Статья опубликована в № 2953 от 05.10.2011 под заголовком: Налогообложение нефтяной отрасли: Дорожная карта реформы

Алексей Кондрашов: Как правильно извлечь ренту

В предыдущей статье нами были отмечены три существенные проблемы российской нефтедобычи, которые в значительной мере были порождены налоговой системой, оставляющей добывающему сегменту отрасли слишком мало выручки для устойчивого развития:

– Падение добычи на действующих западносибирских и других месторождениях, отсутствие стимулов к применению новых, более сложных и, соответственно, более дорогих методов нефтеотдачи.

– Задержки с принятием инвестиционных решений по разработке новых, но уже разведанных месторождений (например, Восточной Сибири и Крайнего Севера), так как без индивидуальных льгот по экспортной пошлине их разработка не эффективна из-за удаленности от инфраструктуры и сложной геологии.

– Существенные сложности с организацией проектов по проведению геологоразведочных работ на арктическом шельфе, больших глубинах Черного моря.

Главным сбором с российской нефтянки с ростом цены на нефть стала высочайшая (самая высокая в мире!) экспортная пошлина на нефть. Экспортная пошлина связывает все три проблемы воедино. Она настолько высока, что предоставление льгот по НДПИ, второму по размеру нефтяному налогу, в виде налоговых каникул для новых регионов, понижение его для выработанных месторождений или даже полная его отмена для многих новых проектов не решает проблему – многие проекты все равно остаются нерентабельными.

Принятое решение о снижении экспортной пошлины на сырую нефть с 65 до 60% (подробнее см. «Первый шаг к реформе», «Ведомости» от 14.09.2011) стало возможным в результате уменьшения субсидирования государством низкоэффективной переработки и поэтому не должно привести к снижению объема налогов, уплачиваемых нефтяной отраслью в целом. Новый режим – промежуточный, это только первый шаг к реформе. России необходимо дальнейшее реформирование системы налогообложения отрасли, которое откроет путь к долгосрочному решению проблем, накопившихся в российской нефтедобыче.

Проблема 1: старые месторождения

Перед тем как делать какие-либо следующие шаги, правительство как минимум до конца 2012 г. собирается внимательно следить за фактическим достижением эффектов, к которым должно привести изменение соотношения экспортных пошлин на сырую нефть и нефтепродукты. Решение о снижении пошлины на нефть пока не закреплено законодательно. Как в отсутствие такого закрепления убедить банки или потенциальных партнеров, что в следующем месяце ставка экспортной пошлины на нефть не вернется на уровень 65%? Времени для принятия решения мало: осень – пора, когда верстаются бюджеты капвложений на 2012 г. И если правительство опасается повторения скачка цен на бензин и пытается подстраховаться, стращая нефтяников возвратом к более высокой пошлине на нефть, оно должно понимать, что цена этой «страховки» может быть слишком высока.

Но будем оптимистами. Будем надеяться, что четкие правила игры будут вскоре установлены и нужные эффекты достигнуты в 2012 г. Задумаемся теперь о необходимых дальнейших шагах.

Из трех проблем российской нефтедобычи «режим 60-66» решает – и то в краткосрочном плане – только первую: задачу по остановке падения добычи на старых месторождениях. Оставшихся в секторе добычи дополнительных $4 нетто-выручки на баррель должно хватить (года на три) на поддержание и рост добычи. По результатам 2012 г. стоит рассмотреть возможность снижения пошлины до уровня 55%. Но далее к решению первой проблемы придется опять возвращаться. Вернемся и мы в нашей статье, но после разговора о необходимых решениях второй и третьей из обозначенных выше проблем.

Проблема 2: новые разведанные

Чтобы убедить бизнес вкладывать средства в уже разведанные, но не разрабатываемые на полную мощность новые месторождения (например, Восточной Сибири и Крайнего Севера), снижения пошлины до 60% (при сохранении НДПИ даже с каникулами) не достаточно. Можно, конечно, продолжать запускать их в «ручном режиме» по одному, как не без нареканий, но все же получилось с Ванкором, Талаканом и Верхней Чоной, но системное решение необходимо.

По нашим расчетам уже при 60%-ной экспортной пошлине на нефть открывается возможность отмены индивидуальных льгот по ней, при условии, что НДПИ для этих месторождений будет заменен налогом на финансовый результат от добычи нефти по образцу налогов, действующих в тех странах, которые существенно стимулировали собственную добычу в последние годы: Норвегии, Великобритании, Австралии, Бразилии и некоторых других. Слепо копировать, конечно, не стоит, да и не возможно. В этих странах в основном вообще ушли от налоговых изъятий с выручки – или существенно их сократили. Экспортной пошлины там нет. Это позволяет устанавливать ставки дополнительного налога (в дополнение к обычно более высокому, чем в России, налогу на прибыль) на уровнях от 30 до 50%. У нас же высокий уровень экспортной пошлины не дает сразу перенести всю налоговую нагрузку на налог на финансовый результат от добычи. Но даже при 60%-ной пошлине такой налог можно установить на уровне около 20% от финансового результата от добычи нефти на новом месторождении. Если же в дальнейшем государство отважится на снижение пошлины до 55%, ставка налога на финансовый результат от добычи нефти может быть повышена.

Основным препятствием для введения такого налога, базу которого с определенными поправками можно практически приблизить к базе по налогу на прибыль, до недавнего времени было отсутствие законодательства о трансфертных ценах. Теперь, когда после долгих дебатов закон принят и заработает с начала 2012 г., прописать в него поправки для специфического случая нефтедобычи – задача сугубо техническая, хоть и непростая. И к концу 2012 г. закон о введении нового налога может быть проработан, принят и введен с начала 2013 г.

Конечно, на практике появится множество недочетов и просмотров, на налоговом сленге – «дыр», но «волков бояться – в лес не ходить»: любое новое законодательство, не только в России – во всем мире, требует доработки через год-два после введения. Так будет и с трансфертными ценами, и с новым нефтяным налогом. Но добыча и налоговая база появятся скоро только на 3–4 месторождениях, и до момента получения существенных налоговых платежей государство успеет закрыть все «дыры». Зато инвестиционные решения будут приняты еще по 20–30 крупным и, кто знает – по скольким, более мелким месторождениям. А это – через 5–7 лет – около 100 млн т добычи ежегодно: существенное пополнение будущей налоговой базы, которой в противном случае через указанное время может не быть совсем!

Пробема 3: неразведанные шельфы

Новая геологоразведка (например, на арктическом и черноморском шельфе) требует более кардинальных изменений, чем новые разведанные месторождения. Ни один геолог в мире не поручится сегодня за объем коммерчески рентабельных запасов, которые будут найдены в этих потенциальных районах, зато, основываясь на богатой международной практике, он подтвердит, что вероятность геологического успеха – не более 20%. Довольно простой вероятностный анализ подскажет, что ни один совет директоров в мире не выделит геологам достаточное количество средств, а они исчисляются миллиардами долларов, для поиска таких запасов при 60%-ной максимальной экспортной пошлине на нефть. Да что там, при любом уровне налога, взимаемого вне зависимости от добычи без учета полученных экономических результатов! Поищут где-нибудь еще – сегодня глубоководных участков в мире для геологоразведки предлагается достаточно. Бразилия для повышения привлекательности своих подсолевых залежей даже обратилась к СРП – какая уж тут экспортная пошлина!

Для таких проектов необходимо полностью отменить экспортную пошлину на нефть. Нефть с них будет практически полностью предназначена для экспорта, и негативного эффекта на внутренний рынок нефтепродуктов такая отмена не окажет. Контролировать объемы экспортированной беспошлинно нефти также будет не трудно, так как современные технологии нефтедобычи на больших глубинах предполагают, что нефть даже не окажется на суше – эти месторождения не только глубоко, но и далеко от берега. Да и опыт контроля есть – он наработан при реализации Сахалинских СРП и при предоставлении недавних льгот по экспортной пошлине.

Для начала масштабной геологоразведки на шельфе налоговый режим должен быть сразу основан преимущественно на налоге на финансовый результат, ставку которого предстоит рассчитать на экономических моделях этих проектов. Для обеспечения же краткосрочных интересов государства, которое считает необходимым получить что-то до момента извлечения инвестором прибыли, можно предусмотреть ставки НДПИ, установленные в зависимости от продуктивности месторождений или от объемов накопленной добычи. Такая практика в мире существует (в Перу или Китае, например): и государство чуть раньше инвестора начнет получать свою долю нефтяных доходов, и инвестор внакладе не останется. Ну а уж если найдется суперместорождение мирового класса, такой налог обеспечит поступление большей части сверхдоходов от нефтяной ренты государству.

При условии разработки и принятия законодательства о налоге на финансовый результат от добычи нефти к началу 2013 г. его распространение как на проекты по разработке новых, но уже разведанных месторождений, так и на проекты по глубоководной геологоразведке даст необходимый эффект: инвестиционные решения будут приняты. В таком случае через 5–7 лет в Восточной Сибири, на Крайнем Севере и на Каспии и через 10–12 лет – на шельфах Арктики и Черного моря мы можем получить нефть, которая даст существенную прибавку к российским ресурсам и добыче, а следовательно, и доходам российского государства. В противном случае сохранить долю России на международном рынке нефти будет более чем проблематично.

Идем дальше

Решив таким образом задачу создания благоприятных условий для развития новых месторождений, не позднее 2015 г. придется возвращаться к дальнейшим изменениям в налогообложении старых западносибирских и других месторождений. Если к этому моменту пошлины на темные нефтепродукты сравняются с пошлинами на нефть – то желательно, чтобы такое выравнивание произошло на более низком, чем 60%, уровне экспортной пошлины на нефть. К этому моменту российские старые месторождения постареют еще на четыре года, и для поддержания их устойчивого развития одного снижения экспортной пошлины может быть уже недостаточно, хотя каждое снижение будет, конечно, давать свой эффект (например, снижение пошлины до 55%, о котором сказано выше, должно дать еще около 20 млн т ежегодно). Вот тут-то и пригодится апробированный на новых месторождениях налог на финансовый результат, который можно будет постепенно вводить взамен экспортной пошлины на нефть.

Когда же (будем надеяться, не позднее 2020 г.) российская экономика сможет позволить себе отменить экспортную пошлину на нефть и нефтепродукты (или оставить ее на обоснованно низком уровне только как рычаг управления ценами на внутреннем рынке), российская налоговая система для нефтяной отрасли станет основана на налогах, понятных инвесторам и стимулирующих ее устойчивое развитие:

1) роялти (НДПИ);

2) налоги на финансовый результат: специфический (от добычи нефти) и общий (налог на прибыль).

Поспорить экспертам и тогда будет о чем: о соотношении этих двух налогов, о стимулировании дальнейшей геологоразведки и НИОКР в нефтедобыче (посмотрите на опыт Норвегии, создавшей мощнейшую нефтесервисную индустрию!) путем консолидации проектов для целей налога на финансовый результат, о необходимости дальнейших точечных мер для специфических групп месторождений (хотя некоторые из этих мер могут понадобиться ранее). Но главная задача будет решена – налоговый режим российской нефтедобычи будет привлекать, а не отталкивать инвестиции в российскую нефть – наше богатство и конкурентное преимущество, которым, наконец, стоит начать эффективно пользоваться, а не называть «проклятием».

Пока никто не прокомментировал этот материал. Вы можете стать первым и начать дискуссию.
Комментировать