6.8. Экономические механизмы стимулирования развития нефтегазового комплекса России

Инвестирование. Инвестиции в НТК занимают наибольшую часть инвестиций в экономику страны (имеются в виду прямые и портфельные инвестиции), а если учесть суммы амортизационных отчислений, то эта доля еще увеличится.

В составе инвестиций основную часть занимают собственные средства; это лишает возможности компании НТК распределять риски.

Газпром, как единая компания, имеет возможность использовать преимущества консолидированного бюджета, аккумулировать собственные финансовые ресурсы и под гарантии поставок получать заемные средства. Это же положение можно отнести к вертикально интегрированным нефтяным компаниям.

Для увеличения инвестиционных возможностей компаний НТК целесообразно осуществлять ускоренную амортизацию основных фондов.

Изменение законодательства в области налогообложения (отмена льгот на НДС и таможенные пошлины на закупаемое оборудование) привело к ухудшению инвестиционного климата для компаний НТК, особенно малых предприятий. Даже уменьшение величины ставки налога на прибыль с 35 до 24% не смогло компенсировать ухудшение условий реинвестирования прибыли.

Для улучшения условий инвестирования в НТК необходимо совершенствование действующей лицензионной системы, а именно:

• разрешительное получение права пользования недрами;

• использование общих принципов налогообложения отечественных и зарубежных инвесторов;

• установление публично-правовых механизмов гарантирования прав инвестора;

• использование системы соглашения о разделе продукции (production-sherring) со специально установленной для него системой налогов и законодательства, гарантией сохранения принятых налоговых и прочих обязательств в течение всего срока

эксплуатации месторождения («дедушкина оговорка»).

В принципе, должно быть законодательно установлено разрешение залога прав на пользование недрами, переуступки прав напрямую между субъектами предпринимательской деятельности под контролем государства. Следует оформить разрешение для инвесторов, не являющихся недропользователями, но осуществляющих совместную деятельность по добыче углеводородов с предприятием-недропользователем, реализовывать причитающуюся им по договору нефть, как продукт собственного производства. Необходимой является процедура аудита лицензионных участков по международной ресурсной классификации.

Ежегодный спрос на инвестиции для российского НТК оценивается в 13-14 млрд долл. (минимальный вариант), 22-23 млрд долл. (максимальный вариант) с соответствующим мультипликативным эффектом.

Снижение издержек. Главным в снижении издержек является внедрение технологий, обеспечивающих кратное (а не на 5-10%) повышение эффективности производства. Примерами масштабного снижения издержек могут служить использование горизонтально- и горизонтально-разветвленного бурения, которое обеспечивает рост дебитов в 2-10 раз; гидроразрыв пластов, обеспечивающий увеличение дебитов а 2-3 раза; избирательная индивидуальная закачка воды, результатом которой может оказаться рост дебитов в 1,2 раза.

Кроме прямых мер, таких как внедрение новых технологий, оборудования, информационных систем, должны быть реализованы и косвенные меры, а именно, модернизация специализированных машиностроительных заводов и вовлечение предприятий военно-промышленного комплекса в рамках их конверсии. Актуальным является создание сервисных центров, что позволяет использовать преимущества специализированных организаций. Имеется практика разработки целевых программ Минпромэнерго. Можно сказать, что программы хорошо составлены, но плохо реализуются.

В рамках компаний НТК создаются научные и научно-технические центры (пример ЛУКОЙЛА, Газпрома), развивается сотрудничество с академическими, отраслевыми, вузовскими организациями.

Налоговое законодательство. Здесь надо отметить разработку единого пакета соподчиненных и нормативных актов, обеспечивающих гибкое (стимулирующее) налогообложение в части эксплуатации истощенных запасов, ввода в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и законсервированных скважин, повышение нефтеотдачи.

До 1 января 2002 г. существовали следующие нормативные документы, определяющие налоги за пользование недрами для нефтедобывающих компаний: 1). Федеральный закон «О ставках отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы» №224 - ФЗ от 30.12.1995. (10 % от стоимости фактически добытых полезных ископаемых);

2). Постановление Правительства «Об утверждении положений о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами акваторий и участков морского дна» (6-16% от стоимости добытого минерального сырья). Это т.н. роялти.

С 1 января 2002 г. действует ст. 26 Налогового кодекса РФ «Налог на добычу полезных ископаемых» (НДПИ), согласно которой ставка налога для нефти и газового конденсата равна 16,5% от стоимости добытого сырья. Но в период с 1.1.2002 г. по 31.12.2004 г. в целях борьбы с трансфертными ценами действовала поправка: ставка составляет 370 руб./т плюс коэффициент К_ц=(Ц - 8)*Р/252, где Ц - средний за налоговый период уровень цены URALS (долл./барр); Р - среднее значение за этот период курса доллара США. В августе 2004 г. были приняты поправки в Налоговый кодекс, согласно которым с 1 января 2005 г. по 31 декабря 2006 г. специальная ставка НДПИ установлена в размере 419 руб./т. Это привело к отбору наиболее эффективных запасов, а истощенные, низкодебитные и прочие месторождения с осложненными условиями добычи оказались в плачевном положении.

С введением в 2002 г. НДПИ, который заменил роялти, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и акциз на нефть, победили сторонники отказа от дифференцируемого налогообложения.

Попыткам дифференцировать добычу нефти в нашей стране в зависимости от условий добычи 13 лет. Отметим, что роялти (налог на добычу) в зарубежных странах, как правило, дифференцирован, о чем было сказано в главе I.

Экономическая эффективность разработки того или иного месторождения (участка недр) зависит от множества факторов: выработанности запасов (стадия разработки), сложности геологического строения (глубина залегания), продуктивности пласта, качества сырья, степени обводненности, географического положения, наличия или отсутствия транспортной инфраструктуры и др. Специально собранная под эгидой Минпроэнерго РФ группа экспертов первоначально отобрала 35 факторов, которые так или иначе влияют на экономику добычи нефти [373]. После проверки на администрируемость, остановились на 8 факторах дифференции [374]: начальная плотность извлекаемых запасов; выработанность запасов; крупность; глубина залегания пластов; вязкость нефти в пластовых условиях; расположение месторождения; наличие производственной инфраструктуры; разработка шельфовых месторождений.

После длительных споров и согласований с министерствами и ведомствами, рабочая группа экспертов решила разделить реализацию концепции дифференциации ставок НДПИ на два этапа. Первый этап - учет только трех факторов (выработанность, расположение, особые условия добычи). Отработка положений первого этапа послужит основой для второго и, возможно, третьего этапа дифференциации НДПИ.

С 1 января 2007 г. льготы по ставке НДПИ распространятся на месторождения Восточной Сибири (предусмотрены налоговые каникулы, т.е. обнуление ставки НДПИ до накопленного объема добычи 25 млн т). Эта льгота будет действовать 10 лет для компаний, получивших лицензию только на добычу в Восточной Сибири, и 15 лет - для компаний, которые обладают лицензией и на разведку. Для месторождений с выработанностью более чем на 80% налог НДПИ будет уплачиваться со скидкой от 0 до 70% от размера ставки. Предусмотрена нулевая ставка для особых условий добычи (шахтный способ, некондиционные запасы и т.п.).

Таким образом, сейчас действуют три основных вида налога: НДПИ (с перспективой дифференцирования), таможенная пошлина, налог на прибыль.

Действуют еще НДС, акцизные сборы применительно к нефтепродуктам и налоги, касающиеся социальной сферы, которые практически не зависят от цен на нефть.

Ценообразование. Главное - ликвидация сложившихся диспропорций в ценах на энергоносители (уголь, мазут, природный газ); дифференция цен по регионам, решение проблемы с ценами на попутный нефтяной газ. В ближайшее время намечается создание нефтяной биржи (по типу Лондонской, Нью-Йоркской, Сингапурской), системы фьючерсных контрактов. Именно так может сформироваться равновесная цена, приемлемая как для поставщиков, так и для потребителей. Планируется также создание государственного нефтяного резерва (не только для нужд мобилизационного развертывания, но и для регулирования цен). Необходимым является создание «банка качества» нефти.

Государственное регулирование. Осуществляется через пакет, принадлежащий государству (через Минимущество РФ). Намечается дальнейшая приватизация госсобственности - через тендеры, аукционы. В отличие от бывшей командно- административной системы в настоящее время складывается система, при которой прямые методы воздействия государства на объекты НТК заменяются использованием косвенных методов (экономических).

Направления, по которым должна развиваться система государственного регулирования нефтяного комплекса:

1. системность и динамичность, т.е. необходимо рассматривать всю систему (от разведки и добычи до сбыта нефтепродуктов и нефтехимии), причем не по состоянию на сегодняшний день, а в динамике;

2. направленность в будущее - не только ориентироваться на сложившуюся ситуацию и ограничиваться ее констатацией, но и определять наиболее рациональные направления

движения в будущем;

3. приоритет общественных интересов - оценка существующего положения с точки зрения приоритета общественных интересов и поиска мер, направленных на достижение наибольшего народнохозяйственного (общественного) эффекта;

4. согласование интересов различных субъектов, функционирующих в нефтяном комплексе (государство, регионы, отечественные и зарубежные компании, организации финансово-банковской инфраструктуры). Отношения лучше строить на партнерских, а не на административных отношениях;

5. учет уникальности каждого из разрабатываемых месторождений (по возрасту, географическому положению, физико-химическому составу нефтей, геологическим особенностям и т.п. Параметры системы регулирования должны быть дифференцированы по годам и этапам разработки;

6. подотраслевая дифференциация - не ограничивать меры регулирования только сферой нефтедобычи.

Оценка современной системы государственного регулирования нефтегазового сектора России показывает, что:

• значительная часть экономической ренты от освоения и разработки запасов нефти и газа присваивается частным сектором и находится вне поля зрения органов государственного регулирования и управления экономическими процессами;

• система лицензирования приводит к выводу из хозяйственного оборота ранее разведанных и подготовленных к освоению и разработке месторождений нефти и природного газа;

• система налогообложения не стимулирует эффективное освоение месторождений и участков недр и всецело ориентирована на удовлетворение краткосрочных фискальных интересов государства;

• регулирование организационной структуры нефтяного комплекса приводит к безраздельному доминированию крупных вертикально интегрированных компаний.

Государство может использовать для регулирования несколько рычагов (механизмов), в том числе:

• государственные заказы;

• государственная поддержка разного рода инвестиционных проектов в отрасли;

• рассмотрение и утверждение схем разработки и проектов разработки нефтяных месторождений, контроль за их выполнением, утверждение размеров балансовых и извлекаемых запасов по каждому месторождению;

• изменение системы недропользования, выдача лицензий, заключение СРП и т.п.;

• изменение налоговой и таможенной политики;

• приобретение/продажа государственных долей в акционерном капитале нефтяных компаний.

Выдача госзаказов или прямое бюджетное финансирование целесообразно по отношению к геологоразведочным работам (ГРР), поскольку ГРР сродни фундаментальным исследованиям, которые финансируются из бюджета.

Государственная поддержка инвестиционных проектов сейчас незначительна. Между тем имеются отдельные проекты в области энергосбережения, утилизации попутного нефтяного газа или разработки газовых оторочек нефтяных месторождений, которые компании финансируют неохотно, на которые могут дать большой народнохозяйственный (общественный) эффект.

Управление государственным Фондом недр. Пока в России действует уникальная двойственная система отношений недропользования:

Лицензионная, основанная на административном праве и принятом в 1992 г. законе «О недрах»;

Договорная, основанная на гражданском праве в соответствии с законом «О

соглашении о разделе продукции».

Подобная двойственность кроме России существует еще в одной стране - Венесуэле, а в остальных нефтедобывающих странах принята одна система доступа к недрам, либо лицензионная, либо договорная.

В основных нефтедобывающих странах преобладающей является гражданско-правовая система, базирующаяся на договорах концессий или соглашений о разделе продукции (СРП).

Из-за того, что российская модель СРП устарела, не приспособлена к сложившейся в стране экономической ситуации, лицензионная модель оказалась более предпочтительной в нашей стране. Здесь также сложились противоречия из-за законодательной неурегулированности отношений недропользования в сфере разграничения полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и ее регионов. Владение, использование и распоряжение недрами находятся в совместном владении Центра и регионов (принцип «двойного ключа»). Целесообразно отойти от принципа «двойного ключа» и сосредоточить основные регулятивные (законодательные) и контрольные функции в нефтяном секторе на федеральном уровне, а исполнительно-распределительные перераспределить между федеральными, региональными и муниципальными органами в соответствии с функциями общего характера, закрепленными в законодательстве.

Имеются предложения о переходе от лицензионной к концессионной системе, что позволит: законодательно закрепить заключение договоров концессий и СРП по результатам торгов, конкурсов или аукционов; учесть специфику месторождений; предусмотреть меры по защите интересов государства при переуступке компаний своих прав третьим лицам; использовать возможности проведения независимой экспертизы материалов по условиям соглашений концессии или СРП.

Активная дискуссия до сих пор ведется по поводу соглашений о разделе продукции (СРП). Комитетом Совета Федерации РФ по промышленной политике подготовлен проект доклада «Возможности повышения эффективности режима раздела продукции» [375], в котором проанализирован мировой опыт использования режима СРП, исследован порядок изъятия доходов государством и распределения проектных рисков, выявлена эффективность использования возможностей режима раздела продукции в мировой практике. В докладе выявлены плюсы и минусы российской практики использования возможностей СРП и предложена программа обеспечения совершенствования режима раздела продукции (изменения в законодательстве, перевод СРП из исключительного в общепринятый режим недропользования, снятие ограничений на условия заключения СРП, контроль за реализацией соглашения, раскрытие информации).

Мнения о дальнейшей судьбе использования СРП в России разделились. Считают, что режим СРП был бы весьма полезен при разработке шельфовых месторождений [376], прежде всего в Баренцевом и Карском морях, хотя возражения ряда депутатов Государственной Думы РФ и высокопоставленных чиновников об использовании СРП еще не преодолены.

Однако имеются и противоположные мнения, основанные на анализе опыта соглашений СРП на о. Сахалин [377].

Государству для регулирования нефтяного сектора целесообразно не уходить из нефтяного бизнеса и не продавать принадлежащие ей акции нефтяных компаний. Хотя при этом государство лишается части поступлений в бюджет, но сохраняет возможность влиять «изнутри» на деятельность компаний, апробировать механизмы регулирования.

Совершенствование системы налогообложения. Для стимулирования рационального использования основных фондов введен налог на имущество (Properti tax), включая трубопроводы, стоимость полезных ископаемых, находящихся в недрах. Следует учесть при налогообложении уникальность каждого нефтяного месторождения, особенно для месторождений с падающей добычей. Целесообразно ввести гибкую систему налогообложения, в которой ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) учитывает особенности месторождений, о чем уже подробно было сказано выше. Часть изымаемых доходов нефтяных компаний направляется в специальный Стабилизационный фонд, предназначенный для финансирования работ по воспроизводству минерально- сырьевой базы, и для регулирования экономической ситуации в случае падения цен на нефть. Дополнительный доход исчисляется как разница между реальной экспортной ценой и ценой на нефть, заложенной в бюджет.

В мировой практике существует два вида подобных фондов: стабилизационный и фонд будущих поколений. Фонды будущих поколений предназначены для использования после того, как месторождения природных ископаемых будут исчерпаны. Иногда средства таких фондов используются для выплаты квазирентных платежей населению. Стабилизационные фонды призваны нивелировать зависимость государственных бюджетов от колебаний цен мировых рынков на сырье.

Проблема использования средств Российского стабилизационного фонда, сумма которого к середине 2006 г. превысила 1,5 трлн руб., стала предметом серьезнейших дискуссий, выходящих за рамки данной книги.

Система трансфертного ценообразования. Трансфертное ценообразование подразумевает, что налогоплательщики в лице вертикально интегрированных нефтяных компаний покупают нефть у своих дочерних нефтедобывающих предприятий по трансфертной цене. Часть этой нефти в дальнейшем реализуется на экспорт (около 30-35%), а оставшаяся часть перерабатывается на давальческой основе на НПЗ с последующей реализацией нефтепродуктов как на внутреннем рынке, так и на экспорт. Трансфертная цена, как правило, устанавливается, исходя из целей минимизации налогообложения, на уровне текущих затрат нефтедобывающего предприятия с минимальной рентабельностью.

В результате налоговая база у нефтедобывающих предприятий по НДС, по налогу на прибыль, по НДПИ, исчисляемая в стоимостном выражении (адвалорные налоговые ставки), становится ниже, чем при реализации нефти по так называемым «рыночным ценам».

Мировой опыт свидетельствует, что страны с развивающейся налоговой системой в таких случаях используют для определения налоговой базы справочные цены на котируемые на международных рынках сорта нефти.

В мировой практике для решения проблемы справочных цен наиболее часто используется «принцип вытянутой руки», когда государство устанавливает цены на таком уровне, на каком они находились бы, если бы участвующие в трансфертной сделке стороны действовали в рамках рыночных отношений.

В России базой для расчета «налоговой цены» нефти, отвечающей условию свободной и полной ее реализации, является стоимость корзины нефтепродуктов на внутреннем рынке.

В этой связи представлена методика расчета «налоговых цен» на нефть методом обратного счета от внутренних цен на нефтепродукты, то есть без учета мировых цен [378].

«Налоговая цена» на нефть определяется как цена нефти, которая вошла в стоимость реализованных нефтепродуктов на внутреннем рынке. Предлагаемый метод расчета основывается на выделении из стоимости корзины нефтепродуктов доли сырьевой составляющей путем вычитания затрат НПЗ по переработке нефти с учетом ее рентабельности. Фактические данные, на которых базируется метод обратного счета от стоимости нефтепродуктов, берутся из существующих форм отчетности.

Этим методом определяется «налоговая цена» нефти как цена сырья для нефтеперерабатывающих заводов.

Метод расчета включает проведение следующих шести этапов: Этап 1. Сбор фактических данных о произведенных нефтепродуктах.

Этап 2. Определение выходов видов нефтепродуктов по их маркам для каждого конкретного

НПЗ и по совокупности заводов в целом. Этап 3. Определение средних отпускных цен НПЗ на нефтепродукты, соответствующие

производству и реализации нефтепродуктов. Этап 4. Определение стоимости валового продукта переработки нефти - стоимости корзины нефтепродуктов для 1 тонны нефти - как функции отпускной цены нефтепродуктов и их процентного выхода на 1 тонну переработанной нефти.

Этап 5. Определение затрат на переработку нефти по отдельным НПЗ и по всей отрасли в целом на основе отчетности. Для расчета затрат на переработку 1 тонны нефти из суммарных затрат на производство и реализацию продукции по основному виду деятельности вычитается стоимость сырья и материалов (по основному виду деятельности). В результате получаются затраты, приходящиеся на переработку 1 тонны нефти.

Этап 6. Определение средней цены нефти, поступившей на переработку на российские НПЗ. Из получившейся цены корзины нефтепродуктов в расчете на 1 тонну переработанной нефти вычитается стоимость переработки нефти в расчете на 1 тонну. Получается цена нефти в месте переработки, то есть на НПЗ.

Рекомендуемая модель содержит ряд условностей (присутствуют только часть, хотя и основных нефтепродуктов, используются средние цены на нефтепродукты, средние выхода нефтепродуктов, средняя рентабельность переработки), тем не менее модель является универсальной и гибкой и может найти применение в нефтяном комплексе.

Была сделана попытка использовать «принцип вытянутой руки» для условий России [379]. Следует отметить, что вследствие подавляющего влияния ВИНК на нефтяном рынке России (94% добычи и 82% переработки) т.н. свободный рынок нефти внутри страны сужен. Он составлял в 2004 г. 26,3 млн т, т.е. 13,6% общей переработки. Нефть на свободном рынке покупали башкирские НПЗ, Московский НПЗ, Хабаровский НПЗ, Уфимский НПЗ, ряд заводов ВИНК, испытывавших дефицит своего сырья, и все мини-НПЗ. Наибольшие объемы нефти на свободном рынке продавала в 2004 г. компания Сургутнефтегаз.

Анализ данных о ценах на нефть в период 2003-2005 гг. позволил автору методики определения расчетной цены на нефть на внутреннем рынке выдвинуть гипотезу о том, что в условиях свободы производителя в выборе направления реализации нефти «чистые» (т.е. полученные методом net back, или обратного счета) цены на нефть на мировом и внутреннем рынке должны стремиться к паритету. Используя эту гипотезу, автор методики предложил ряд формул расчета внутренних цен на нефть в зависимости от цены нефти сорта URALS в Роттердаме, величины таможенной пошлины и платежей за погрузку и разгрузку нефти, транспортных расходов по доставке нефти от российского терминала до Роттердама, транспортных расходов от терминала до узла учета в регионе добычи, величины коэффициента, характеризующего некоторый разрыв между мировыми и экспортными ценами.

По мнению автора, применение методики расчета внутренних цен по сравнению с действующей методикой характеризуется доступностью информации, простотой расчета, возможностью вносить корректировки за счет свободного коэффициента. Установление заранее аргументированных справочных цен позволит освободить нефтяные компании от часто применяемых в их адрес обвинений в применении трансфертных цен и увеличит доверие между компаниями и государством.