- Михаил Константинович, как, по вашему мнению, следовало бы изменить действующую систему налогообложения нефтяной отрасли, чтобы она в долгосрочной перспективе негативно не повлияла на экономическое развитие страны?

– Дело не в налоговой нагрузке как таковой, а в том, как она устроена. Не в том, сколько берут в процентах от доходов, а как. Есть страны, в которых налоговые ставки выше, чем в России, но это не тормозит развитие бизнеса. Идеальной налоговой системы не бывает, правильнее говорить о разумной системе, которая стимулирует геологоразведочные работы и освоение новых месторождений, капиталовложения в поддержание добычи на зрелых месторождениях. Одно дело, если высокий дебит скважины дан природой, и совсем другое – если инвестор сам повысил нефтеотдачу за счет применения современных технологий, например, горизонтального бурения, которое стоит намного дороже, чем обычное. Очевидно, что налоговые изъятия во втором случае должны быть меньше.

Как должна быть устроена разумная налоговая система в нефтяной отрасли, в принципе хорошо известно. Должен быть роялти (названный у нас НДПИ), установленный в процентах от стоимости добытой нефти, посчитанной «на устье скважины», но очень умеренный (большой «убивает» все инвестиции в принципе в любых отраслях). Должен быть, конечно, обычный налог на прибыль. Для сырьевых отраслей уместен также дополнительный налог, связанный с доходностью бизнеса (или повышенная по сравнению с другими ставка налога на прибыль). Как правило, нефтяники везде, кроме США, платят «что-то еще». В Великобритании, например, буровые и другие сервисные компании, обслуживающие нефтяные, отчисляют с прибыли 30%, а нефтедобывающие – 40. Одним из вариантов такого дополнительного нефтяного налога, предложенного в свое время в России, является налог на дополнительный доход (НДД).

Подобная система в разных модификациях реализована во многих странах мира, но в России для нее пока не созданы макроэкономические условия, поскольку нет конкурентного рынка. Функции дополнительного изъятия повышенной прибыли, определяемой ценами на экспортную нефть, выполняют у нас сегодня экспортная пошлина и формула расчета ставки НДПИ, в зависимости от цен в Западной Европе.

При построении налоговой системы важно помнить, что у каждого налога есть свои «слабые» и «сильные» стороны, и задача состоит в том, чтобы минимизировать негативный эффект, который дают «слабые» стороны и максимизировать положительный эффект их «сильных» сторон. Камнем преткновения, который, к сожалению, не сможет обойти описанная система, является «добавка» к налогу на прибыль для нефтяников. У роялти (НДПИ) тоже есть слабые места, в частности, этот налог не стимулирует инвестиции, но манипулировать с ним можно только искусственным занижением трансфертных цен на добытую нефть, противодействовать чему довольно просто. Другая ситуация – разные ставки налога на прибыль, из-за чего у аффилированных компаний всегда во всем мире появляется желание перебросить центр прибыли туда, где налог меньше.

Разумный налоговый режим характеризуется не только уровнем изъятий, но и гораздо более тонкими категориями. Например, возможностью обеспечения инвестору приемлемого срока окупаемости инвестиций и внутренней нормы рентабельности с учетом рисков инвестора, в том числе и ценовых. В период возврата капвложений налоговая нагрузка на инвестора должна быть низкой. Особенно это касается разведки, освоения новых участков и обустройства инфраструктуры. Реально уже с 2006 г. к новым месторождениям применять так называемые «каникулы роялти», т.е. полное или частичное освобождение от НДПИ, при наличии прямого учета добычи на новом участке. Точно такой же подход применим для поддержания добычи на зрелых месторождениях. Кроме того, необходимо полное освобождение от НДПИ на «хвосте» добычи – по достижении определенного процента обводненности и дебита скважин, потому что любой налог, который берется с тонны или со стоимости тонны добычи, заставляет предприятие раньше закончить работу на месторождении.

«Правильной» реакции системы на рост и падение цен можно добиться к 2006 г., если обеспечить примерно одинаковый уровень изъятия экспортных доходов, вне зависимости от доли экспорта (с учетом пониженной рентабельности поставок не по трубопроводу). Для этого необходимо изменить шкалу ставки экспортной пошлины, переложив на нее функцию изъятия доходов от высоких (выше 30 долл./барр.) и сверхвысоких (свыше 35–40 долл./барр.) цен и установить фиксированную ставку НДПИ в рублях за тонну с ежегодной поправкой на инфляцию. Но, в любом случае, совокупное изъятие дополнительных доходов от роста цен не должно превышать 90–95% даже при сверхвысоких ценах.

– Можно ли организовать неналоговое изъятие сверхдоходов в отрасли? Например, при выдаче лицензий на разработку месторождения, с помощью бонусов коммерческого открытия, бонусов добычи и так далее?

– В принципе, неважно какими будут изъятия – налоговыми или неналоговыми. Во всем мире существует примерно 220 фискальных систем – больше, чем нефтедобывающих стран, потому что многие страны одновременно применяют разные фискальные режимы. По большому счету, все эти режимы подразделяются на два типа: договорные (варианты соглашений о разделе продукции или сервисных контрактов с риском) или лицензионные (прописанные в законе). Но их эффективность зависит больше от того, как они организованы, а не от того, к какому типу относятся. Любую систему можно испортить плохим исполнением.

Фискальное значение бонусов очень невелико. Что, например, может дать государству бонус, взимаемый при открытии месторождения? Доходы, полученные на 2–3 года раньше. Возможно, для очень бедных стран это и важно, чтобы скорее хоть чем-то пополнить бюджет. Но надо помнить, что чем больше государство возьмет денег с инвестора сейчас, тем меньше получит потом, и меньше – в совокупности. Потому что для инвестора доллар, заплаченный до начала освоения месторождения, гораздо дороже, чем доллар, заплаченный позже, с полученного уже дохода.

Бонус начала добычи вообще не имеет никакого смысла, ведь государство уже может брать с инвестора полноценные налоги. Таким образом, с фискальной точки зрения, взимание бонусов неактуально, а для бизнеса это создает дополнительные и очень серьезные риски.

Единственный бонус, применение которого разумно – бонус «первой подписи» для победителя тендера на получение прав на разведку и освоение месторождения. Его размер должен быть таким, чтобы добывающая компания с серьезными намерениями без труда задепонировала объявленную перед началом тендера сумму, и чтобы отсекались мелкие компании-однодневки, которые освоить месторождение не смогут, но надеются выиграть тендер и потом перепродать права на разработку месторождения с многомиллионным «наваром».

– И у таких мелких компаний есть возможность выиграть тендер?

– Конечно. И это, к сожалению, демонстрируют многочисленные примеры конкурсов на лицензии, проведенные в России. Бонус «первой подписи» необходим как элемент справедливой системы конкурсов.

– Как вы считаете, почему нефтяные компании подняли такой шум из-за того, что при цене нефти свыше 25 долл./барр. почти вся их дополнительная выручка уходит на налоги? Но разве не справедливо, что она уходит?

– Почти вся – это было бы справедливо. Но с 1 января 2005 г. вступит в действие новая ставка НДПИ, из-за которой государство будет забирать (включая экспортную пошлину) не только всю сверхприбыль, но и более 100%. Если цена за баррель нефти вырастет на один доллар, нефтяники отдадут государству один доллар и 10 центов. По сути, они будут штрафоваться за высокие мировые цены.

– Если нефтяники ничего не имеют от роста мировых цен, почему же они так агрессивно продолжают наращивать экспорт?

– Сегодняшний рост добычи – это результат решений инвесторов по интенсификации добычи, принятых полтора–два года назад при другой налоговой системе. Нельзя быстро взять и закрыть скважины. Их консервация и начало добычи в последующем – технологически сложный и рискованный процесс.

– Как на отрасли в целом отразится повышение НДПИ с 1 января 2005 г.?

– Что произойдет в отрасли в целом – трудно прогнозировать. Полгода назад, обнаружив, что компаниям придется отдавать государству больше, чем они получают от роста мировых цен, я прогнозировал, что все мелкие и средние компании, которые могут организовать экспорт только по трубопроводам, станут убыточными и будут поглощены крупными российскими ВИНК. Они попадали в зону штрафных санкций за высокие цены на нефть уже при 20 долл. за баррель. Но за полгода ситуация изменилась, и теперь я думаю, что мелкие нефтяные компании устоят. Надежду выжить им дал резкий рост внутренних цен на нефть и нефтепродукты, сделавший довольно прибыльными поставки на внутренний рынок. Возможность выживания независимых от ВИНК компаний, в том числе с иностранным капиталом, – это положительный фактор, так как такие компании создают хоть какую-то конкуренцию. Во многих странах государство их поддерживает.

Неизбежное снижение инвестиций в отрасль после 1 января из-за неразумного повышения налоговой нагрузки, причем именно при высоких мировых ценах, даст «результат» года через два. Если мировые цены на нефть упадут, станет нерентабельной большая доля экспорта (примерно 10–15%), которая вывозится по железной дороге или смешанным транспортом. Но одновременно еще быстрее упадет налоговая нагрузка, так что сальдо такого влияния еще предстоит оценить.

Мнение компании

Транспортные издержки – на втором месте

Андрей ГАЙДАМАКА,
начальник управления инвестиционного анализа
и отношений с инвесторами ЛУКОЙЛа

В последнее время только и разговоров, как изъять из отрасли сверхдоходы. Но они уже изымаются, и чрезвычайно эффективно. Государство научилось за последнее время это делать. Да, цены на нефть выросли в два раза, но основные налоги – более чем в два раза. В 2001 г. доля чистой прибыли в выручке была 17%, в 2003 г. – 13, в 2003 – 14%. При сохранении ценовой конъюнктуры и дальнейшем росте налогов, я прогнозирую в 2005 г.– 9–10%. Это немного. Сейчас доходность на вложенный капитал у основных нефтяных компаний, которые инвестируют в новые проекты, а к ним, безусловно, относится и ЛУКОЙЛ, составляет 14–15%. Это нормальная доходность, даже ниже, чем у большинства наших зарубежных конкурентов.

Налоговая нагрузка сконструирована так, что выручка компаний уменьшается при цене нефти свыше 26 долл. за баррель. Так что к доходам от нынешней дороговизны нефти мы теперь не имеем никакого отношения. Высокая налоговая нагрузка уже начинает влиять на инвестиционные решения. Но к ней еще добавляется рост на транспортные услуги. Это тоже своеобразный налог, составляющий вторую по величине расходную статью. Сейчас 60–70 млн т, а то и все 100 млн т добываемой нефти в стране транспортируется чрезвычайно неэффективными методами, которые становятся убыточными уже при падении цены ниже 23–24 долл. за баррель. В итоге до 20% добычи российской нефти может стать убыточной. Транспортные затраты ЛУКОЙЛа выросли с 735 млн долл. (в 2000 г.) до примерно 2,8 млрд долл. (в 2004 г.) Вот это и есть резерв, за счет которого можно увеличивать налоговую нагрузку на отрасль, но для этого сначала нужно помочь компаниям снизить транспортные затраты и продвинуть крупные трубопроводные проекты.

Мнение компании

Мы пошли своим путем

Радик ДАВЛЕТШИН,
директор департамента
нормативно-правовой деятельности Татнефти

В Налоговом кодексе РФ предусмотрены четыре ставки НДПИ или четыре коэффициента, в том числе коэффициент 0,7 (п.2 ст.342 НК РФ), если налогоплательщик за счет собственных средств нашел и разведал разрабатываемое месторождение или возместил соответствующие расходы государства. На практике же применяется только один понижающий коэффициент 0,5 по соглашениям о разделе продукции.

Современная система налогообложения нефтедобычи не учитывает специфики отрасли, а именно – этапности разработки месторождений. Затраты на каждом этапе освоения существенно различаются, и в соответствии с ними должна меняться и схема изъятий: от налоговых каникул на ранней стадии до максимальной нагрузки на «полке» (этап освоения с максимальным среднесуточным дебитом скважин) и последующим снижением при вступлении в позднюю стадию, вплоть до полной отмены на «хвосте добычи».

На одном из крупнейших месторождений в мире, Ромашкинском, которое разрабатывает почти 60 лет компания Татнефть, при достижении степени выработанности 80%, эксплуатационные затраты на тонну нефти возросли в 10 раз. При этом среднесуточный дебит скважин снизился более чем в 10 раз. Если при степени выработанности 30% он составлял около 42 т в сутки, то в настоящее время при выработанности 84% добывается всего 3,7 т в сутки.

Концепция Татнефти по дифференциации НДПИ основывается на двух принципах: минимум критериев дифференциации и простота администрирования. Специалисты нашей компании предлагают ввести коэффициент 0,7 к ставке НДПИ на месторождениях со степенью выработанности 80% и более. В рабочей группе Минэкономразвития также было предложено учитывать степень выработанности месторождения. На основе анализа данных по 1 400 лицензионным участкам (на них приходится 70% годовой добычи нефти в России), была разработана шкала ставок НДПИ, которые изменяются от нуля в начале освоения месторождения до нуля на стадии затухания, принимая максимальные значения в зрелой стадии, когда затраты минимальны, а добыча и поток наличности – наоборот.

Еще до введения НДПИ в 2001 г. 48-я статья Закона «О недрах» предусматривала налоговое стимулирование. К сожалению, в России она не работала. Татарстан в своих региональных законах («О недрах», «О нефти и газе») с середины 1990-х годов ввел методику применения налоговых льгот (в то время республика, как и вся страна, столкнулась со снижением объемов добычи, с увеличением числа нерентабельных и заброшенных скважин). Для администрирования налогов была разработана методическая база по определению нерентабельного фонда скважин и объемов добычи нефти, подлежащих налоговому стимулированию, а также введен раздельный бухгалтерский учет этих объемов.

В результате в Татарстане в 1996–2000 гг. стабилизировалась добыча нефти, были получены дополнительные объемы с помощью новых методов повышения нефтеотдачи пластов, удалось сохранить в эксплуатации потенциально нерентабельный фонд скважин, ввести в разработку новые месторождения, в том числе за счет создания по указу президента республики более 20 независимых малых нефтяных компаний. Льготы по акцизам, роялти, отчислениям на воспроизводство минерально-сырьевой базы в 1996–2000 гг. принесли Татарстану общий эффект в 1,8 млрд, а федеральный бюджет дополнительно получил 1,3 млрд рублей.

Нас постоянно спрашивают, почему мы так ратуем за дифференциацию налогообложения. Отношение нефтяных компаний к этому вопросу зависит от качества месторождений. Татнефть 67% добычи получает на месторождениях со степенью выработанности 80% и более, у месторождений Башнефти выработанность 53%, ЛУКОЙЛа – 18, ЮКОСа – 8, Сибнефти – 13, ТНК-P – 2 процента.

Архив журналов

Журнал «Мировая энергетика»

Декабрь 2004 г.

Нефтяники заплатят за высокие мировые цены

Транспортные издержки – на втором месте

Мы пошли своим путем

Журнал «Мировая энергетика»