Развитие нефтяного сектора в России


Развитие нефтяного сектора в России

Бобылев Ю.Н.
к.э. н., ведущий научный сотрудник
Института прикладных экономических исследований
Российской академии народного хозяйства
и государственной службы при Президенте РФ
завлабораторией экономики минерально-сырьевого сектора
Института экономической политики имени Е.Т. Гайдара

Нефтяной сектор относится к числу базовых в российской экономике и играет ведущую роль в формировании государственных доходов и торгового баланса страны. В 2014 г. он обеспечил 45,5% доходов федерального бюджета и 54,2% российского экспорта. При этом добыча нефти в России достигла наивысшего уровня за период с 1990 г., а нефтяной экспорт — исторического максимума. Этим своеобразным рекордам предшествовал длительный период трансформации российского нефтяного сектора, начавшийся в 1990-е годы. Данный процесс затронул все аспекты развития сектора, включая добычу и переработку нефти, реализацию продукции на внешнем и внутреннем рынках, ценообразование и государственное регулирование.

Добыча и переработка

В период существования СССР быстрый рост добычи нефти в России и крупномасштабный нефтяной экспорт фактически обеспечивали финансирование неэффективной социалистической экономики и повышение жизненного уровня населения. Исторический максимум добычи нефти в России был достигнут в 1987 г. и составил 569,5 млн т. В 1990-е годы добыча значительно упала: в 1996 г. она составила лишь 301,3 млн т, или 52,9% докризисного максимума. Падение добычи нефти было обусловлено сокращением внутреннего спроса из-за рыночной трансформации российской экономики и частичного замещения нефтепродуктов природным газом, а также снижением платежеспособного спроса на российскую нефть со стороны других стран на территории бывшего СССР и стран Восточной Европы вследствие экономического спада и приближения цен во взаимной торговле к ценам мирового рынка. При этом возможности увеличить экспорт в другие страны были ограничены существующими транспортными мощностями. На положении в секторе сказалась также институциональная перестройка российской экономики и самой нефтяной отрасли.

Во второй половине 1990-х годов ситуация в нефтяном секторе стабилизировалась, а в первой половине 2000-х наблюдался быстрый рост добычи нефти. Это определялось значительным расширением возможностей экспорта нефти, прежде всего благодаря созданию Балтийской трубопроводной системы, и интенсификацией разработки действующих месторождений, в частности, за счет применения зарубежных технологий (горизонтальное бурение, гидроразрыв пласта). Однако затем темпы роста добычи нефти значительно сократились, а в 2008 г. добыча снизилась. Это свидетельствовало об исчерпании резервов ее увеличения за счет интенсификации разработки действующих месторождений и необходимости активно осваивать новые нефтяные площади. В связи с этим была изменена система налогообложения нефтяного сектора, что стимулировало освоение новых регионов и углубленную разработку эксплуатируемых месторождений.

В 2014 г. добыча нефти в России достигла 526,7 млн т — максимального уровня за период с 1990 г. (табл. 1). В то же время наблюдается заметное снижение темпов ее роста, обусловленное прежде всего объективным ухудшением условий добычи. Значительная часть эксплуатируемых месторождений имеет высокую степень выработанное™ и вступила в стадию падающей добычи, а новые месторождения в большинстве случаев характеризуются худшими горно-геологическими и географическими параметрами, их разработка требует повышенных капитальных, эксплуатационных и транспортных затрат.

Таблица 1

Производство и переработка нефти в Российской Федерации в 1990-2014 гг.


1990

1992

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

Добыча нефти, включая газовый конденсат, млн т

516,2

399,3

306,8

323,2

470,0

505,1

511,4

518,0

523,3

526,7

Прирост добычи нефти по сравнению с предыдущим годом, X

-6,5

-13,6

-3,5

6,0

2,4

2,1

0,8

1,3

1,0

0,6

Первичная переработка нефти, млн т

297,8

256,0

183,0

173,0

208,0

249,3

258,0

270,0

278,0

294,4

Доля переработки нефти в ее добыче, °о

57,7

64,1

59,6

53,5

44,3

49,4

50,4

52,1

53,1

55,9

Глубина переработки нефти, %

65,2

64,1

62,9

71,0

71,6

71,1

70,8

71,5

71,7

72,4

Источники: Росстат; Министерство энергетики РФ.

В настоящее время российская нефтедобывающая промышленность приблизилась к пределу своих производственных возможностей. Для компенсации падения добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях необходимо осваивать как новые месторождения в регионах с неразвитой или отсутствующей инфраструктурой, включая месторождения на континентальном шельфе, так и не вовлеченные в разработку запасы худшего качества в освоенных регионах.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности, несмотря на определенные положительные сдвиги, например значительное увеличение доли высокооктанового бензина, коренной модернизации не произошло. Она по-прежнему значительно отстает от развитых стран по технологическому уровню, структуре и качеству производимых нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в России составляет лишь 72%, тогда как в ведущих промышленно развитых странах она достигает 90 — 95%. Данный показатель в настоящее время близок к уровню начала 2000-х годов и незначительно превышает дореформенный (в 1990 г. глубина переработки нефти в России составляла 65%).

В ходе рыночных реформ радикально изменилась институциональная структура нефтяного сектора. Основные преобразования в секторе произошли в 1993 — 1995 гг., когда была проведена приватизация и сформированы 11 вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), а также две региональные нефтяные компании («Татнефть» и «Башнефть»). В последующие годы ряд небольших нефтяных компаний был поглощен более крупными, а в 2000-е годы активы двух крупных частных нефтяных компаний перешли под контроль государственных компаний: «Роснефть» приобрела активы компании «ЮКОС», а «Газпром» купил компанию «Сибнефть» и вошел в реализуемый иностранными компаниями проект «Сахалин-2». В результате доля государственных компаний в нефтяном секторе, которая в 1990-е годы резко сократилась (до 16% общей добычи нефти), в 2000-е годы значительно возросла.

Современная структура производства нефти в России характеризуется преобладанием государственных компаний и высокой рыночной долей крупнейших ВИНК. В 2014 г. на долю четырех крупнейших компаний («Роснефть», « ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз» и «Газпром», включая «Газпром нефть») пришлось почти 3/4 (73,8%) общей добычи нефти в стране. Доля компаний среднего размера («Татнефть», «Славнефть», «Башнефть» и «РуссНефть») составила 13,1% общей добычи нефти. На других производителей, к которым относятся более 100 мелких нефтедобывающих организаций, пришлось 9,5%. Операторы соглашений о разделе продукции, реализуемых с участием иностранных компаний, добыли 2,7% российской нефти.

В 2013 г. «Роснефть» благодаря приобретению нефтяной компании «ТНК-BP», на которую с учетом ее доли в компании «Славнефть» приходилось 15,7% общероссийской добычи нефти, значительно усилила свои позиции в российском нефтяном секторе и стала одной из крупнейших нефтяных компаний мира. В 2014 г. была возвращена в государственную собственность компания «Башнефть». В результате госсектор существенно расширился, а доля государственных компаний в общероссийской добыче нефти, по нашим расчетам, в 2014 г. достигла 58,6% (табл. 2).

Таблица 2

Доля государственных компаний в добыче нефти в России в 2014 г.


Добыча нефти, млн. т.

Доля в общей добыче нефти, %

«Роснефть», включая ее долю в добыче других организаций

200,5

38,1

«Газпром», включая «Газпром нефть» и их долю в добыче других организаций

60,6

11,5

«Татнефть»

26,5

5,0

«Башнефть»

17,9

3,4

«Зарубежнефть» (добыча на территории России)

3,2

0,6

Государственные компании, всего

308,7

58,6

Источники: Министерство энергетики РФ; расчеты автора

С глобальной точки зрения Россия остается одним из крупнейших мировых производителей нефти. По объему ее добычи она занимает второе место в мире после Саудовской Аравии. В 2013 г. доля России в мировом производстве нефти составила 12,9% (BP, 2014). Для сравнения: в 1987 г., когда был достигнут исторический максимум российской нефтедобычи, она равнялась 19,4%, а в 1996 г., когда добыча нефти в рассматриваемый период находилась на минимальном уровне, — 9,0%.

Экспорт

Нефть по-прежнему остается основным экспортным товаром России, а нефтяной сектор — одним из наиболее экспортоориентированных секторов российской экономики. В СССР максимум российского нефтяного экспорта был достигнут на пике нефтедобычи в 1988 г., когда экспорт нефти и нефтепродуктов из России составил 314,8 млн т. Правда, половина российского нефтяного экспорта в тот период приходилась на бывшие союзные республики, поставки в которые осуществлялись по директивным внутренним ценам, которые были значительно ниже мировых. Тем самым Россия фактически дотировала их экономики. После распада СССР экспорт нефти и нефтепродуктов в бывшие союзные республики резко сократился.

В результате значительно снизился и общий нефтяной экспорт (до 169,3 млн т в 1995 г.). Но с 1996 г. он начал расти и в 2000-е годы значительно превысил дореформенный уровень. В 2014 г. экспорт нефти и нефтепродуктов достиг 388,2 млн т, что на 43,3% превышает уровень 1990 г. и стало историческим максимумом (табл. 3). При этом радикально изменилась географическая структура российского нефтяного экспорта: резко возросла доля стран дальнего зарубежья и значительно сократилась доля стран СНГ. В 2014 г. на первые пришлось 91,3% российского нефтяного экспорта.

Таблица 3

Соотношение производства, потребления и экспорта нефти в 1990-2014 гг. (млн т)


1990

1992

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

Нефть

Производство

516,2

399,3

306,8

323,2

470,0

505,1

511,4

518,0

523,3

526,7

Экспорт, всего

220,3

137,7

122,3

144,5

252,5

250,4

244,6

239,9

236,6

223,4

Экспорт в страны — не члены СНГ

99,7

66,2

96,2

127,6

214,4

223,9

214,4

211,6

208,0

199,3

Экспорт в страны СНГ

120,6

71.5

26,1

16,9

38,0

26,5

30,2

28,4

28,7

24,1

Чистый экспорт

201,5

127.0

113,8

138,7

250,1

249,3

243,5

239,1

235,7

221,9

Внутреннее потребление

269,9

231.4

150,4

123,0

123,1

125,9

140,7

142,1

137,6

142,0

Чистый экспорт в % к производству

39,0

31,8

37,1

42,9

53,2

49,4

47,6

46,2

45,0

42,1

Нефтепродукты

Экспорт

50,6

43,0

47,0

61,9

97,0

132,2

130,6

138,1

151,4

164,5

Экспорт в страны — не члены СНГ

35,0

25,3

43,5

58,4

93,1

126,6

120,0

121,2

141,1

155,2

Экспорт в страны СНГ

15,6

17,7

3,5

3,5

3,9

5,6

10,6

16,9

10,3

9,6

Чистый экспорт

44,8

40,9

42,6

61,5

96,8

129,9

127,2

136,8

150,0

162,8

Нефть и нефтепродукты

Экспорт, всего

270,9

180,7

169,3

206,4

349,5

382,6

375,2

378,0

388,0

388,2

Чистый экспорт

246,3

167,9

156,4

200,2

346,9

379,2

370,7

375,9

385,7

384,7

Чистый экспорт в % к производству

47,7

42,0

51,0

61,9

73,8

75,1

72,5

72,6

73,7

73,0

Источники: Росстат; Министерство энергетики РФ; Федеральная таможенная служба; расчеты автора.

Существенно усилилась экспортная ориентация нефтяного сектора по сравнению с дореформенным периодом. По нашим расчетам, удельный вес чистого экспорта нефти и нефтепродуктов в производстве нефти повысился с 47,7% в 1990 г. до 73,0% в 2014 г. Однако отметим, что это связано не только с увеличением абсолютных объемов экспорта, но и со значительным сокращением внутреннего потребления нефти в результате рыночной трансформации российской экономики, повышения эффективности использования нефти и замещения нефтепродуктов (топочного мазута) природным газом.

В нефтяном экспорте существенно увеличилась доля нефтепродуктов: их удельный вес в чистом экспорте нефти и нефтепродуктов повысился с 18,2% в 1990 г. до 42,3% в 2014 г. Но здесь следует учитывать, что из-за низкой глубины нефтепереработки большую часть в российском экспорте нефтепродуктов занимает мазут, который фактически является побочным продуктом нефтепереработки и стоит дешевле, чем сырая нефть. В 2014 г. было экспортировано более 90% произведенного мазута, а его доля в общем экспорте нефтепродуктов составила 53%. В Европе российский мазут используют в качестве сырья для дальнейшей переработки и получения светлых нефтепродуктов.

На стоимостной объем российского нефтяного экспорта значительно повлияло повышение мировых цен на нефть в 2000—2010-е годы (табл. 4). Основными факторами ценового роста стали увеличение спроса на нефть, обусловленное ростом мировой экономики, прежде всего экономики Китая, Индии и других азиатских стран, консервативная политика ОПЕК в отношении увеличения добычи нефти странами — членами организации, а также относительно низкий рост производства нефти за пределами ОПЕК. Однако во второй половине 2014 г. ситуация существенно изменилась. Рост мирового производства нефти, главным образом сланцевой нефти в США, привел к значительному превышению предложения над спросом и падению мировых цен на нефть. ОПЕК при этом не пошла на сокращение добычи, отдав приоритет сохранению своей рыночной доли. В результате цена российской нефти на мировом рынке к концу года снизилась до 61 долл./барр.

Таблица 4

Мировые цены на нефть в 1990—2014 гг. (долл./барр.)


1990

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2G14

Цеиа нефти марки Brent, Великобритания

23,7

17,1

28,3

54,4

79,6

111,0

112,0

108,8

98,9

Цена нефти марки Urals, Россия

22,7

16,6

26,6

50,8

78,3

109,1

110,3

107,9

97,7

Источники: OECD/IEA; IMF; Росстат.

Рост физического объема нефтяного экспорта и повышение мировых цен на нефть обусловили значительное увеличение экспортных доходов. В 2013 г. суммарный доход от экспорта нефти и нефтепродуктов достиг 283,0 млрд долл. — рекордный уровень за весь пореформенный период. Таким образом, по сравнению с 2000 г. выручка от нефтяного экспорта возросла в 7,8 раза. Для сравнения: в условиях падения мировых цен на нефть в 1998 г., когда цена российской нефти упала до 11,8 долл./барр., экспортная выручка нефтяного сектора составила лишь 14 млрд долл.

В результате роста стоимостного объема нефтяного экспорта его доля в российском экспорте повысилась с 34,5% в 2000 г. до 54,2% в 2014 г. (табл. 5). При этом доля нефти в российском экспорте в 2014 г. составила 31,0%, нефтепродуктов — 23,3% (доля природного газа — 11,0%).

Таблица 5

Стоимость и удельный вес нефти и нефтепродуктов в российском экспорте в 2000—2014 гг.


2000

2005

2010

2013

2014


млрд долл.

%

млрд долл.

%

млрд долл.

%

млрд долл.

%

млрд долл.

%

Экспорт, всего

105 0

100,0

240,0

100,0

392,7

100,0

523,3

100,0

496,9

100,0

Нефть и нефтепродукты

36,2

34,5

117,2

48,8

206,3

52,5

283,0

54,1

269 5

54,2

Нрфть

25,3

24,1

83,4

34,8

135 8

34,6

173,7

33,2

153 9

31,0

Нефтепродукты

10,9

10,4

33,8

14,1

70,5

17,9

109,3

20,9

115,6

23,3

Природный газ

16,6

15,8

31,4

13,0

47,7

12,2

67,2

12,8

54,7

11,0

Источники: Росстат; Федеральная таможенная служба; расчеты автора.

Анализ удельных показателей нефтяного экспорта за 1990—2014 гг. (табл. 6) свидетельствует о существенном увеличении нефтеэкспортоемкости ВВП, определяемой как отношение чистого экспорта нефти и нефтепродуктов к объему ВВП в сопоставимых ценах. По сравнению с 1990 г. данный показатель повысился почти на 1/3 (на 31,7%). Это говорит о значительном усилении влияния нефтяного экспорта на формирование ВВП по сравнению с дореформенным периодом. Несмотря на некоторое снижение данного показателя в последние годы, его величина заметно превосходит уровень 2000 г. (на 9,0%). Нефтяной экспорт увеличился и в расчете на душу населения: в настоящее время в натуральном выражении он почти в два раза превышает уровень 2000 г. и более чем на 60% - 1990 г.

Таблица 6

Удельные показатели нефтяного экспорта в 1990—2014 гг.


1990

1995

2000

2005

2010

2014

Прирост за период, %

1991-2014

2001-2014

Нефтеэкспортоемкость ВВП, т/млн руб. ВВП (в ценах 2008 г.)

6 68

6,83

8,07

10,38

9,54

8,80

31,7

9,0

Чистый экспорт нефти и нефтепродуктов на душу населения, т/чел.

1,67

1,05

1,36

2,42

2,65

2,68

60,5

97,1

Источник: расчеты автора.

Внутренний рынок

Либерализация цен в начале рыночных реформ не затронула ряд стратегически важных видов продукции, в том числе нефть. В 1992 г. внутренняя цена на нее в России составляла лишь 11% мировой. Цены на нефть были либерализованы в 1995 г., после чего внутренние цены на нефть и нефтепродукты значительно повысились. В настоящее время при реализации на внутреннем рынке производители устанавливают их на уровне, обеспечивающем такую же доходность, как и при экспорте: мировая цена на соответствующий продукт за вычетом уплачиваемой при его вывозе экспортной пошлины и затрат на транспортировку данного продукта на экспорт (цена net-back). В связи с этим внутренние цены на нефть и нефтепродукты фактически следуют за ценами мирового рынка (табл. 7).

Таблица 7

Внутренние цены на нефть и нефтепродукты в долларовом выражении в 1992—2014 гг. (средние цены производителей на конец года, долл./т)


1992

1995

2000

2005

2010

2011

2012

2013

2014

Нефть

15,2

60,8

54,9

167,2

248,2

303,3

341,1

346,1

178,9

Автомобильный бензин

44,1

162,9

199,3

318,2

547,9

576,9

628,7

614,4

372,3

Дизельное топливо

38,6

137,3

185,0

417,0

536,1

644,9

774,2

698,0

419,3

Топочный мазут

20,0

62,5

79,7

142,7

246,3

274,6

275,3

235,8

128,7

Источники: Росстат; расчеты автора.

В то же время наличие экспортной пошлины обеспечивает устойчивый разрыв между мировыми и внутренними ценами на нефть и нефтепродукты, поддерживает внутренние цены на уровне существенно ниже мировых. В 2014 г. цена на нефть на российском внутреннем рынке (цена производителей) составила в среднем 41,1 долл./барр., или 42,1% от мировой (цены нефти марки Urals на европейском рынке). Внутренние цены на нефтепродукты в России также ниже, чем в ведущих развитых странах. Так, безналоговая (без учета косвенных налогов) цена высокооктанового бензина в России по отношению к аналогичной цене в Германии составляет 75%.

Конечные (потребительские) цены на нефтепродукты на внутреннем рынке существенно зависят от уровня косвенных налогов и маржи в секторе сбыта нефтепродуктов. В структуре цены высокооктанового бензина в России косвенные налоги (акциз, НДС) и затраты и прибыль оптовой и розничной торговли составляют 51,5%, а затраты и прибыль производителей — 48,5%. Маржа в секторе сбыта в России выше, чем в развитых странах, однако по сравнению с Европой уровень косвенных налогов на нефтепродукты в России существенно ниже. По нашим расчетам, если в среднем по пяти ведущим странам ЕС доля косвенных налогов в потребительской цене на высокооктановый бензин составляет 57,7%, то в России — 29,9%. (табл. 8).

Таблица 8

Соотношение цен на автомобильный бензин в России и других странах, январь 2014 г.


Потребительская цена, долл. л

Налоги на потребителей, долл. л

Цена без налогов, долл. л

Доля налогов в потребительской цене, %

Уровень потребительской цены в России*, °о

АИ-92, Regular

Россия

0,838

0,336

0,502

40,1

100,0

США

0,875

0,111

0,764

12,7

95,8

Канада

1,150

0,364

0,786

31,7

72,9

Япония

1,523

0,609

0,914

40,0

55,0

АИ-95, Premium

Россия

0,926

0,277

0,649

29,9

100,0

Германия

2,084

1,224

0,860

58,7

44,4

Великобритания

2,138

1,311

0,827

61,3

43,3

Франция

2,043

1,175

0,868

57,5

15,3

Италия

2,344

1,414

0,930

60,3

39,5

Испания

1,900

0,963

0,937

50,7

48,7

Среднее но 5 странам ЕС

2,102

1,217

0,884

57,7

44,1

* Отношение потребительской цены в России к потребительской цене на автомобильный бензин в соответствующей стране.

Источники: OECD/IEA; Росстат; расчеты автора.

В европейских странах наиболее высок уровень налоговой нагрузки на нефтепродукты: в ведущих странах ЕС доля налогов в цене бензина составляет 51 — 61%. Россия по этому показателю (30-40%) занимает промежуточное место между Европой и США и близка к Канаде (страна-нефтеэкспортер, как и Россия) и Японии.

Как показывают международные сопоставления, потребительские цены на автомобильный бензин в России вплотную приблизились к ценам в США (96%). Вместе с тем они остаются существенно ниже, чем в других развитых странах: по сравнению с Канадой — 73%, с Японией — 55, а по отношению к среднему уровню пяти ведущих стран ЕС — 44%.

Анализ удельных показателей внутреннего потребления нефти (табл. 9) свидетельствует о том, что нефтеемкость российского ВВП (определяется как отношение потребления нефти внутри страны к объему ВВП в сопоставимых ценах) по сравнению с дореформенным периодом значительно снизилась (на 55,5%). Это стало результатом повышения эффективности внутреннего использования нефти, а также частичного замещения нефтепродуктов природным газом (прежде всего в сфере электро- и теплогенерации).

Таблица 9

Удельные показатели внутреннего потребления нефти в 1990—2014 гг.


1990

1995

2000

2005

2010

2014

Прирост за период, %

1991-2014

2001-2014

Нефтеемкость ВВП, т/млн руб. ВВП (в ценах 2008 г.)

7,31

6 57

4,96

3,68

3,17

3,25

-55,5

-34,5

Внутреннее потребление нефти на душу населения, т/чел.

1,83

1,01

0,84

0,86

0,88

0,99

-45,9

17,9

Источник: расчеты автора.

По сравнению с дореформенным периодом существенно сократилось потребление нефти в расчете на душу населения (на 45,9%). В последние годы наблюдается рост данного показателя, что связано прежде всего с увеличением автомобильного парка. В то же время рост числа автомобилей частично компенсируется повышением эффективности использования топлива в результате применения более экономичных двигателей.

Налоговое регулирование

Важной задачей в рассматриваемый период стало формирование новой, соответствующей рыночным условиям системы налогового регулирования нефтяного сектора. Введенная в начале рыночных реформ система налогообложения сектора включала четыре специальных налога: плату за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акциз и вывозную таможенную пошлину. Однако применение в России широко используемых в мировой практике стандартных адвалорных налогов, основанных на цене реализации нефти (в России это были плата за пользование недрами и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы), столкнулось с проблемой трансфертного ценообразования, позволявшего ВИНК минимизировать налоговые платежи при добыче нефти. При этом действовавшая налоговая система была регрессивной, то есть при росте мировых цен на нефть доля государства в получаемом нефтяными компаниями чистом доходе снижалась.

В 2002 г. в российскую налоговую систему был введен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), который заменил три действовавших до этого платежа: плату за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть. Чтобы преодолеть негативные налоговые последствия трансфертного ценообразования, для нефти была установлена специфическая (в рублях на тонну) ставка данного налога, которая корректировалась с учетом уровня мировых цен на нефть и валютного курса рубля (табл. 10).

Таблица 10

Ставка НДПИ при добыче нефти в 2002—2014 гг.


2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Базовая ставка НДПИ при добыче нефти, руб. т

340

340

347

119

119

119

419

Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц)

-8)хР/

252


(Ц-9)

хР/261



2009

2010

2011

2012

2013

2014


Базовая ставка НДПИ при добыче нефти, руб./т

419

419

419

446

470

493


Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц)



(Ц-15)

хР/261




Примечания. Ц — средний за налоговый период уровень цен на нефть марки Urals в долларах США за баррель; Р — среднее за налоговый период значение курса доллара США к рублю, устанавливаемое ЦБ РФ.

Источник: Налоговый кодекс РФ (ред. 2002—2014 гг.).

Другим важнейшим элементом системы налогообложения нефтяного сектора стала вывозная таможенная (экспортная) пошлина на нефть. В первые годы реформ ставка экспортной пошлины была относительно твердой и не менялась иногда в течение года и более. С 2002 г. был законодательно установлен механизм определения предельной ставки экспортной пошлины в зависимости от уровня мировой цены на нефть (табл. 11), что обеспечило необходимую гибкость и предсказуемость налоговой нагрузки. В 2004 г. введена более прогрессивная шкала для расчета предельной ставки экспортной пошлины: при цене на нефть выше 182,5 долл./т (25 долл./барр.) уровень налоговых изъятий повышен до 65% с каждого дополнительного доллара экспортной выручки.

Таблица 11

Предельные ставки экспортной пошлины на нефть в 2002—2013 гг.

Мировая цена на нефть марки Urals

Ставка, долл. т

2002-31.07.2004

01.08.2004-30.09.2011

01.10.2011-2013

До 109,5 долл./т

0

0

0

Or 109,5 ди 146 долл. т

0,35 х (Ц-109,5)

0,35 х (Ц-109,5)

0,35 х(Ц-109,5)

От 146 до 182,5 долл./т

0,35 х (Ц-109,5)

12,78 + 0,45 х (Ц-146,0)

12 78 + + 0,45 х(Ц-146,0)

Свыше 182,5 долл. т

25,53 + 0,40 х (Ц-182,5)

29,2+0,65 х (Ц-182,5)

29,2+0,60 х (Ц-182,5)

Примечание. Ц — цена на нефть марки Urals, дол л./т.

Источники: Закон РФ № 5003-1 «О таможенном тарифе» (ред. 2002—2013 гг.); постановления правительства РФ.

Введение НДПИ и высокой ставки экспортной пошлины позволило значительно повысить бюджетную эффективность налоговой системы и радикально перераспределить доходы от добычи нефти в пользу государства. По нашим расчетам, в результате этих мер доля государства в чистом доходе нефтяного сектора, определяемом как валовой доход за вычетом капитальных, операционных и транспортных затрат, повысилась с 54% в 2000 г. до 85% в 2008 г. (Бобылев, Турунцева, 2010). При этом, как показывают международные сопоставления, Россия вошла в число стран с наиболее высоким уровнем налоговой нагрузки на добычу нефти (см.: Alexeev, Conrad, 2009; Johnston et al., 2008).

В то же время произведенные изменения не решили всех проблем построения эффективной налоговой системы. Поскольку ставки системообразующих налогов на нефтяной сектор (НДПИ и экспортной пошлины) определяются уровнем мировой цены на нефть, а их налоговой базой служат физические объемы добычи и экспорта нефти, налогообложение фактически основано на валовом доходе и не учитывает капитальных, операционных и транспортных затрат.

Такая система позволяет достаточно эффективно изымать природную ренту на действующих месторождениях, капитальные затраты на которых уже осуществлены и период окупаемости инвестиций пройден. Однако она создает слишком высокую налоговую нагрузку применительно к месторождениям, разработка которых требует повышенных производственных затрат. К их числу относятся новые месторождения в неосвоенных регионах с отсутствующей инфраструктурой, месторождения с высокой степенью выработанности запасов, мелкие месторождения, месторождения на континентальном шельфе, а также трудноизвлекаемые запасы. Освоение и эксплуатация таких месторождений в условиях общего налогового режима не обеспечивают необходимой доходности инвестиций, что препятствует их разработке.

Поддержание производства и экспорта нефти требовало углубленной разработки эксплуатируемых месторождений и активного освоения новых, разработка которых в большинстве случаев сопряжена с повышенными производственными затратами. Введенная же налоговая система не учитывала объективные различия в условиях добычи нефти, обусловленные горно-геологическими характеристиками месторождений, их расположением, а также стадией разработки. В связи с этим во второй половине 2000-х годов правительство приступило к совершенствованию системы налогообложения, ее адаптации к объективному ухудшению условий добычи нефти.

Чтобы стимулировать освоение новых нефтегазовых провинций, для нефтяных месторождений, расположенных в неосвоенных регионах с отсутствующей инфраструктурой, был введен механизм налоговых каникул по НДПИ, заключающийся в применении нулевой ставки до достижения определенного накопленного объема добычи нефти на участке недр или в течение определенного периода. Это позволяет ускорить окупаемость капитальных вложений и обеспечить необходимую доходность инвестиций в разработку новых месторождений.

Первым регионом применения налоговых каникул стала Восточно-Сибирская нефтегазовая провинция в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярского края, где данный механизм введен с 2007 г. В последующие годы его применение распространили на месторождения, расположенные в Ненецком автономном округе, на полуострове Ямал, в Ямало-Ненецком автономном округе севернее 65° северной широты, а также в Каспийском, Азовском, Черном и Охотском морях и на арктическом континентальном шельфе.

Другим механизмом корректировки налоговой нагрузки стало применение к ставке НДПИ специальных понижающих коэффициентов. Данный механизм введен для отдельных категорий месторождений, характеризующихся повышенными затратами на разработку. Для стимулирования углубленной разработки эксплуатируемых месторождений с 2007 г. к ставке НДПИ начали применять специальный понижающий коэффициент для месторождений с высокой степенью выработанности запасов (коэффициент Кв). Для месторождений сверхвязкой нефти установлена нулевая ставка НДПИ. Чтобы стимулировать разработку малых месторождений, с 2012 г. к ставке НДПИ введен понижающий коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр (коэффициент Кз), который применяется на участках с извлекаемыми запасами нефти до 5 млн т.

В федеральном законе от 23.07.2013 г. N? 213-ФЭ предусмотренны меры по стимулированию разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. С 2014 г. к ставке НДПИ применяется специальный понижающий коэффициент Кд, характеризующий степень сложности добычи нефти. В зависимости от категории залежей он принимает значения 0,8, 0,4, 0,2 и 0. Нулевое значение коэффициента установлено для залежей, отнесенных к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям. Такие отложения аналогичны сланцевой нефти, запасы которой в настоящее время активно разрабатывают в США. В России они до сих пор не вовлечены в разработку, хотя такие запасы в стране весьма значительны, а их основная часть расположена в уже освоенных регионах, прежде всего в Западной Сибири. По оценкам Управления энергетической информации США, по технически извлекаемым запасам сланцевой нефти Россия занимает первое место в мире (US EIA, 2013).

Однако снижение ставки НДПИ во многих случаях не обеспечивало необходимую доходность инвестиций. Это связано с наличием в структуре налоговой системы высокой экспортной пошлины на нефть, которая фактически формирует основную часть налоговой нагрузки. По нашим расчетам, в структуре цены экспортируемой нефти в условиях налоговой системы 2014 г. при стандартных налоговых ставках доля экспортной пошлины в диапазоне цены на нефть 60-100 долл./барр. составляет 41-48% и более чем вдвое превышает долю НДПИ (табл. 12).

Таблица 12

Доля рентных налогов в цене на нефть в условиях налоговой системы 2014 г. (в %)


Цена на нефть марки Urals, долл. барр.

50

60

70

80

90

100

110

НДПИ и экспортная пошлина, всего

55,6

60,5

64,0

66,6

68,6

70,2

71,6

НДПИ

18,1

19,4

20,3

21,0

21,6

22,0

22,4

экспортная пошлина

37,5

41,1

43,6

45,6

47,1

48,2

49,2

Источник: расчеты автора.

В связи с этим с конца 2009 г. механизм налоговых каникул и пониженных ставок стали применять и по отношению к вывозной таможенной пошлине на нефть. В настоящее время пониженные ставки экспортной пошлины, определяемые по особым формулам, применяют к нефти, добытой на месторождениях в Восточной Сибири (в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области и Красноярского края), Ненецкого автономного округа, Ямало-Ненецкого автономного округа севернее 65° северной широты, в Каспийском море, на континентальном шельфе, а также к высоковязкой нефти и нефти из продуктивных отложений тюменской свиты.

Федеральным законом от 30.09.2013 г. № 268-ФЗ введен специальный льготный налоговый режим для новых месторождений на континентальном шельфе, разработка которых требует чрезвычайно высоких капитальных и операционных затрат. Данный режим основан на пониженной адвалорной ставке НДПИ, дифференцированной по зонам шельфа (30%, 15, 10 или 5% в зависимости от категории сложности проекта), и стандартном налоге на прибыль при нулевых ставках экспортной пошлины и налога на имущество.

В действующей налоговой системе более высокие затраты, связанные с разработкой новых, выработанных, мелких месторождений и трудноизвлекаемых запасов, учитывают путем применения более низких эффективных налоговых ставок. Снижение ставок налогов для определенных регионов и категорий месторождений, характеризующихся повышенными производственными затратами, в принципе оправданно, поскольку позволяет дифференцировать налоговую нагрузку и обеспечить инвесторам необходимую доходность инвестиций. Вместе с тем применяемые в этих целях налоговые механизмы, простые с точки зрения налогового администрирования, имеют недостатки. Например, в случае налоговых каникул для всех месторождений определенного региона применяется единый усредненный подход, который не учитывает фактических различий в затратах на освоение конкретных месторождений.

Это обусловливает необходимость устанавливать для отдельных месторождений фактически индивидуальные налоговые параметры, которые обеспечивали бы требуемую доходность инвестиций в их разработку. В действующей налоговой системе это реализуется прежде всего регулированием срока применения пониженной ставки экспортной пошлины на нефть в зависимости от экономики конкретных проектов. Именно по этому пути в настоящее время идет российская налоговая система.

Важную роль в налоговом регулировании нефтяного сектора играют экспортные пошлины на нефтепродукты. Для поддержания эффективности нефтепереработки и экспорта нефтепродуктов данные ставки устанавливаются на более низком уровне по отношению к ставке экспортной пошлины на нефть. Например, в 2006—2010 гг. ставка экспортной пошлины на светлые нефтепродукты составляла около 0,72 от ставки экспортной пошлины на нефть, а ставка экспортной пошлины на темные нефтепродукты (мазут и др.) — около 0,39. Это стимулирует рост объема переработки нефти внутри страны и увеличение экспорта нефтепродуктов. В то же время, как показала практика последних лет, такая дифференциация экспортных пошлин не содействовала повышению глубины переработки нефти, а фактически консервировала технологическую отсталость.

Чтобы стимулировать модернизацию российской нефтеперерабатывающей отрасли и повысить глубину переработки нефти, в последние годы принят ряд решений по поэтапному повышению ставки экспортной пошлины на мазут до 66% от ставки экспортной пошлины на нефть (табл. 13). Вместе с тем с целью ограничить экспорт бензина и насытить внутренний рынок введена повышенная (ограничительная) экспортная пошлина на бензин в размере 90% от ставки экспортной пошлины на нефть. Но ситуация не изменилась: производство мазута и его экспорт продолжают расти, глубина переработки нефти фактически не увеличилась.

Таблица 13

Ставки экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты в 2011—2014 гг.


01.01.2011 — 30.04.2011

01.05.2011-30.09.2011

01.10.2011-31.12.2013

2014

Нефть*

0,65

0,65

0,60

0,59

Бензины товарные, прямогонные бензины**

0,67

0,90

0,90

0,90

Дизельное топливо, легкие дистилляты, средние дистилляты**

0,67

0,67

0,66

0,65

Мазут, смазочные масла и др.**

0,467

0,467

0,66

0,66

* Коэффициент в формуле расчета ставки экспортной пошлины на нефть при цене нефти марки Urals выше 182,5 долл./т.

** Коэффициенты по отношению к ставке экспортной пошлины на нефть.

Источники: Федеральный закон от 30.09.2013 г. № 263-ФЭ; Постановления Правительства РФ от 27.12.2010 г. № 1155, от 26.08.2011 г. № 716.

Действующая система экспортных пошлин и заниженная внутренняя цена на нефть обеспечивают субсидирование российской нефтеперерабатывающей отрасли и поддерживают ее экономически эффективное функционирование. При мировой структуре цен российская нефтепереработка, как показывают расчеты, не эффективна. В случае отмены экспортных пошлин и повышения внутренних цен на нефть и нефтепродукты до уровня цен net-back маржа российской нефтепереработки становится отрицательной. Отметим, что решение правительства поднять ставку экспортной пошлины на мазут до уровня ставки экспортной пошлины на нефть стало для нефтяных компаний важным стимулом к модернизации нефтеперерабатывающих мощностей с целью повысить технологический уровень и глубину переработки нефти.

В 2014 г. поступления рентных налогов на нефтяной сектор (НДПИ и экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты) составили 6589,0 млрд руб., или 173,5 млрд долл. Их доля в доходах федерального бюджета была равна 45,5%, а в доходах бюджета расширенного правительства — 25,0%.

Необходимые меры

Объективное ухудшение качества запасов и условий добычи нефти обусловливает необходимость продолжать политику дифференциации налоговой нагрузки в нефтяном секторе, включая применение пониженных ставок НДПИ и экспортной пошлины для месторождений с повышенными затратами на разработку. В то же время нужно достаточно радикально изменить структуру налоговой системы для нефтяного сектора и перейти к применению более совершенных налоговых инструментов.

Структурная перестройка налоговой системы должна включать значительное повышение роли НДПИ при одновременном снижении роли экспортных пошлин (вплоть до их полной отмены в перспективе). В настоящее время именно последние фактически выступают основным налогом на нефтяной сектор. В структуре специальных налогов на него (НДПИ, экспортные пошлины, акцизы) доля экспортных пошлин в 2014 г. составила 58,8%, доля НДПИ — 35,5%. В структуре цены экспортируемой нефти при цене на нефть 60 — 100 долл./барр. доля экспортной пошлины составляет 41 — 48% и более чем вдвое превышает долю НДПИ (19-22%).

Основную роль в налоговой системе сектора должен играть НДПИ. Такой подход соответствует и принципам рентного налогообложения, и международной практике (см., например: Daniel et al., 2010). Экспортную пошлину на нефть в настоящее время применяют лишь в небольшом числе развивающихся стран и стран с переходной экономикой, при этом применяемые ставки значительно ниже, чем в России; развитые страны такой налог не используют (EY, 2014).

Высокий уровень экспортной пошлины на нефть приводит к необходимости регулировать эффективную ставку данного налога (устанавливать для отдельных месторождений пониженные ставки пошлины и продолжительность их применения), чтобы привести налоговую нагрузку в соответствие с реальными условиями добычи нефти, то есть придавать экспортной пошлине функции, которые должен выполнять НДПИ. Последний не может в полной мере реализовать свою регулирующую функцию из-за наличия высокой экспортной пошлины.

Действующая система экспортных пошлин также поддерживает заниженные по отношению к мировым внутренние цены на нефть, что ведет к субсидированию неэффективной российской нефтепереработки и некоторых других секторов (см.: Идрисов, Синельников-Мурылев, 2012). Посредством заниженных цен на поставляемую нефть происходит также субсидирование Россией других стран, входящих в ЕАЭС, масштабы которого весьма значительны. По оценкам Минфина России, в 2013 г. потери российского бюджета от беспошлинных поставок нефти в Белоруссию составили 6,5 млрд долл.

В связи с этим снижение экспортных пошлин будет иметь такие положительные эффекты, как создание реальных стимулов к модернизации нефтеперерабатывающего сектора и сокращение субсидирования других стран ЕАЭС. Вместе с тем повышение внутренних цен на нефть и нефтепродукты и их приближение к мировому уровню в результате снижения экспортных пошлин создадут правильные ценовые ориентиры для субъектов рынка и усилят стимулы к росту энергоэффективности. В то же время для замедления роста внутренних цен на моторное топливо и минимизации связанных с этим негативных эффектов экспортные пошлины должны снижаться поэтапно; при этом следует одновременно снижать акцизы на нефтепродукты и установить на них нулевую импортную пошлину (см.: Бобылев и др., 2012).

По мере снижения экспортных пошлин налоговую нагрузку нужно переносить на НДПИ путем его поэтапного повышения. При этом НДПИ должен быть также повышен на величину, обеспечивающую изъятие у нефтяных компаний дополнительного дохода от повышения цен на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке из-за снижения экспортных пошлин. В результате НДПИ станет основным налогом и будет выполнять главные функции налогового регулирования в секторе.

Следующим шагом, на наш взгляд, должно стать введение на новых месторождениях специального налога на дополнительный доход (НДД) с прогрессивной налоговой ставкой, зависящей от уровня доходности проекта. Такой налог учитывает все рентообразующие факторы и автоматически приводит налоговую нагрузку в соответствие с реальной экономической эффективностью разработки конкретных месторождений. В случае высокоэффективных проектов применение НДД обеспечивает прогрессивное изъятие природной ренты в пользу государства; одновременно формируются необходимые условия для реализации низкоэффективных проектов (Бобылев, Турунцева, 2010).

По сравнению с другими налоговыми режимами, в том числе с обсуждаемым в настоящее время налогом на финансовый результат, режим НДД с прогрессивной налоговой ставкой обеспечивает повышение доли государства в чистом доходе от добычи нефти при росте мировой цены на нефть. Вместе с тем при низких ценах на нефть и высоких производственных затратах доля государства в чистом доходе снижается, то есть складываются более благоприятные экономические условия для освоения месторождений с высокими затратами на разработку.

По нашим расчетам, проведенным с использованием имитационной модели разработки месторождения нефти на континентальном шельфе, применение НДД в сочетании с НДПИ, взимаемым по адвалорной ставке 5%, и нулевой ставкой экспортной пошлины повышает размер налоговых изъятий с 54,3% от получаемого чистого дохода при цене на нефть 60 долл./барр. до 64,5% при цене 120 долл./барр. (табл. 14). При этом обеспечивается необходимая доходность инвестиций для инвестора.

Таблица 14

Показатели налоговой нагрузки и эффективности инвестиций при применении НДД на месторождении на континентальном шельфе (в %)


Цена на нефть, долл. барр.


60

70

80

90

100

110

120

Доля государства в чистом доходе

54,3

55,5

57,8

60,9

62,6

63,7

64,5

Внутренняя норма доходности

8,9

11,4

13,4

15,2

16,8

18,2

19,7

Источник: расчеты РАНХиГС.

Введение НДД позволит расширить дифференциацию налоговой нагрузки и создать необходимые условия для инвестиций в освоение новых месторождений. В дальнейшем данный налог может быть распространен на действующие месторождения, в частности на проекты с использованием методов увеличения нефтеотдачи. Применять НДД целесообразно также на морских месторождениях по истечении предусмотренного для них периода фискальной стабильности.

В перспективе в российской нефтедобыче возрастет роль сложных высокотехнологичных проектов освоения нетрадиционных запасов нефти. В связи с событиями на Украине ряд развитых стран (США, ЕС, Норвегия, Австралия) ввели по отношению к российской нефтяной отрасли секторальные санкции, включающие ограничения на поставку в Россию оборудования и технологий для глубоководного бурения, разработки месторождений на арктическом шельфе и добычи сланцевой нефти. Это делает необходимыми развитие импортозамещения в данной области, создание собственной технической и технологической базы, обеспечивающей реализацию сложных проектов в нефтедобыче. Приоритет в программах импортозамещения следует отдать технологиям горизонтального бурения и гидроразрыва пласта, применение которых позволит существенно повысить уровень нефтеизвлечения на традиционных месторождениях и вовлечь в разработку запасы сланцевой нефти.


Список литературы

Бобылев Ю. Н., Турунцева М. Ю. (2010). Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики. М.: Институт Гайдара. [Bobylev Yu. N., Turuntseva M. Yu. (2010). Taxation of the mineral sector. Moscow: Gaidar Institute. (In Russian).]

Бобылев Ю. H., Идрисов Г. И., Синельников-Мурылев С. Г. (2012). Экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты: необходимость отмены и сценарный анализ последствий. М.: Изд-во Института Гайдара. [Bobylev Yu. N., Idrisov G. I., Sinelnikov-Murylev S. G. (2012). Export duties on oil and oil products: Cancel expediency and scenario analysis. Moscow: Gaidar Institute Publ. (In Russian).]

Идрисов Г., Синельников-Мурылев С. (2012). Модернизация или консервация: роль экспортной пошлины на нефть и нефтепродукты // Экономическая политика. X? 3. С. 5 — 19. [Idrisov G., Sinelnikov-Murylev S. (2012). Modernisation or conservation: The role of export duties on oil and oil products. Ekonomicheskaya Politika, No. 3, pp. 5 — 19. (In Russian).]

Alexeev M., Conrad R. (2009). The Russian oil tax regime: A comparative perspective. Eurasian Geography and Economics, Vol. 50, No. 1, pp. 93 — 114.

BP (2014). BP statistical review of world energy. London: BP p.I.e.

Daniel P., Keen M., McPherson C. (2010). The taxation of petroleum and minerals: Principles, problems and practice. London: Routledge; N. Y.: International Monetary Fund.

EY (2014). Global oil and gas tax guide. Ernst & Young.

Johnston D., Johnston D., Rogers T. (2008). International petroleum taxation. For the Independent Petroleum Association of America. Washington, DC: I PA A.

US EIA (2013). Technically recoverable shale oil and shale gas resources: An assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United States. Washington, DC: U.S. Energy Information Administration.

Комментарии (0)add comment

Написать комментарий
меньше | больше

busy