На прошлой неделе правительство РФ приняло решение поддержать введение налога на финансовый результат (НФР) для пилотных проектов в нефтяной отрасли, однако дискуссии вокруг деталей налоговой реформы в ТЭК еще не окончены. Снижение мировых цен на нефть, замедление темпов роста добычи сырья, западные санкции, затрудняющие использование новых технологий в ТЭК – все это заставляет государство и компании активнее искать способы решения накопившихся проблем. Своим видением наиболее острых вопросов, стоящих перед российской бюджетообразующей отраслью, с "Интерфаксом" поделился управляющий директор компании VYGON Consulting Григорий Выгон.
- Вы являетесь критиком новой системы налогообложения "нефтянки", предлагаемой Минэнерго и компаниями. В этом ваша позиция совпадает с Минфином. Действительно ли эффект от НФР не так очевиден? И нужны ли "пилотные проекты" для того, чтобы на практике доказать или опровергнуть оценки различных заинтересованных сторон?
- Я не являюсь критиком новой системы налогообложения, это глубокое заблуждение. Термин "НФР" и идею законопроекта я лично предложил еще в 2011 году на рабочей группе при Минфине России. Именно мы предлагали вводить его и тестировать на пилотных проектах.
Что мне не нравится в сегодняшнем законопроекте, и здесь моя позиция действительно совпадает с позицией Минфина и Минэкономразвития: совершенно очевидно, что это вовсе не долгожданная новая система налогообложения. В тех параметрах, в которых предлагается НФР - это просто очередная льгота для ряда непонятно как отобранных проектов. Эта система не сможет быть распространена на большое количество объектов, а тем более на всю отрасль добровольно, потому что месторождениям с льготами переход на эту систему просто невыгоден по тем параметрам, которые были предложены.
Есть также технические вопросы, связанные с определением параметров налога, критериями отбора пилотных проектов, администрированием и т.д. Но все они могут быть решены, это не самая большая проблема. Фундаментальная проблема – это как объективно оценить последствия эксперимента для бюджета и прироста запасов. А главный вопрос, на который сегодня нет однозначного ответа – это что делать после его завершения.
Систему налогообложения нефтедобычи нужно менять по целому ряду причин. Для этого можно продолжать вводить дополнительные льготы или НФР для отдельных объектов. Однако действительно системным решением является переход на НДД. Это можно совершенно спокойно сделать для всех гринфилдов (новых месторождений), и лет через 20 у нас практически вся отрасль будет жить в новых условиях.
- То есть, по сути, это не изменение системы налогообложения в ТЭК, а льгота для ряда объектов?
- Да. Причем я не говорю, что это плохо. Если это действительно нужно для того, чтобы ввести хвостовые активы в разработку или продлить жизнь каких-то месторождений, это правильная и полезная мера. Только не называйте это новой системой налогообложения, скажите честно: это дополнительная льгота, усложняющая и без того уже плохо управляемую систему налогообложения. Признайте это и покажите, сколько нефти будет добыто дополнительно при НФР, сколько будет налогов, докажите, что это пойдет на пользу и компаниям, и стране. Например, льгота по выработанности позволила не только удерживать добычу, но увеличить ее в регионах с истощенными запасами, в Татарстане и Башкирии. Это уже эмпирический факт, а в данном случае при введении НФР требуется серьезное обоснование. Проблема заключается в том, что доказать эффективность НФР объективно никто не может, потому что для этого надо представить полноценные и реалистичные проекты разработки в разных налоговых условиях. Это значит, что должны быть геологическая и гидродинамическая модели, сетки скважин, где показано, что при существующей сегодня системе определенные скважины не бурятся, а при НФР – будут буриться.
На данный момент такой практики в России нет. Сегодня проектные документы согласовываются ЦКР Роснедра, при этом рисуются абстрактные схемы разработки с использованием этих геологических и гидродинамических моделей, но без учета экономики. Это приводит к тому, что на баланс ставятся завышенные запасы, а компании разрабатывают месторождения совершенно по другим принципам, с другой сеткой скважин. И проектный документ превращается в дорогостоящую, но при этом никому не нужную бумажку. Компании вынуждены каждые 3-4 года приходить в ЦКР и заново их переутверждать, потому что реальность сильно отклоняется от теории. Этот процесс достался нам в наследство от СССР, когда экономикой никто не был озабочен. После того, как вступит в силу новая классификация запасов с правилами проектирования разработки и методикой экономической оценки количества извлекаемых запасов, эффект различных налоговых условий можно будет наконец просчитать. До этого любые решения принимались и принимаются вслепую, на веру компаниям. Поэтому реализация хороших в принципе идей происходит не лучшим образом.
- Заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов в своем выступлении на Российском нефтегазовом конгрессе в рамках MIOGE заявил, что к концу года ожидается рост добычи нефти на 3 млн тонн и в целом подчеркивал стабильность в нефтегазовом комплексе. Компании же наоборот говорят о скором падении добычи. Насколько, с вашей точки зрения, стабилен нефтегазовый комплекс, и что ждать от показателей добычи?
- Эта стабильность иллюзорна. Если мы посмотрим на структуру роста добычи нефти, то увидим, что он обеспечен независимыми, быстрорастущими компании, такими как, например, Иркутская нефтяная компания. У крупных компаний происходит как раз падение добычи. И к этому есть объективные предпосылки: ухудшение состояния минерально-сырьевой базы, истощение месторождений в основном регионе нефтедобычи – Западной Сибири. Эти проблемы давно существуют и никак не решаются, возникает вопрос: какую госполитику проводят министерства в отношении нефтяной отрасли? Радоваться тому, что добыча чуть подрастет, например, я бы не стал: у нас добычной потенциал составляет, по проектным документам, 670 млн тонн, а мы добываем 526 млн. Ну будем 530 млн добывать, допустим. У нас добыча может легко вырасти примерно на 15%, но этого не происходит: не вовлекаются в разработку давно открытые месторождения, залежи и участки разрабатываемых залежей, которые должны осваиваться в соответствии с проектными документами. Почему? Потому что это экономически неэффективно.
По сути, раскрытие добычного потенциала – ключевая задача различных госорганов, которые на это реально влияют, в первую очередь Минприроды и Минфина. Поскольку Минфин отвечает за стимулирование и налоги, а у Минприроды есть все полномочия в сфере недропользования, для них важно сформировать такие условия, когда компаниям будет выгодно добывать нефть из этих неразрабатываемых запасов.
Минэнерго же непосредственно за добычу, вообще говоря, не отвечает. За добычу ответственны недропользователи, у которых находятся лицензии, и которые принимают инвестиционные решения. Ведомство отвечает за стратегические направления развития ТЭК, поэтому в его полномочиях есть разработка энергостратегии и генеральных схем развития нефтяной и газовой отраслей.
Минэнерго вместо успокоительных заявлений о росте добычи должно ставить вопрос о приоритетах развития. Например, является ли арктический шельф или баженовская свита приоритетом при сегодняшних ценах на нефть и отсутствии технологий. Для того чтобы исполнять этот функционал, министерство должно уметь собирать необходимую производственную и экономическую статистическую информацию, анализировать ее и предлагать решения в рамках стратегии развития отрасли.
- А что по поводу энергостратегии? Почему происходит так, что энергостратегия у нас до сих пор не принята?
- Энергостратегия до сих пор была совсем не тем документом, который реально нужен государству и компаниям. Что из себя представляла энергостратегия в предыдущих версиях? Набор прогнозов топливно-энергетических балансов. Что бизнес ждет от энергостратегии? Что она будет отражением энергополитики, в ней должно быть сформулировано видение того, что государство хочет получить от ТЭК и, главное, какими инструментами. До сих пор существует ряд развилок, по которым нет определенности: какая должна быть налоговая реформа нефтедобычи, сколько нефти перерабатывать, что делать с рынком газа и т.п. И именно в энергостратегии эти развилки должны быть разрешены.
Хотим ежегодно перерабатывать 300 млн тонн нефти при внутреннем потреблении менее 150 млн тонн и терять 20 млрд долларов бюджетных доходов – продолжаем субсидировать переработку. Хотим получить топливный баланс, в котором преобладает газ, тогда принимаем соответствующие решения в отношении ценовой политики, т.е. искусственно удерживаем цены ниже уровня межтопливной конкуренции. Если хотим реализовать добычной газовый потенциал в 1 трлн куб. м и экспортировать 400 млрд куб. м, мы должны либерализовать экспорт СПГ и трубопроводного газа, поменять модель рынка газа.
В зависимости от энергополитики мы и получим тот или иной топливно-энергетический баланс. Если же проект энергостратегии не разрешает ни одной развилки, то он никому не нужен, в том числе государству. Сегодня важна именно энергополитика, прогнозы нужны не сами по себе, а чтобы помогать ее формировать.
- Как у нас обстоят дела с прогнозами? Что, например, будет с ценой нефти…
- Что касается цен на нефть, то их бессмысленно прогнозировать. Когда я в ТНК-ВР отвечал за плановые предпосылки компании, в которых, естественно, фигурировала цена на нефть, мы анализировали консенсус-прогноз экспертов по ценам на нефть. В результате вывели простой факт: обычно люди ориентируются либо на текущую цену, либо на среднюю за последние 12 месяцев, этот чисто психологический эффект. Можно воспользоваться фьючерсными кривыми, но это рыночные ожидания с элементами спекуляции.
Если взять Международное энергетическое агентство (МЭА) или департамент энергетики США, то они строят сбалансированные сценарии, в которых спрос и предложение уравновешиваются при определенных ценах. Цена на нефть является одной из входящих переменных этого сценария, а не выходным параметром. Идея заключается в том, чтобы сценарии были внутренне непротиворечивы. Например, высокие цены соответствуют высоким темпам роста мировой экономики и потребления, которое удовлетворяется все более дорогой добычей. В таком сценарии также более активно должна развиваться альтернативная энергетика.
Можно, конечно, использовать чужие прогнозы. При этом надо также понимать, что они, как правило, субъективны. Ведь ни один нефтяник вам не скажет, что спрос на нефть упадет через 10 лет, и нефть будет никому не нужна. В то же время МЭА, как организация, объединяющая страны-потребители энергоресурсов, будет ориентироваться на то, что возрастет доля альтернативной энергетики, а доля нефти в мировом балансе будет снижаться.
У меня к большинству таких сценариев и прогнозов достаточно скептическое отношение, поскольку исторически они никогда не учитывали технологические прорывы. Например, в прогнозах МЭА 15-летней давности предполагалось, что спрос на нефть к нынешнему году составит примерно 110-120 млн баррелей в сутки. На самом деле сегодня он составляет около 94 млн барр./сут. То есть темпы роста потребления нефти были сильно переоценены, а энергоэффективность - недооценена. Посмотрите, сколько моторного топлива потребляли автомобили 20 лет назад – 20 литров на 100 км, сегодня в смешанном режиме при более плотном трафике около 10 литров, гибриды потребляют меньше 5 литров, а электромобили вообще ничего (в топливном эквиваленте менее 2,5 литров). Точно так же никто не ожидал такого эффекта сланцевой революции – как на мировой баланс нефти и газа, так и на принципы ценообразования.
В России серьезных прогнозов или сценариев развития мировой энергетики сегодня нет, это правда. По понятным причинам они отсутствуют на официальном уровне: нет соответствующей компетенции, данных, моделей. Нефтегазовые компании могли бы их делать, в прошлом году ЛУКОЙЛ попытался. Для того чтобы делать качественные независимые сценарии, в России должны быть свои транснациональные консалтинговые организации, такие как IHS CERA, с филиалами в различных странах мира.
- Российские госорганы пользуются прогнозами транснациональных компаний? Насколько вообще востребованы сегодня консультанты?
- Безусловно востребованы и, к сожалению, пользуются. Ведомства разрабатывают большое количество нормативно-правовых актов, которые влияют на нефтегазовую отрасль и доходы бюджета. Поэтому при разработке подобных решений обязательно нужно привлекать отраслевых экспертов, которые понимают, как компании решения свои принимают, знают экономику проектов добычи и переработки, разбираются в технологиях.
Печально, что при подготовке стратегических документов и налоговых законопроектов госорганами и госкомпаниями привлекаются иностранные консультанты. Это ставит под угрозу национальную безопасность при том, что их конкурентные преимущества зачастую сомнительны. Импортозамещение в этой сфере не менее важно, чем в производственной, поскольку консультанты участвуют в подготовке документов, влияющих на развитие стратегических отраслей. А внешняя экспертиза ведомствам нужна, поскольку их задача – писать законы, а не модели и прогнозы строить. Непроработанные решения вносят искажения в инвестиционный процесс. Приведу простой пример. В 2005 году поменяли режим экспортных пошлин и создали систему, при которой переработка стала получать существенные субсидии в виде разницы пошлин на нефть и нефтепродукты. Стала выгодна простая переработка, при этом неэффективными остались инвестиции в углубляющие процессы. Что в итоге произошло? Объем первичной переработки вырос больше, чем на 60%. За это время глубина переработки сильно не поменялась. Только в 2011 году эту ошибку исправили, введя систему 60-66. И таких примеров достаточно много, взять хотя бы обсуждавшийся выше НФР.
- Почему так происходит?
- Это результат отсутствия информации и компетенции. Мы говорили о прогнозах. Чтобы построить прогноз, первое, что нужно - иметь качественную информацию. Чтобы знать, сколько мы будем добывать нефти, необходимо совершенно четко представлять себе, какой объем запасов сегодня рентабельный. Не тот, который стоит на госбалансе, а какие запасы реально компании собираются вводить в разработку. Для этого надо знать экономику соответствующих проектов.
Я могу сказать, что экономику добычи в разрезе месторождений сегодня государство не видит. Не понимает, какие эксплуатационные и капитальные затраты и из чего они складываются, какая рентабельность проектов по регионам, по компаниям в разрезе месторождений. Нет представления о технологической и экономической эффективности бурения и геолого-технических мероприятий.
Но для того, чтобы проводить налоговую реформу, вводить новые льготы для компаний, эту информацию нужно иметь. А у нас ее нет. Получается, что все решения принимаются в слепоте. Недопустимо, чтобы Минэнерго и Минфин принимали на веру то, что скажут им компании.
Поэтому система сбора и подготовки информации должна быть отстроена. Ее пытаются выстроить уже как минимум четыре года в рамках системы ГИС ТЭК (Государственная информационная система ТЭК), но результата пока нет. Неизвестно, что получится на выходе. Работа ведется, деньги выделяются, что-то должно быть на выходе. Конечно, ситуация, мягко говоря, странная.
Дальше уже можно различными инструментами регулирования корректировать профиль добычи, расставлять приоритеты, стимулировать компании вкладываться в геологоразведку или в шельф, или в ТрИЗ (трудноизвлекаемые запасы). И таким образом косвенно влиять на объем добычи. Именно это и называется управление отраслью.
