Минфин ужесточает политику в нефтяной отрасли. Основная часть реформы — компенсация потерь бюджета от неудачно введенного режима налога на добавленный доход (НДД). Ранее ведомство оценило их в 213 млрд рублей. Министерство планирует по ряду месторождений временно — до конца 2023 года — индексировать коэффициент налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), включенного в платеж по НДД (законопроект есть у "Известий"). Другая часть реформы — актуализация запасов компаний. От их уровня зависит размер налоговых льгот, но объем ресурсов не пересматривался с 2006 года. Об этом сообщили три источника, близкие к правительству. Эксперты называют реформу обоснованной, однако полагают, что ужесточение режима НДД может сделать часть проектов нерентабельными.

Отыграть потери

Параметры НДД, заработавшего с 2019 года, планируется существенно пересмотреть. Во-первых, будет увеличен коэффициент НДПИ, включенного в платеж для пользователей НДД. Его уровень вырастет в полтора раза, такое повышение будет действовать до конца 2023 года. С 1 января 2024 года его понизят до 1. Такой механизм, однако, будет применяться не ко всем месторождениям, подпадающим под НДД, а только к "средне новым" (части первой и второй групп). Об этом говорится в законопроекте, предусматривающем корректировку режима НДД в Налоговом кодексе (есть у "Известий").

Как пояснил "Известиям" близкий к правительству источник, индексация вводится прежде всего для тех компаний, которые до перехода на НДД пользовались льготой по НДПИ, а после перевода месторождений на новый режим получили еще дополнительные преференции. В целом пересмотр параметров налогов будет балансировать отрасль, поскольку на некоторых участках налог на добычу полезных ископаемых остается пониженным.

В целом реформа нужна не столько для возмещения потерь, которые бюджет понес из-за злоупотребления рядом компаний режимом НДД в 2019 году, сколько для донастройки системы.

— Неприятно получать каждый год минус 200 млрд, особенно в нынешних условиях. Все ключевые изменения режима постоянные и не связаны с компенсацией, — пояснил собеседник.

Другая важная часть корректировок режима НДД — ограничение нефтегазовых компаний в признании расходов для расчета налоговой базы. В зависимости от месторождения им позволено уменьшать доходы на сумму как текущих, так и исторических убытков (понесенных с 2007 года). Кроме этого, предыдущие потери разрешено переносить на будущее, причем с повышающим их сумму коэффициентом: так называемым коэффициентом индексации убытка (КИУ) — 1,163. Например, если в 2019 году используется убыток, полученный в 2016 году, то сумма недостачи будет увеличена на КИУ в третьей степени.

Минфин предлагает запретить понижать налоговую базу на сумму убытков более чем на 50, а коэффициент индексации сократить с 1,163 до 1,07.

В середине июня замглавы Минфина Алексей Сазанов, курирующий налогообложение энергетической отрасли, в интервью агентству Reuters оценил выпадающие доходы от введения режима НДД в 213 млрд рублей. Появление нового налога в его нынешнем виде он назвал своей самой большой ошибкой в карьере.

По словам Алексея Сазанова, Минфин намерен скорректировать законодательство таким образом, чтобы исключить выпадающие доходы в будущем и компенсировать потери.

— Компенсация будет постепенной, не в один год. Ключевое — это пересмотр понижающих коэффициентов по НДПИ по первой и второй категориям. Коэффициенты будут повышены, — сказал он.

Ситуация с выпадающими доходами, которая так удивила Минфин, по сути, ни для кого из участников отрасли не стала сюрпризом, заявил замгендиректора Института национальной энергетики Александр Фролов. НДД и вводился как преференциальный режим, для того чтобы стимулировать инвестиционную активность на сложных месторождениях, включая новые высокозатратные участки. Поэтому и фискальная нагрузка, по сравнению со средней по отрасли, в данном случае ниже, полагает он. Но трактовать это как потери бюджета не всегда правильно, поскольку компании действительно вложились в участки, где при прежних условиях вряд ли стали бы добывать в нынешних масштабах. Либо государству пришлось бы стимулировать активность компаний льготами. Хотя логика Минфина в целом понятна: ведомство отвечает за наполнение бюджета. Однако идеальная картина министерства слегка разошлась с реальностью.

Если НДД будет существенно скорректирован и нефтегазовые компании лишатся льгот по НДПИ, то ряд проектов может просто закрыться, полагает партнер КПМГ Виктория Тургенева. Это месторождения, которые реально были запущены благодаря появлению нового налогового режима. С его обнулением их рентабельность окажется близка к отрицательной, в таком случае продолжать разработку не будет смысла.

Запасы на бумаге

Другая часть реформы — актуализация запасов компаний в рамках оценки льгот для выработанных месторождений. От степени их истощения зависит размер налоговых льгот: чем меньше на участке осталось нефти или газа, тем выше преференция. Однако последний раз запасы для налогообложения пересматривались почти 15 лет назад. Точка отсчета выработанности месторождений — 1 января 2006 года. Минфин планирует сместить этот момент на более поздний срок, с высокой долей вероятности — на 2019-й. Об этом "Известиям" рассказал источник, близкий к правительству. Информацию подтвердили два других собеседника из нефтегазовой отрасли.

С 2006 года действительно почти все компании доразведали месторождения, и их фактические запасы выросли, хотя формально залежи сырья остались прежними, уточнила Виктория Тургенева. Поэтому по некоторым участкам выработанность превышает 100%, но это исключительно бумажный показатель.

"Известия" направили запросы в Минфин, Минэнерго и крупнейшие нефтегазовые компании с просьбой прокомментировать корректировку НДД и актуализацию запасов. В Минфине подтвердили, что вопрос донастройки режима НДД прорабатывается, хотя решений пока нет. Комментировать детали там не стали.

Дмитрий Гринкевич

Промышленные потребители энергии, пострадавшие из-за мирового коронакризиса, разработали комплекс мер по снижению темпов роста энергоцен. Среди главных предложений — ввести мораторий на любые регуляторные изменения, ведущие к росту конечной стоимости электроэнергии, заморозить сетевые тарифы на три года, вдвое снизить уровень оплачиваемой мощности до конца 2020 года. На надежности работы энергосистемы и устойчивости положения сетевых и генерирующих компаний это не скажется, а отсутствие таких шагов сделает восстановление экономики после спада более затяжным, уверены энергопотребители.

Пандемия и последовавший мировой экономический кризис привели к падению спроса на всю промышленную продукцию, традиционно поставляемую Россией на внешние рынки, и усугубили тренд снижения промышленного электропотребления. Потребители бьют тревогу на всех площадках, где проходит обсуждение последствий коронакризиса для электроэнергетики. Так, 2 июля влиянию роста энергоцен на промышленность целиком было посвящено заседание комиссии РСПП по электроэнергетике. Поднимался вопрос и на прошедшем 9 июля круглом столе комитета Госдумы по энергетике. Правда, там дискуссия по этой теме получилась скомканной: единственному представителю энергопотребителей дали на выступление несколько секунд самым последним, в конце более чем трехчасового обсуждения. Тем самым, возможно, неумышленно показав, какую небольшую значимость придают проблемам промышленных потребителей энергии.

Между тем только на думской экспертной дискуссии проблемы поднимались немалые. Замминистра энергетики Евгений Грабчак привел данные: с начала года потребление энергии снизилось практически на 2,4% относительно аналогичного периода прошлого года. С 30 марта снижение с учетом температурного фактора составило порядка 4,7%, результаты июня "тоже не совсем порадовали — минус 3,8%", сообщил чиновник.

С прогнозами ситуация неоднозначная. Замминистра был оптимистичен, ожидая выход на докризисный уровень энергопотребления к концу года. На это рассчитывают и генераторы, объясняя свой оптимизм опытом быстрого восстановления спроса после кризиса 2009 года. На этом основании производители энергии призывают продолжить инвестиционный цикл в отрасли.

Однако, судя по другим выступлениям, этот оптимизм вряд ли обоснован. Так, замдиректора по управлению развитием ЕЭС "Системного оператора" Денис Пилениекс уточнил: общее снижение потребления по итогам 2020 года составит 2,1%, а восстановление до уровня, чуть превышающего 2019 год, можно прогнозировать только к концу 2021 года. Дело в том, что все предприятия очень по-разному проходят кризис. Больше всего пострадали нефтегазовая отрасль, металлургия, химическая промышленность, электрифицированный железнодорожный транспорт. Например, Магнитогорский металлургический комбинат показал снижение потребления почти на 16%, а пермский филиал корпорации "Ависма" — сразу на 47,6%.

Ожидаемые минус 2,1% по итогам года — это средняя температура по больнице, согласился председатель комитета Госдумы по энергетике Павел Завальный: в отдельных отраслях ситуация гораздо хуже, что необходимо учитывать. При этом спрос на энергию — это драйвер развития экономики: как он меняется, так меняются и темпы роста экономики, подчеркнул депутат. В этом контексте примечательно прозвучали приведенные на заседании оценки и прогнозы ВВП, сделанные Минэкономразвития, Банком России, международными финансовыми организациями: в апреле — спад на 12%, в мае — на 11%, по итогам года — на 5-7%, в 2021 году спад вряд ли будет преодолен, возможно, это реалистичная задача на 2022 год.

Павел Завальный полностью согласился с идеей потребителей о том, что в этой ситуации необходимо бороться с перекрестным субсидированием населения в тарифе на передачу электроэнергии, что позволило бы простимулировать промышленность и решить самые застарелые проблемы в электроэнергетике. "Вы знаете, какой я враг перекрестки", — подчеркнул глава комитета.

Подробнее идеи по сетевым тарифам потребители изложили ранее на заседании комиссии РСПП по электроэнергетике. Речь идет о заморозке тарифа на передачу электроэнергии для сетевых компаний на фоне обсуждений о включении в него затрат на приобретение новых активов и иных регуляторных новаций, сообщил директор по работе с естественными монополиями РУСАЛа Максим Балашов. "Сейчас Министерство энергетики поддерживает включение в тариф на передачу затрат на консолидацию сетей, недавно обсуждалась опять тема по цифровизации, которая сейчас стоит 1,3 трлн руб., что явно приведет к росту тарифов на передачу — включение "умных счетчиков" в тариф на передачу увеличивает перекрестное субсидирование населения", — отметил Балашов.

"В связи с этим у меня предложение: серьезно рассмотреть вопрос о заморозке тарифов на передачу на три года. Те затраты, которые нужно сейчас нести сетевым компаниям в борьбе с коронавирусом, можно в том числе и за счет инвестиций, и за счет оптимизации операционных издержек сократить", — сказал представитель РУСАЛа. Средств на это у сетевиков, очевидно, достаточно: как известно, по итогам 2019 года "Россети" получили 105 млрд руб. чистой прибыли и решили выплатить рекордные дивиденды.

В Минэнерго выступили ожидаемо против, но контраргумент выдвинули довольно неожиданный. "Когда коллеги предлагают заморозить тарифы на три года — мы тоже готовы заморозить цены на металлы на три года. Определите, какой вид продукции вы готовы заморозить или снизить на 50%", — сказал директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Павел Сниккарс. Это любопытное замечание, показывающее, что чиновник, вероятно, не вполне понимает особенности ценообразования, действующие в отношении продукции РУСАЛа: компания не может свободно определять цены на выпускаемые товары — они формируются в соответствии с предписанием Федеральной антимонопольной службы, выпущенным в 2007 году, когда создавалась "Объединенная компания РУСАЛ". Согласно этому документу, цены на первичный алюминий зависят от котировок на металл на Лондонской бирже металлов (LME) и региональных премий, уменьшенных на транспортные расходы. Значение обеих составляющих определяется состоянием мирового рынка металла без учета собственных затрат на производство. И последние несколько лет котировки LME и премии имеют тенденцию значительного снижения, а затраты на производство постоянно растут, в том числе цены на электроэнергию и мощность, которые занимают существенную долю в себестоимости алюминия.

Еще одна крупнейшая проблема энергопотребителей — ситуация на рынке мощности. В апреле 2020 года сокращение объема потребления мощности составило около 14% относительно марта 2020 года (10% год к году), в мае 2020 года нагрузка снизилась еще на 10% по отношению к апрелю (10% год к году). Это может привести к росту цены на мощность для потребителей на 16-17% (правила рынка таковы, что при падении потребления цена растет).

В ассоциации "Сообществе потребителей энергии" предлагают в этих условиях на 50% снизить уровень оплачиваемой мощности до конца 2020 года, ввести мораторий на любые регуляторные изменения, приводящие к росту конечной цены электроэнергии для потребителей, пересчитать прогноз конечной цены электроэнергии в сравнении с инфляцией и сократить ранее запланированные инвестиции в электроэнергетике.

В качестве примеров решений, необходимых для сдерживания роста затрат на энергоснабжение предприятий и поддержки экономики, в ассоциации называют, в частности, сглаживание платежей за мощность по договорам предоставления мощности (ДПМ) — продление сроков поставки с 20 до 45-50 лет и снижение уровня доходности. Надбавки и субсидии оптового рынка, оплачиваемые в цене на мощность для Дальнего Востока, Крыма, Калининградской области, предлагается перевести на бюджетное финансирование. Еще одна инициатива — оптимизация расходов электросетевых организаций, сокращение объемов и стоимости инвестпрограмм, перенос сроков реализации ряда инвестпроектов. Промышленность также выступает за перенос дальнейших отборов проектов модернизации ТЭС, строительства объектов возобновляемой (ВИЭ) и мусорной (ТБО) генерации.

Текущий экономический спад может оказаться затяжным, если не предпринимать энергичных мер по восстановлению экономики, значительную часть которой составляет энергоемкая промышленность, отметил "НГ" заместитель директора ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Валерий Дзюбенко: "Однако правила российского энергорынка устроены так, что в период снижения энергопотребления цена электроэнергии не снижается, как в других странах, а наоборот, увеличивается. Это связано с тем, что платеж потребителей энергии за содержание электростанций, включая затраты на их обновление, остается плановым, неизменным и распределяется на меньшее число потребляемых киловатт. В итоге страдают предприятия, которые продолжают работать, пытаются сохранить рабочие места — даже при снижении электропотребления их платеж за энергоснабжение из-за скачка цен на мощность уменьшается совсем незначительно".

"В этой ситуации вместо того, чтобы тратить на поддержку предприятий далеко не бездонные средства бюджета, есть возможность умерить аппетиты энергетиков, причем без какого-либо ущерба для надежного функционирования энергосистемы, — уверен Валерий Дзюбенко. — Отрасль переинвестирована, потребители платят существенно больше, чем требуется, оплачивая в том числе содержание колоссальных избытков мощности электростанций. Так, например, доля платежей потребителей на обновление электростанций достигла 33% в выручке генерирующих компаний на энергорынке, что существенно превышает целевой уровень инвестиций для отраслей экономики, определенный правительством России в размере 25%".

За последние годы через договоры о предоставлении мощности и иные надбавки к цене мощности потребители заплатили энергетикам на строительство и обновление 40 ГВт электростанций более 2 трлн руб., подсчитали в "Сообществе потребителей энергии". "Потребители продолжали оплачивать строительство этих мощностей, несмотря на сложные периоды в экономике, включая кризис 2014 года, и теперь, когда уже все энергоблоки построены, настала пора для энергетиков предоставить возможность потребителям воспользоваться своими вложениями, чтобы предприятия могли "вздохнуть" и продержаться в сложный период. Энергетики заинтересованы в скорейшем восстановлении потребления и поэтому могли бы сделать шаг назад, чтобы после восстановления экономики и промышленного производства сделать несколько шагов вперед", — предлагает Валерий Дзюбенко.

Глеб Тукалин

На встрече ОПЕК+ 15 июля будет решаться вопрос об увеличении квот на добычу. Естественно, что множатся прогнозы цен на нефть. Скажем, опрошенные The Wall Street Journal аналитики полагают, что в ближайшие годы она может подорожать до $150/баррель. Это предупреждение мировому рынку.

Сегодня спрос на нефть далек от докризисных показателей. Котировки едва утвердились за отметкой $40/баррель, поэтому предположение о $100-150 за бочку может показаться абсурдно-оптимистичным. Но в его основе лежит мысль о том, что в мире не осталось дешевой нефти — в смысле затрат для вовлечения в производство новых запасов углеводородов.

До пандемии спрос на нефть стабильно рос с ежегодной динамикой 1-1,5 млн баррелей в сутки: с кризисного 2014-го по 2020 г. потребление увеличилось с 93 млн баррелей до порядка 101 млн баррелей в день. С учетом экстраполяции к 2030 г. этот показатель может достигнуть 110 млн баррелей.

Но новые гигантские месторождения в комфортных природно-климатических условиях остались в прошлом, а все больше приходится на трудноизвлекаемые запасы (у нас их доля около 7,5%), в производство вовлекаются ресурсы ачимовской толщи, нефть плотных пород (сланцевая нефть), арктические залежи. Добыча на части действующих месторождений начинает падать, выпадающие объемы надо замещать новыми, но для этого требуются деньги, технологии и время.

С технологиями сегодня проблем нет. Для российских компаний за последнее десятилетие стали обыденностью строительство горизонтальных скважин, многостадийный гидроразрыв пласта, цифровизация процессов бурения. Но вот время и деньги последние шесть лет оказались крайне дефицитным ресурсом.

Сегодня мировая нефтегазовая отрасль оказалась на третьем этапе ценового кризиса. Первый пришелся на 2014-2016 гг. и завершился с подписанием соглашения ОПЕК+. Второй этап начался в октябре 2018-го: цены достигли комфортных для отрасли $80-85/баррель, но ситуацию дестабилизировало перепроизводство, основная масса которого пришлась на США. Добыча здесь увеличилась за три квартала 2018 г. на 1,5 млн баррелей. Произошел обвал котировок, но кризис вновь был купирован странами ОПЕК+, решившими к началу 2019 г. сократить производство для стабилизации рынка.

Возможно, нового этапа ценового кризиса удалось бы избежать — спрос продолжал расти. Но 2020 год принес пандемию, ударившую по потребности в энергоресурсах. Уровень перепроизводства был настолько высок, что за шесть месяцев образовался излишек запасов в 1,5 млрд баррелей (по 8 млн баррелей в сутки).

Ценовые кризисы ударили по инвестиционным планам большинства мировых нефтегазовых компаний, только за период 2014-2016 гг. отрасль недосчиталась примерно $450-500 млрд вложений. А деньги, вложенные в добычу сегодня, обеспечат рост производства только через 5-6 лет. Результатом сокращения инвестпрограмм нефтяниками может стать дефицит энергоресурсов, причем случится это, вероятно, уже к середине 2020-х гг. Однако подобная ситуация возможна только при сохранении низких цен на нефть. Собственно, поэтому абсурдно было предполагать, что $10-15 за баррель — это всерьез и надолго. Это убийственный уровень цен для мировой экономики.

Нельзя сбрасывать со счетов и региональный фактор. Так, в Норвегии, Великобритании и США наблюдается максимальный уровень затрат на производство нефти (учитывая капитальные и операционные) — порядка $35-36 за баррель. В России и Саудовской Аравии этот показатель существенно ниже. Кроме того, заметная часть инвестиций за последнее десятилетие направлялась в дорогие шельфовые проекты и нетрадиционные запасы: сланцевую нефть, битуминозные пески. Недоинвестированность последнего сектора не приведет к дефициту, а лишь увеличит долю на рынке условно традиционной нефти. Учтем также вновь оказавшийся под санкциями Иран, а также Ирак (точнее, очень перспективный Иракский Курдистан) и другие страны, где не улеглись гражданские противостояния, негативно сказывающиеся на добыче.

Таким образом, нельзя проводить прямую зависимость: снижение инвестиций — неизбежный дефицит, есть много других факторов. И простые экстраполяции, предполагающие $150, здесь не работают.

Оптимальным для мировой нефтегазовой отрасли сегодня был бы уровень цен порядка $70-85 за баррель, а возможно, и более скромный — $70-75. Достичь его возможно только после распродажи накопленных в ходе текущего кризиса запасов, а это произойдет не раньше осени 2020-го. Нынешняя сделка ОПЕК+ по квотам сформирована таким образом, чтобы для этих объемов нефти на растущем спросе постоянно оставалось необходимое окно. Поэтому первоначальные условия сделки были скорректированы — минимальные квоты на добычу были продлены на июль. Сейчас рынок демонстрирует достаточную динамику, чтобы увеличить квоты. Хотя стоит предположить, что увеличения на 2 млн баррелей не произойдет, так как есть ряд стран, не в полной мере выполняющих условия сделки. Скорее всего, им придется сохранить минимальный уровень производства дольше более ответственных коллег по ОПЕК+.

Но в целом вероятность того, что текущее положение дел затянется и приведет к дефициту, а стоимость нефти взлетит до $150 за баррель, крайне мала. При таких ценах с удвоенной силой начнут разрабатываться участки с высокой себестоимостью, и на рынок хлынет избыточный поток нефти. А новый кризис перепроизводства не нужен ни нефтяникам, ни мировой экономике, ни потребителям.

Александр Фролов , заместитель гендиректора Института национальной энергетики