Стремление регуляторов придать адресность мерам поддержки нефтепереработки обернется сложностями при их реализации, поэтому вряд ли эти меры станут окончательными

В конце июля Госдума в третьем чтении приняла пакет законопроектов о завершении налогового маневра в нефтяной отрасли. Больших сюрпризов их рассмотрение в парламенте не принесло: намерение правительства пошагово обнулить экспортные пошлины в обмен на повышение базовой ставки НДПИ обрело юридический статус. Однако продвижение от первого чтения к третьему все же содержало в себе интригу — в стенах парламента решалось, какой в итоге окажется конфигурация поддержки нефтепереработки, вокруг которой компании и регуляторы в последние полгода сломали немало копий.

Споры о мерах поддержки

В январе Минфин направил в правительство доклад, в котором предложил дополнить обнуление пошлин и повышение НДПИ обратным акцизом на нефть — фактически возвратом части ее стоимости, право на получение которого должны были получить НПЗ при покупке сырья у нефтяных компаний. Минэнерго предложило связать условия предоставления обратного акциза сразу с несколькими критериями: глубиной переработки нефти на НПЗ (65% и выше), удаленностью заводов от экспортных границ и объемом поставок бензина, дизеля и нафты (сырья для нефтехимии) на внутренний рынок. Большинство компаний согласились с механизмом обратного акциза, однако «Татнефть» предложила повысить планку глубины переработки до 80%, а «Газпром нефть» и «Лукойл» — связать его предоставление с внутрироссийскими поставками светлых нефтепродуктов, а также масел и битумов. Несогласие с регуляторами выразил «Сургутнефтегаз», предложивший поддерживать НПЗ с помощью вычета расходов на модернизацию перерабатывающих мощностей из выплат по налогу на прибыль нефтяных компаний.

Расхождения в позициях компаний во многом были связаны с различиями в профиле их перерабатывающего бизнеса. Киришский НПЗ «Сургутнефтегаза» не принадлежит к числу лидеров по глубине переработки (54,8% против 81,3% в среднем по отрасли, согласно данным Минэнерго), однако при этом ориентирован на экспорт, чему в немалой степени способствует близость к порту Приморск (Ленинградская область), с которым завод в Киришах напрямую связан нефтепродуктопроводом. В свою очередь, «Татнефть» является собственником одного из лучших российских НПЗ — «Танеко», глубина переработки на котором (99,2%, по данным компании) существенно превышает среднероссийский уровень. У «Лукойла» же и «Газпром нефти» сильно диверсифицирована продуктовая линейка, которая не ограничена выпуском базовых нефтепродуктов: бензина, дизеля и мазута. «Лукойл» является крупнейшим в России производителем моторных масел (197 300 т в 2017 году против 131 500 т у «Роснефти», по данным Thomson Reuters), а «Газпром нефть» делит с «Роснефтью» первенство по выпуску наиболее распространенной марки авиакеросина — ТС-1 (184 500 т против 185 000 т в 2017 году).

Конфигурация обратного акциза

На этом фоне решение, найденное по итогам трех чтений, выглядит компромиссом: право на обратный акциз получат НПЗ, у которых в структуре переработки на долю бензина 5-го экологического класса приходится не менее 10%. Под этот критерий не подпадают в основном малые заводы мощностью до 1,5 млн т переработки, которые специализируются на производстве котельного топлива, — в прошлом году объем его производства на мини-НПЗ кратно превысил выпуск бензина и дизеля (284 400 т против 23 200 т и 69 400 т соответственно, как следует из данных Thomson Reuters).

Для крупных же НПЗ такой метод поддержки в целом нейтрален, учитывая, что даже те заводы, у которых на долю бензина приходится менее 10% переработки, смогут до 2029 года воспользоваться обратным акцизом при условии, что в ближайшие шесть лет они вложат в модернизацию мощностей свыше 60 млрд рублей — сумму, обременительную для мини-НПЗ, но сопоставимую с капиталовложениями крупнейших игроков отрасли, к примеру, «Газпром нефть» до середины 2020-х собирается вложить 418 млрд рублей в модернизацию Омского и Московского НПЗ, а «Лукойл» — более 100 млрд рублей в обновление мощностей «Нижегороднефтеоргсинтеза».

Территориальные коэффициенты

Подспорьем для компаний станут и территориальные коэффициенты, на которые будет умножаться обратный акциз. Величина коэффициента — от 1,05 (НПЗ в Республике Алтай, Омской области и Алтайском крае) до 1,5 (заводы в Хакасии и Красноярском крае) — будет зависеть от удаленности НПЗ от экспортных границ — критерия, вовсе не случайно упомянутого в январских предложениях Минэнерго. Большинство крупных НПЗ были возведены в первые 20 лет после окончания войны, в то время, когда автомобиль был роскошью, а не средством передвижения. Именно поэтому они строились в глубине страны и были ориентированы не на экспорт бензинов, а на производство дизеля для отечественного грузового транспорта (дизеля) и мазута для электростанций. Ситуация изменилась во второй половине 1960-х, когда новые заводы стали возводить ближе к экспортным границам — на территории союзных республик, в частности, на Украине (Лисичанский НПЗ), в Белоруссии (Мозырский НПЗ) и Литве (Мяжейкяйский НПЗ).

С распадом Союза эти НПЗ остались за пределами страны. Россия же унаследовала устаревшие заводы, последний из которых до краха СССР был построен в 1966 году, им стал Ачинский НПЗ, который, будучи расположен в Красноярском крае, получит право на самый высокий территориальный коэффициент при получении обратного акциза. Это облегчит «Роснефти» его модернизацию, на которую компания уже затратила 70 млрд рублей. То же самое касается Ухтинского НПЗ — самого простого с технологической точки зрения завода «Лукойла», расположенного в Республике Коми, для которой установлен коэффициент 1,3. По итогам прошлого года глубина переработки на Ухтинском НПЗ, по данным ЦДУ ТЭК, была увеличена с 69,2% до 73,8%, это позволило удержать завод в границах безубыточности на фоне ликвидации разницы между экспортными пошлинами на нефть и мазут, хотя у компании в такой возможности были сомнения, о чем в марте на Дне инвестора в Лондоне сообщил вице-президент «Лукойла» Вадим Воробьев.

Стимулы для модернизации

Благодаря обратному акцизу и территориальным коэффициентам налоговый маневр станет для компаний менее обременительным, чем ожидалось ранее. До внесения законопроекта в Думу Минфин приводил расчеты, согласно которым от повышения НДПИ и обнуления пошлин бюджет в ближайшие шесть лет получит 1,6 трлн рублей дополнительных доходов. После первых двух чтений министерство снизило свою оценку до 1 трлн рублей. Несмотря на это, маневр станет вызовом для участников отрасли — как из-за ликвидации разницы между более высокими пошлинами на нефть более низкими на бензин, нафту и дизель, стимулирующей экспорт нефтепродуктов, так и из-за удорожания сырья, стоимость которого для НПЗ рассчитывается по экспортному нетбэку (экспортная цена минус пошлины и транспортные издержки). Компании лишатся косвенных субсидий, без которых, по оценке VYGON Consulting, рентабельными останутся лишь чуть более 40% перерабатывающих мощностей (120 млн т из 280 млн т).

Однако катастрофических для отрасли последствий налоговый маневр не повлечет, он лишь придаст компаниям дополнительные стимулы модернизировать НПЗ, которые те уже получили в результате снижения экспортных пошлин на нефть с 49% в 2014 году до 30% в 2017-м. Это, в частности, видно по динамике капиталовложений в нефтепереработку, среднегодовой объем которых в 2014–2017 годах вырос почти наполовину в сравнении с 2010–2013 годами (278 млрд против 188 млрд рублей), как следует из данных Минэнерго. Такой прирост уже позволил увеличить среднюю по отрасли глубину переработки — с 71,1% в 2010 году до 81,3% в 2017-м. Однако это все равно ниже, чем в США, где, по данным Агентства энергетической информации, средняя глубина переработки в прошлом году составила 93,6%. А значит, компаниям придется приложить еще немало усилий, чтобы довести конкурентоспособность перерабатывающих активов до лучших мировых стандартов.

Выход в наращивании экспорта

Налоговый маневр этому только поспособствует, как поспособствовали модернизации угольной промышленности рыночные реформы, до начала которых отрасль получала бюджетные субсидии и косвенные льготы в виде высокого спроса на уголь, поддерживавшегося из-за высокой энергоемкости советской экономики. За 1991–2001 годы потребление угля электроэнергетикой снизилось почти на треть (со 173,1 млн т до 120,4 млн т), а прямые субсидии в адрес угольной отрасли, по данным Всемирного банка, — с 1,05% ВВП в 1993 году до 0,05% ВВП в 2001-м. Сначала это привело к закрытию более 200 шахт и разрезов и массовым увольнениям среди шахтеров, численность которых за тот же период сократилась более чем вдвое (с 377 000 до 178 000 человек). Однако вслед за болезненным сжатием в угольной отрасли начался бурный подъем, драйвером которого послужил экспорт, восьмикратно увеличившийся за последние 20 лет, с 22,3 млн т в 1997 году до 184,6 млн т в 2017-м, как следует из данных Минэнерго.

Тот же выход могла бы найти и нефтепереработка, которая на международном уровне пока что конкурентоспособна лишь в наименее маржинальном сегменте — производстве мазута: по данным ЦДУ ТЭК, в 2017 году на долю экспорта пришлось 79,8% от его общероссийского выпуска, тогда как доля дизеля этот показатель составил 57%, а бензина — лишь 10,3%. Столь низкая доля экспорта в производстве бензина не случайна: несмотря на переход российских НПЗ на выпуск топлива класса Евро-5, его качество пока уступает зарубежным аналогам. Одно из косвенных тому свидетельств — слова директора калужского завода Volkswagen Group Rus Оливера Грюнберга, который в прошлом году на конференции «Автоэволюция-2017» признал, что Volkswagen Group Rus в течение десяти лет была вынуждена импортировать бензин для первой заливки в сошедшие с конвейера авто, чтобы избежать повреждений двигателя.

Издержки адресности

Рост доли экспорта в производстве бензина может стать одновременно и якорем, и индикатором успешной модернизации российской нефтепереработки. В этой связи регуляторам важно снижать барьеры для экспорта, не используя их в качестве инструмента для регулирования цен, как это произошло с таможенными пошлинами на нефтепродукты, которые с августа до конца года повышены до 90%.

Целесообразно сохранять и стабильность налогообложения переработки, экстренных изменений в котором, к сожалению, исключить нельзя. Несмотря на стремление правительства выбрать максимально нейтральные меры поддержки, ряд участников отрасли, как уже было показано выше, все равно останутся за ее бортом. Возможно, регуляторам стоило бы пойти на пошаговое снижение акцизов на нефтепродукты, которое с фискальной точки зрения было бы пропорционально потерям от обратного акциза на нефть (600 млрд рублей за шесть лет). Такое решение, с одной стороны, было бы универсальным для всех участников отрасли, а с другой — простым с точки зрения администрирования, особенно в том случае, если бы 100% поступлений по топливным акцизам было передано на уровень регионов. И оно бы стало логичным продолжением недавнего снижения акцизов на бензин и дизель (на 3000 и 2000 рублей соответственно) и их перераспределения в пользу региональных бюджетов, в которые до конца года будет зачисляться 84,4% акцизных сборов вместо 57,1%, как это было ранее.

Однако верх взяла сложная схема с обратным акцизом и территориальными коэффициентами. Это неизбежное следствие попытки сделать поддержку как можно более адресной. Но адресность всякий раз оборачивается высокими издержками администрирования, что хорошо известно специалистам, занимающимся проблемами реформирования систем социальной помощи. Теперь в этом же придется убедиться экспертам и регуляторам нефтяной отрасли.

www.forbes.ru

Читайте прогноз ценовых колебаний с 13 по 17 августа 2018.