Ценообразование и налогообложение нефтяного комплекса

Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов, на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности.

Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний уровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу, и все ресурсы направлялись в нефтедобычу.

Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа.

Нефтяные предприятия не располагают современными техническими средствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней стадии. Основные фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. Рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основе использования традиционных технологий.

2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе

Необыкновенно благоприятная конъюнктура на мировых рынках и девальвация рубля создали хорошие условия для инвестирования в нефтяной комплекс. Нефтяные компании увеличили капитальные затраты и за счет этого сумели увеличить объемы производства.

В первом полугодии 2000 года капиталовложения в нефтедобычу выросли на 92%, в нефтепереработку на 85% (огромные темпы). За этот период капиталовложения в промышленность в целом выросли на 19%. Произошло существенное увеличение инвестиций в основной капитал, как по отрасли, так и по отдельным нефтяным компаниям. Фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний (по оценкам авторитетных экспертов – на 30 %) в связи с широким использованием схем финансирования капиталовложений, отражаемых в отчетности лишь частично.

Компании широко используют механизмы инвестирования, при которых их аффилированные структуры, зарегистрированные в российских оффшорных зонах, покупают нефтяное оборудование, а затем сдают его в аренду нефтедобывающим предприятиям, входящим в структуру компаний. Указанные структуры по роду деятельности могут не относится к нефтедобывающей отрасли. Соответственно их операции по закупке оборудования не будут отражаться статистикой как инвестиции в основной капитал в нефтедобыче.

              Следует подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвое больший объем запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниями обеспечивают вдвое меньшую добычу нефти. Можно утверждать, что проблема восполнения запасов не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет. Причем показатель комплексно-экономической оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя и ниже, чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя качество запасов промышленных категорий, следует отметить, что около 75% запасов сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру.

Следует напомнить, что нынешние запасы нефтяных компаний готовились еще в советский период и были рассчитаны на объемы добычи нефти в 580 млн.т. То есть приблизительно 35-40% имеющихся запасов нуждается в вовлечении в активную разработку, а на сегодня это замороженные капитальные вложения, сделанные в предыдущий период. В этой связи обоснованным является поведение нефтяных компаний с низкими объемами геологоразведочных работ. Когда в наличии имеются эффективные разрабатываемые запасы и есть возможность приобретения лицензий или активов с доказанными запасами по более низкой цене, только существование налога в виде отчислений на геологоразведочные работы вынуждает нефтяные компании осуществлять разведочное бурение или под ее видом показывать эксплуатационное бурение. Нигде в мире (кроме Казахстана) не существует налога такого типа, а у нас эффективность использования федеральных и региональных средств на геологоразведочные работы на нефть близки к нулю. В этой связи первоочередной задачей должна быть отмена этого налога, так как этот целевой фонд не используется по назначению. Кроме того, вопреки распространенной точке зрения, вложения в геологоразведку в нефтяном комплексе не являются в настоящее время первоочередными.

Остановимся на вопросе определения наиболее насущных направлений вложений в основной капитал в нефтяном комплексе.

Исследования западных экспертов сосредоточены на нефтедобывающей отрасли, оставляя в стороне важнейшие подсистемы переработки нефти и нефтепродуктообеспечения. В частности исследовательская группа «Маккинзи» аргументирует, что именно нефтедобыча является ключевой сырьевой отраслью, играющей особо важную роль в российской экономике. Действительно, развитие в России сырьевых отраслей очень важно для стран ОЭСР, а для самой России в настоящее время более важно развитие нефтепереработки и обеспечение качественными нефтепродуктами потребности растущей экономики[5].

В исследовании рассматриваются варианты роста нефтедобычи до 372 млн.т. и 571 млн. т. в год к 2009 г., при этом ежегодные инвестиции составляют от 15 до 35 млрд. долл., объем экспорта нефти достигает 174-372 млн. т., а доля прямых иностранных инвестиций доходит до 40%. Высокая доля прямых иностранных инвестиций связывается с благоприятным инвестиционным климатом, а конкретно с законодательством соглашения о разделе продукции. Соответственно основная доля добытой нефти в первые 10-15 лет будет вывезена за рубеж в виде затратной (компенсационной) продукции.

Главным изъяном подходом «Маккинзи» является однобокое рассмотрение нефтяного комплекса России как потенциального сырьевого придатка. Т.е. задачи исследования сконцентрированы на удовлетворении потребностей Запада в сырой нефти. Совершенно не рассматриваются задачи определения приоритетов инвестиций, обеспечения внутреннего спроса при минимальном потреблении нефти, создания прозрачного внутреннего рынка нефтересурсов, мобилизации внутренних ресурсов для развития нефтяного комплекса России.

Исходя из анализа состояния основных производственных фондов, значительные вложения должны быть сделаны в нефтеперерабатывающую промышленность. По оценкам ТЭНИ один рубль, вложенный в нефтепереработку, по эффективности равен 2-3 рублям инвестиций в нефтедобычу. Углубление переработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства при меньшем объеме потребляемой нефти.

2.3 Источники инвестиций

Переходя к анализу источников инвестиций в нефтяной комплекс отметим, что в 1999 году собственные средства компаний составили 77% общего объема инвестиций в отрасль. По данным официальной отчетности, общий объем прибыли нефтяного сектора в 1999 году увеличился до 139,2 млрд. руб. (в валютном эквиваленте - 5,7 млрд. долл.), против 19,5 млрд. руб. по итогам 1998 г. (2,0 млрд. долл.). В 2000 г. под влиянием продолжающегося роста мировых цен его финансовые показатели продолжали улучшаться: по итогам I-ого полугодия прибыль нефтяного комплекса уже достигла 140,3 млрд. руб. (4,94 млрд. долл.), а в расчете на год этот показатель достигнет 9 млрд. долл.

Амортизационные отчисления составляют незначительную часть собственных средств. По расчетам ТЭНИ в настоящий момент амортизация составляет менее 4% от товарной продукции при оценке товарной продукции по трансфертным ценам и менее 1,5% при использовании рыночных цен. Главная причина этого – старые, выработавшие срок службы, изношенные основные фонды, на которые уже нельзя начислять амортизацию.

В силу специфики нефтедобывающей отрасли, никакие полноценные амортизационные отчисления не могут компенсировать сокращение активов отдельных предприятий и отрасли в целом, поскольку в качестве основного актива выступает право на разработку недр. Постановка прав на эксплуатацию запасов на балансы нефтяных компаний привела бы к существенному увеличению последних, что способствовало бы росту их капитализации на фондовых рынках и открывало новые возможности по привлечению средств.

2.4 Трансфертное ценообразование и рентный доход от добычи нефти

Одними из наиболее дискутируемых сегодня вопросов являются следующие: в достаточной ли степени государство облагает доходы от добычи нефти, и какая доля рентных доходов остается в распоряжении предприятий. Определенную проблему при такой оценке представляет широкое использование трансфертного ценообразования, в результате которого цена нефти, которая используется для определения бухгалтерского финансового результата, оказывается отличной от так называемой справедливой "рыночной" цены нефти.

Что такое «справедливые» цены в отсутствие рыночных котировок? Возможна ли в принципе такая постановка вопроса? А если возможна, то как совместить объективно разные представления о справедливости у различных субъектов хозяйствования?

Скажем, справедливость для Запада видится как ориентация на мировые цены. Это, конечно, очень либерально, но это означает поставить крест на российской промышленности и стать энергетическим придатком для развитых экономик.

Справедливость для государства – зафиксировать некий базовый уровень цен на нефть, а все что «сваливается» на них сверх этого уровня – отбирать в виде налогов. Все механизмы расчета «рыночных» цен нацелены именно на изъятие сверхприбыли.

Наконец, справедливость для компаний. Некоторые компании пытаются применять трансфертные цены в качестве своеобразного экономического инструмента, и это разумно: планомерная динамика внутрикорпоративных цен используется в качестве некоего норматива, соответствие которому обеспечивает для НГДУ все необходимые доходы, а «зашкаливание» за норматив требует мер по экономии издержек. Это объективно ведет к уменьшению стабилизации издержек у ВИНК, да и в экономике в целом. Прибылью же от растущих мировых цен, считают в компаниях, делиться не следует: во-первых, если вдруг цены упадут, государство не будут дотировать компании, а во-вторых, компании более эффективно инвестируют получаемые дополнительные средства, чем их тратит государство.

Наша экономика не готова к восприятию мировых цен – слишком неконкурентной она тогда окажется. Определенный протекционизм России просто необходим. Кроме того, в настоящее время трансфертные цены, используемые большинством компаний, практически совпадают с расчетными «бензиновыми» - трансфертные, в основном, колеблются в пределах 1200-1350 руб. за тонну, «бензиновая» составляет 1225 руб. за тонну нефти. Это совпадение указывает на реальное положение дел с ценой.

Наконец, необходимо отметить, что затраты компаний, производимые из прибыли, не состоят только из капитальных вложений, текущих дивидендов и ренты, подлежащей изъятию. В частности, необходимо еще пополнять страховые и социальные фонды и покрывать убытки прошлых лет.

Другой проблемой является структура рентного дохода, извлекаемого государством от добычи нефти. В текущий момент, используются два механизма изъятия рентного дохода. Первый основывается на валовой оценке нефтяного сырья и включает роялти и отчисления на ВМСБ. Другой механизм заключается в административном назначении изымающих сверхдоход налогов: акциза, взимаемого со всего объема добываемой нефти, и вывозной таможенной пошлины, взимаемой с экспортируемой нефти.

При этом величина рентного дохода никак не зависит от индивидуальной прибыльности конкретных проектов по разработке месторождений и извлекает только абсолютную, но не дифференциальную ренту. Естественно, что это создает проблемы как с точки зрения наиболее полного извлечения ренты государством, так и с точки зрения возможности реализации высокозатратных проектов в добыче нефти.

Несмотря на очень высокую среднюю прибыльность добычи нефти нежелательным является повышение доли государства в рентном доходе путем увеличения ставок имеющихся налогов, основанных на валовых показателях, а не показателях эффективности. Во-первых, очевидно, что при этом все большее количество высокозатратных проектов окажется нерентабельными. Во-вторых, ввиду того, что основным источником сверхдоходов является низкий курс рубля в реальном выражении (который, заметим, сейчас быстро растет), доходность проектов, использующих импортное высокотехнологичное оборудование гораздо ниже, чем проектов, не требующих такого оборудования. В третьих, для независимых производителей нефти, не входящих в ВИНК, отсутствует возможность получения дохода при реализации нефтепродуктов и, таким образом, они находятся в более сложных экономических условиях по сравнению с ВИНК.

2.5 Направления реформирования налогообложения нефтяного комплекса

Сложившееся положение в налоговой сфере не способствует благоприятному инвестиционному климату и является одной из причин того, что даже в период благоприятной экономической конъюнктуры в нефтяном комплексе наблюдается отток инвестиций. Вот ключевые направления реформирования действующей налоговой системы.

1. Акциз на нефть и вывозная таможенная пошлина на нефть в их сегодняшнем виде должны быть отменены. В качестве альтернативы должен быть введен налог на сверхприбыль, который одновременно должен удовлетворять следующим требованиям:

- обеспечивать разный уровень налогообложения в зависимости от конечной цены реализации;

- обеспечивать справедливый раздел сверхприбыли от добычи нефти между государством и предприятиями;

- исчисляться по прозрачному алгоритму, что обеспечит стабильность и предсказуемость налоговых условий;

- учитывать в необходимых случаях индивидуальные особенности разрабатываемых месторождений, при этом не создавая чрезмерных стимулов для завышения затрат.

В результате предлагаемый налог на сверхприбыль, выполняя как фискальную, так и регулирующую функции акциза на нефть и вывозной таможенной пошлины, будет способствовать созданию благоприятного инвестиционного климата в российском нефтяном комплексе.