рычагом сдерживания топливных цен после их разморозки. С его помощью правительство возмещает нефтяникам разницу между экспортной стоимостью топлива и его фиксированной внутрироссийской ценой, которая, согласно вступившему в силу документу, с 1 июля снижена для бензина с 56000 до 51000 руб./т, для дизеля – с 50000 до 46000 руб. Это увеличит шансы компаний на компенсационные выплаты, которых они отчасти были лишены из-за низких цен за рубежом: в I квартале, по данным Refinitiv, экспортная стоимость тонны АИ-92 за вычетом пошлин и транспортных расходов (нетбэк) была на 12% ниже условной внутренней цены (49100 против 56000 руб.), из-за чего нефтяники остались без компенсаций, при этом фактические оптовые цены (40600 руб./т в среднем за январь-март) были на 17% ниже нетбэка.
Помимо снижения условных цен на руку компаниям сыграет и увеличение компенсируемой разницы с нетбэком, которая в первой половине года составляла 60%, а во второй увеличится до 75% и 70% для бензина и дизеля соответственно. Еще один бонус – надбавка к демпферу в 2000 руб., право на которую получат поставщики топлива на Дальний Восток. В этом же ряду стоит внедрение демпфера на авиакеросин, среди производителей которого доля крупнейших четырех компаний (“Роснефти”, “ЛУКойла”, “Газпром нефти” и “Сургутнефтегаза”) в прошлом году была почти столь же велика (80% с учетом “Славнефти”, которой на паритетных началах владеют “Роснефть” и “Газпром нефть”), что и в случае бензина и дизеля (86% и 82% соответственно; здесь и далее – данные ЦДУ ТЭК, если иное не оговорено специально). В обмен на это нефтяникам пришлось согласиться с увеличением надбавки к НДПИ на 150 руб./т добытой нефти (при средней ставке НДПИ в 12953 руб., согласно отчетности “Роснефти” по МСФО за I квартал) и внедрением акциза на мазут и вакуумный газойль, которые ранее акцизами не облагались.
Экспортная альтернатива, которой нет. По замыслу регуляторов, демпфер должен компенсировать компаниям сдерживание бензинового экспорта, который в прошлом году сократился на 6% до 3,8 млн. т. Виной тому стал риск повышения пошлин на экспорт бензина с 30% до 90% (от величины пошлины на нефть), пойти на которое правительство пригрозило в случае резкого роста топливных цен. Свою роль также сыграли обязательства компаний по увеличению отгрузок бензина на внутренний рынок, физический прирост которых по итогам 2018 г. в полтора раза превзошел сокращение экспорта (369000 т против 230000 т), в том числе из-за пристального контроля Федеральной антимонопольной службы (ФАС), выносившей предупреждения ряду компаний о недопустимости наращивания поставок за рубеж.
Впрочем, это не сильно уменьшило долю экспорта в производстве бензина (до 9,8%), которая была низка не только в 2018 г. (3,8 млн. из 39,5 млн. т), но также в 2016 г. (12,4%) и 2017 г. (10,4%), когда еще не действовали серьезные экспортные ограничения. Не особо изменилась и география бензинового экспорта, представленная в основном республиками бывшего СССР: в экспорте АИ-92 и АИ-95 их суммарная доля ненамного снизилась (с 78% и 92% соответственно в 2017 г. до 61% и 90% в 2018 г.), как следует из данных ФТС, а в экспорте АИ-98 – незначительно увеличилась (с 85% до 87%). При этом доля стран ЕС (не считая Литвы, Латвии и Эстонии), увеличившаяся за тот же период в поставках АИ-92 с 4% до 10%, в экспорте АИ-95 и АИ-98 в прошлом году осталась ничтожно малой (0,6% и 0,03%).
Российским производителям бензина пока сложно выйти на рынки развитых стран, в том числе из-за невысокого качества топлива. Об этом, к примеру, свидетельствуют слова генерального директора калужского завода “Фольксваген груп рус” Оливера Грюнберга. Пару лет назад на конференции “Автоэволюция-2017” он признался, что компания в течение десяти лет не могла найти в России поставщика топлива для первой заливки в новые автомобили – из-за этого ей пришлось в общей сложности импортировать 7,7 млн. т бензина, заправка которого не несла риск повреждения двигателя.
Другой корень проблемы – в наследии плановой экономики с характерным для нее низким уровнем автомобилизации, из-за чего в советское время большинство НПЗ было ориентировано на выпуск мазута для энергетики и дизельного топлива для грузовой и военной техники. С переходом к рынку конфигурация НПЗ не сильно изменилась: в 1990-е вновь образованные компании интересовала в первую очередь консолидация активов в сегменте Upstream, а в дальнейшем, вплоть до большого налогового маневра середины 2010-х, у них было мало стимулов модернизировать НПЗ из-за разницы между более высокими пошлинами на нефть и более низкими на нефтепродукты, стимулировавшей производство мазута, экспорт которого с 1999 г. по 2014 г.увеличился в три раза – с 26,7 млн. т до 80,1 млн. т, как следует из данных Росстата и Минэнерго.
Несмотря на произошедшее пару лет назад выравнивание пошлин на нефть и мазут, его выпуск до сих пор четырехкратно превосходит потребности российского рынка (46,4 млн. т против 11,6 млн. т в 2018 г.), тогда как производство бензина превышает внутренние поставки лишь на 11% (39,5 млн. против 35,6 млн. т). В ближайшие год-два последняя цифра немного увеличится, учитывая недавнее наращивание мощностей по производству бензина на Антипинском НПЗ и комплексе “Татнефти” “ТАНЕКО” (на 800000 и 1,1 млн. т в год соответственно). Однако даже в случае их загрузки исключительно под поставки за рубеж внешний рынок все равно будет оставаться для компаний глубоко вторичным, а экспортная альтернатива, которую, по идее, должен уравновешивать демпфер, – иллюзией, не имеющей под собой реальных отраслевых оснований.
Рычаги снижения цен. Что не менее важно, демпфер никак не стимулирует нефтяников снижать расценки, поскольку он складывается из величин, которые от них не зависят: стоимости топлива за рубежом и установленной регуляторами внутренней цены, с которой фактические цены могут сильно расходиться, как это уже было показано выше. Реальное воздействие на цены может оказать лишь усиление конкуренции в сбыте нефтепродуктов, где доминирующих компаний ненамного больше, чем в их производстве. На это, в частности, указывает исследование ФАС о состоянии конкуренции в топливной рознице, в последний раз проводившееся в 2016 г. в 43 регионах страны: согласно его результатам, восемь крупнейших на тот момент компаний (“Роснефть”, “ЛУКойл”, “Газпром нефть”, “Сургутнефтегаз”, “Башнефть”, “Татнефть”, “ТАИФ” и “ННК”) занимали свыше 70% рынка розницы АИ-92 в 31 регионе из 43 и свыше 45% еще в десяти; на розничном рынке АИ-95 таких регионов было 32 и 8 соответственно, на рынке АИ-98 – 37 и 1.
Более поздних оценок ФАС не приводила, однако с тех пор конкуренция точно не стала выше как из-за поглощения “Башнефти” “Роснефтью” и грядущего ухода с российского рынка финской Neste, так и ухудшения экономики независимых АЗС, которые летом прошлого года оказались в тисках фиксированных розничных цен и высоких цен в опте, где границы роста были установлены лишь в ноябре. Именно из-за низкой конкуренции у компаний есть возможность варьировать розничную маржу в зависимости от платежеспособности автомобилистов: в июне, по данным Росстата, средняя цена литра АИ-92 в Москве (42,41 руб.) была почти на 80 коп. выше, чем в Рязани (41,62 руб.), и на рубль с лишним, чем в Ярославле (41,10 руб.), притом что цена отгрузки тонны АИ-92 на Московском НПЗ (48401 руб.) была ненамного выше, чем на Ярославском (48000 руб.), и ненамного ниже, чем на Рязанском (49 043 руб.).
Учитывая олигополию в производстве и сбыте нефтепродуктов, у регуляторов де-факто есть лишь один рычаг сдерживания цен – принуждение нефтяников к продаже бензина на бирже, которое бы связало им руки в топливной рознице. Пока что этот инструмент почти не задействован, поскольку компании обязаны поставлять на биржу лишь 10% производимого ими бензина. В прошлом году ФАС обсуждала возможность увеличения норматива до 15%, хотя реальный эффект принесет его повышение не менее чем до 35%. Это увеличит конкуренцию на биржевых торгах и тем самым снизит оптовые цены, от уровня которых зависит рентабельность независимых АЗС. Последние, по оценке ФАС, контролируют около 40% пролива топлива: уменьшение затрат на покупку бензина с биржи позволит им снизить конечные расценки для автомобилистов, что задаст естественный предел роста цен на заправках крупных компаний, которые будут вынуждены сдерживать собственные аппетиты из-за опасений утраты доли рынка.
Повышение норматива до 35% принесет особый эффект, если продажа на бирже станет директивной не только для крупнейших ВИНКов, но и вообще для всех поставщиков топлива: среди них есть значимые для региональных рынков компании, которые не являются доминирующими на федеральном уровне, что освобождает их от биржевых обязательств. Пример тому – Хабаровский НПЗ, один из двух крупнейших нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (наряду с Комсомольским НПЗ “Роснефти), или Антипинский НПЗ, до начала текущих финансовых проблем бывший вторым по величине производителем бензина в Западной Сибири.
Акцизная пауза вместо льгот. Установление общей для всех игроков нормы добавит симметрии отрасли, регулирование которой становится все более асимметричным. Это видно по второму за год решению повысить НДПИ в обмен на послабления в нефтепереработке (на такой шаг правительство шло в канун внедрения демпфера), которое ударит по компаниям, не имеющим нефтеперерабатывающих мощностей, в частности, “ИНК”. Отчасти схожий эффект возымеет внедрение акциза на мазут: будучи призванным компенсировать увеличение выплат поставщикам бензина, оно затронет мини-НПЗ, на долю которых в прошлом году пришлось лишь 0,6% его производства (247000 из 39,4 млн. т).
То же самое касается возвратного акциза на нефть – вычета из стоимости сырья, право на который с нынешнего года получили только НПЗ со сравнительно высокой долей бензина в структуре нефтепереработки (5% и более). Это несмотря на то, что налоговый маневр приведет к удорожанию нефти абсолютно для всех Downstream-компаний: на внутреннем рынке ее цена рассчитывается как разница между экспортным бенчмарком и расходами на транспортировку и уплату пошлин, которые в ближайшие пять лет будут последовательно обнулены.
Универсальным и при этом действенным для топливных цен решением могло бы стать снижение и последующая фиксация акцизов, доля которых в структуре розничной стоимости литра АИ-92, по данным Росстата, выросла с 10,3% в 2011 г. до 19,9% в 2017 г. (более поздних оценок нет). К подобному шагу правительство прибегало во второй половине “нулевых”, когда в условиях взрывного роста сырьевых котировок акцизы на бензин и дизель были заморожены в течение пяти лет, с 2005 г. по 2009 г. Схожую меру правительство собиралось реализовать и во время налогового маневра 2015-2017 гг., когда на фоне повышения базовой ставки НДПИ (с 766 руб. до 919 руб./т) и снижения экспортных пошлин (с 42% до 30%) акцизы на бензин 5-го класса должны были увеличиться лишь на 5% – с 5530 руб. до 5830 руб./т. Однако на практике к 2017 г. они выросли более чем на 80% – до 10130 руб./т, а к 2019 г. – до 12314 руб./т, при этом базовая ставка НДПИ была доведена до запланированного уровня (919 руб./т), равно как и экспортная пошлина на нефть (30%).
В этой ситуации двукратное сокращение акцизов означало бы возвращение к исходной конфигурации налогового маневра, которая не предполагала каких-либо дополнительных компенсаций для нефтяников – ни обратного акциза на нефть, ни демпфера, ни надбавки к нему за поставки топлива на Дальний Восток. Наряду с ликвидацией экспортных ограничений это стало бы тем “пряником”, который регуляторы могли бы разменять на “кнут” в виде отказа от всех мер поддержки нефтепереработки и принуждения к продаже бензина на бирже – единственному реальному рычагу снижения цен в условиях олигополии, сложившейся во всех сегментах топливного рынка.
Преодолеть ее можно будет лишь за счет демонополизации нефтепереработки, наподобие той, что сейчас происходит в Бразилии, где местную Petrobras обязали продать половину из своих 13 НПЗ, чтобы лишить ее доминирующего положения в сегменте Downstream и в конечном счете стабилизировать цены. Однако это повестка совсем не близкого будущего. (forbes.ru/Химия Украины и мира)