Государство всерьез занялось проблемами нефтяников – несколько министерств почти договорились о том, какими должны быть критерии давно обещанной дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Кроме того, чиновники стали искать способы повышения качества (а следовательно, цены российской нефти на мировом рынке) и внедрения биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами. Все эти меры, по их мнению, должны не только увеличить замедлившийся рост добычи нефти, но и снизить цены на нефтепродукты на внутреннем рынке. Впрочем, в том, что последнее возможно, эксперты очень сомневаются.

То, что нынешний год уже не будет демонстрировать рекордов в нефтедобыче, Минэкономразвития предрекало еще в начале года. В январе замминистра экономического развития и торговли Андрей Шаронов рассчитывал, что по итогам 2005 года добыча нефти вырастет, пусть не на 11%, как в прошлом году, но на 4,5-5%. Однако эти ожидания не оправдались – как заявил министр промышленности и энергетики Виктор Христенко, "сейчас мы имеем рост по добыче около 2%". Причем рост добычи замедляется на фоне феноменально высоких цен на нефть, взлет которых начался именно в 2005 году. Это, видимо, и побудило министерства всерьез задуматься над налогообложением отрасли. Тем более что, пытаясь компенсировать высокие налоги, нефтяники поднимают внутренние цены на нефтепродукты (с начала года рост составил больше 15%), что также не может не беспокоить чиновников. К тому же правительство сочло, что мировые биржи занижают цену российской нефти. И попыталось решить все проблемы одним махом.

С НДПИ все понятно: никто уже не сомневается в том, что налог нужно, во-первых, снижать (это предполагается сделать с будущего года, изменив формулу расчета цены), а во-вторых, дифференцировать (см. интервью на этой же странице и таблицу). Во всех ведомствах уверены, что это заставит компании вкладывать больше денег в расширение добычи. Инвестиций, по подсчетам Минпромэнерго, требуется немало – $230-240 млрд до 2010 года. А вот с биржей и с улучшением качества российской нефти (она дешевле арабской и норвежской, потому что менее качественна) еще придется разбираться.

Поясним, речь идет о создании бирж сразу двух типов: биржи нефтепродуктов и нефтяной биржи. Добавим, что Федеральная антимонопольная служба (ФАС), а также ее предшественник – МАП в течение нескольких лет безуспешно пытались внедрить механизм биржевой торговли. Главным препятствием всегда было безразличие к ней крупных нефтяных компаний – все они давно обзавелись собственными НПЗ. Строго говоря, нужно говорить даже не о создании бирж, а об их возрождении. В 1992-1993 годах в России действовала нефтяная биржа, а потом, по свидетельству тех, кто там работал, она "тихо сошла на нет после завершения приватизации в нефтяной отрасли". Возродить привычку к биржевой торговле – дело нелегкое. Однако большинство экспертов сходится в том, что новый закон о госзакупках способен создать первоначальный спрос, необходимый для запуска биржи. Государству же биржа необходима прежде всего как ориентир – чтобы определять справедливые цены на нефтепродукты и принимать адекватные антимонопольные меры к участникам ценовых сговоров. Что же касается нефтяной биржи, то с инициативой ее создания выступила Федеральная служба по финансовым рынкам (ФСФР) – ее глава Олег Вьюгин написал письмо на имя премьера Михаила Фрадкова. Глава ФСФР обратил внимание на то, что механизм формирования цены на российскую нефть даже на мировых биржах непрозрачен – он предусматривает ее привязку к ценовому индикатору Brent, определяемому на основе справочных цен международных котировальных агентств (Platts и Petroleum Argus). А сделки по поставке наличной нефти также носят внебиржевой характер в рамках процедуры обмена фьючерсных контрактов на наличную нефть, что допускает ценовые манипуляции. Только собственная нефтяная биржа, уверен господин Вьюгин, может дать прямые котировки нашей нефти, а внедрение нового мирового маркерного сорта на базе российской экспортной нефти могло бы способствовать более объективной оценке ее стоимости.

Впрочем, расчеты еще не готовы, а некоторые аналитики сомневаются, что покупатели, привыкшие к дешевизне российской нефти, согласятся платить за нее больше и не переориентируются на чужую нефть. Кроме того, для создания такой биржи потребуется принять решение по резервированию российскими нефтяными компаниями части добываемой нефти под обеспечение договоров с немедленной поставкой, а также стандартизировать условия транспортировки и хранения нефти. В отношении повышения качества экспортной нефти и переориентации нефтяных потоков однозначного ответа пока тоже нет: никто не просчитывал, сколько на это должны потратить компании. Ряд экспертов считает, что такие меры могут коренным образом изменить расстановку сил на российском нефтяном рынке, но пока не берутся предсказать, как именно. И главное – все эти меры, по прогнозам аналитиков, не помешают росту цен на нефтепродукты (если они и снизятся, то незначительно). Потому что спрос на бензин и дизельное топливо зависит не от НДПИ или качества нефти, а от рынка, то есть от того, по какой цене их согласятся покупать потребители.

ИНТЕРВЬЮ Сергей Донской - директор департамента экономики и финансов Минприроды

"Данные для налогового администрирования по льготе по НДПИ будет представлять Минприроды" – Дифференциация НДПИ обсуждается уже довольно давно. Как скоро она будет введена? – Задачу дифференцировать НДПИ никто не отменял, она президентом была поставлена. Срок введения действительно немного сместился: раньше планировали дифференцировать НДПИ с 2006 года. Теперь ясно, что дифференциация вступит в силу в 2007 году. Сейчас рассматривается три направления по дифференциации НДПИ. Хотя напомню, что вопрос, что называется, с бородой – поиском способов дифференциации НДПИ занимаются фактически с момента появления налога на добычу полезных ископаемых как такового. А до этого пытались дифференцировать отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и акцизы на минеральное сырье, то есть эта тема все время всплывала.

– Если не ошибаюсь, НДПИ заменил налог на ВМСБ в 2002 году? – НДПИ заменил эти два налога. Но даже еще когда его только вводили, вопрос о дифференциации уже стоял. Ведь уже тогда понимали, что плоская шкала с точки зрения недропользования – это не очень хорошо. Но ввиду невозможности администрировать рентные факторы, то есть разницу в характеристиках объектов недропользования, и пошли на введение плоской шкалы. Подразумевалось, что для государства это менее рискованный вариант, чем вводить дифференциацию по рентным факторам, не продумав порядок их администрирования. Тема остается весьма актуальной и сегодня, потому что рентные факторы – это более или менее ясная, понятная специалистам по прямым инвестициям характеристика любого месторождения. Поясню: месторождение имеет индивидуальные характеристики как по объемам добычи, так и по геологическим, по географическим условиям. Например, оно может быть расположено не на Севере, а в районе, где разработка ведется уже давно, или находиться совсем рядом с потребителем. Исходя из этого, каждое месторождение имеет разную стоимость для недропользователей. И соответственно, может приносить разные доходы государству. Рентных факторов можно насчитать великое множество. Раньше выделяли семь-восемь "главных", а сейчас этот перечень еще сузили с учетом того, что много факторов не всегда адекватно можно проконтролировать. Таким образом, дифференциация НДПИ будет оцениваться по трем факторам.

– Какие же факторы специалисты признали достойными дифференциации? – Во-первых, дифференциация в зависимости от места нахождения. На данный момент все сошлись на том, что дифференциация коснется пока еще неосвоенных территорий: это Восточная Сибирь, континентальный шельф. Короче говоря, там, где еще ни инфраструктуры нет, ни разработки не ведется и так далее. Одно время рассматривался фактор удаленности месторождения от транспорта, но потом акцент был сделан на дифференциацию НДПИ при разработке новых месторождений на труднодоступных территориях. При этом в виде дополнительного условия подразумевается, что эти месторождения требуют крупных капиталовложений в инфраструктуру. Прежде всего, конечно, речь идет о новых участках в Восточной Сибири. Это значит, что нам нужно стимулировать разработку инфраструктурных месторождений, на базе которых будет развиваться вся территория. Во-вторых, это старые месторождения, или так называемые месторождения, находящиеся на завершающей стадии разработки. Им нужно бросить "спасательный круг". Для них рассматривается возможность применения понижающего коэффициента к базовой ставке НДПИ в зависимости от выработанности месторождения. А выработанность месторождения определяется как отношение объема добычи, накопленного за весь срок освоения месторождения, к извлекаемым запасам, поставленным на баланс. Здесь главный вопрос заключается в том, что чтобы задать такие показатели выработанности, которые смогли бы отсечь от режима дифференциации тех недропользователей, которые нерационально разрабатывали недра и добивались выработанности варварскими методами. Сейчас мы как раз работаем над регламентом, который позволил бы администрирование этого показателя перевести в какую-то четкую, последовательную процедуру. В целом эта процедура должна быть, на наш взгляд, достаточно короткая, но с четко поставленным условием, которое должен будет выполнить недропользователь для того, чтобы получить эту самую льготу по НДПИ. И наконец, третий критерий – трудноизвлекаемость нефти. Хотя по третьему критерию у нас разные точки зрения – с Минэкономразвития, например. Они считают, что нужно дифференцировать НДПИ по качеству нефти, потому что содержание серы в нефти влияет на ее стоимость как товара. У нас другой подход – для нас вязкость означает прежде всего трудноизвлекаемый запас и те затраты, которые несут компании, чтобы добыть нефть. Но разница в подходах вполне объяснима: МЭРТ отвечает за рыночную конъюнктуру, а мы – за добычу.

– И как будет работать механизм дифференциации? – Везде будет применяться понижающая ставка к НДПИ. Например, для старых месторождений будет применяться нулевая ставка, если выработанность участка свыше 95%. А по новым проектам мы предлагаем налоговые каникулы: то есть нулевая ставка будет взиматься только первые пять или восемь лет (в зависимости от того, находится участок на суше или на шельфе). Это еще обсуждается. А по старым месторождениям надо еще учитывать, что начинать дифференцировать НДПИ мы предлагаем только, если выработанность превышает 85%. Таким образом, если выработанность равна 85%, то ставка по НДПИ равна единице, то есть дифференциации никакой нет. И только потом начинается: с 85 до 87,5% ставка 0,8, потом следующая градация и так далее. Но опять замечу, что все это пока предварительно. Все это мы обсуждаем с МЭРТом, Минфином, Минпромэнерго. Возможно, не будет дискретности, многоступенчатости, то есть будет некая непрерывная дифференцированная шкала. Это удобнее, потому что не будет никаких вариантов спекуляции.

– А кто будет оценивать выработанность и другие критерии? – Для налогового администрирования выработанность будет оцениваться с учетом данных, которые будет представлять Минприроды – все-таки мы недрами заведуем. А уже применение той или иной понижающей ставки к НДПИ – это будет администрироваться непосредственно Налоговым кодексом. Там будет четко прописано, что каждому критерию выработанности будет соответствовать определенная понижающая ставка.

– То есть вы будете подтверждать документы компаний? – Практически. То есть компания будет иметь право ходатайствовать о получении этой понижающей ставки. Мы исходим из того, что не мы будем бегать за недропользователем, а недропользователь все документы в Роснедра сам принесет. И с нашей стороны сейчас главное – по максимуму обеспечить объективность и прозрачность этой процедуры, чтобы не было никаких манипуляций или подтасовок каких-то материалов... Поэтому мы хотим сформировать перечень месторождений – скорее всего, он будет утвержден постановлением правительства,– при разработке которых компании будут иметь право дифференцировать НДПИ по критерию выработанности. Причем и для новых, и для старых месторождений, я полагаю, будут свои перечни, и процедура в итоге будет тоже одинаковая.

ИНТЕРВЬЮ Кирилл Андросов - директор департамента госрегулирования тарифов и инфраструктурных реформ Минэкономразвития

"Биржа – это дополнительный канал сбыта"

– Появление в России нефтяной биржи – это реально? И сколько их будет: одна или несколько? – Будет ровно столько, сколько выдержит рынок по спросу и предложению. Нет каких-то математических ограничений – одна или две. Уже сегодня выдано более 30 лицензий на организацию биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами. Но всерьез пока никто не работает. Это означает, что нет достаточной мотивации.

– Все же какая из бирж появится раньше – нефтяная или, условно говоря, бензиновая? – Что касается биржи нефтепродуктов, то с этим вроде бы проще и понятнее. С одной стороны, многие покупают оптом бензин, мазут, дизельное топливо. Тут и крупные потребители, и розничные торговцы – те же владельцы автозаправочных станций, у которых станция не одна, а, например, десяток. С другой – есть достаточное количество потенциальных продавцов нефтепродуктов, у нас в России 24 крупных нефтеперерабатывающих завода.

– Но они же все принадлежат нефтяным компаниям...

– В той или иной степени, конечно, да. Но не все. Есть независимые нефтяные заводы. Например, Хабаровск – НПЗ принадлежит группе "Альянс" (это не вертикально интегрированная нефтяная компания), есть астраханский НПЗ (принадлежит "Газпрому"), есть небольшие НПЗ. Так что продавцов достаточно. При этом биржа – это всегда хорошо, торговля здесь обезличивается, исключая возможность ненужных сговоров. Аукционная форма порождает конкуренцию, конкуренция порождает снижение цен. Но почему сегодня механизм не работает? По нашим оценкам, продавцы готовы продавать, в том числе и через биржу. Загвоздка в покупателях, они сегодня не слишком мотивированы. Чтобы запустить этот механизм, нужно создать начальный спрос. В том числе за счет обязательств централизованных государственных закупщиков, использующих средства федерального бюджета. У нас много моторного топлива закупают Министерство обороны, МЧС, естественные монополии (РАО ЕЭС и РЖД), Министерство сельского хозяйства, жилищно-коммунальный комплекс. Муниципальные предприятия тоже в большом количестве потребляют мазут для отопления. В общем, есть компании, на которые государство при желании может оказывать влияние для организации централизованных закупок.

– Что для этого нужно сделать государству? – Достаточно выпустить распоряжение правительства, централизующее закупки моторного топлива за счет государственных средств. Здесь можно было бы использовать административно-командный механизм – например, введение обязательного требования закупать на бирже определенный объем бензина или мазута. По нашим оценкам, сегодня такие централизованные покупатели потребляют приблизительно четверть всего объема внутреннего рынка нефтепродуктов. Если же брать потребителей, которые финансируются только за счет федерального бюджета, это приблизительно 5%. Но даже 5% рынка, по нашим оценкам, хватит для запуска биржи. Когда появится спрос на эти 5%, точно появится и предложение.

– Со стороны нефтяных компаний не ожидаете сопротивления? – Для них это еще один канал сбыта. Нефтяные компании сегодня в большой степени контролируют розничную торговлю – до половины розницы. Но есть и другая половина, так что они все равно даже сегодня вынуждены по оптовым ценам продавать моторное топливо с НПЗ сложившимся и вновь появляющимся потребителям, крупным оптовикам. Это коммерческий вопрос. Так что появление биржи – это еще один хороший механизм удовлетворения организованного спроса. И за нефтяную компанию все сделает биржа, она приведет покупателя к продавцу. А задача продавцов – поймать ту цену, которая их устраивает, и продать. Будет достаточно технологических вопросов: логистика поставок, стандартизация продукции, базис поставки – например, машина скорой помощи покупает бензин на автозаправке или она покупает его на базе оптового продавца.

– Как это будет работать? – Продаваться будут обязанность и право поставить либо купить определенный объем. Его можно будет купить даже непроизведенным. Покупаешь свое право получить этот бензин, скажем, через неделю, и дальше нефть перерабатывается, получается бензин, он доставляется потребителю. Конечно, здесь точно возникнет проблема с требованиями казначейской системы Минфина и оплатой договоров, заключенных через биржу. Поэтому перед нами стоит задача четко прописать регламент, подготовить стандартный пакет документов и согласовать его с Минфином и ФНС, чтобы Минфин контракты, заключенные через биржу, принимал к оплате как обязательные. Облегчит эту задачу новый закон о порядке размещения заказов для госнужд, который вступит в силу с января. Именно он, собственно, и создал возможность для биржевой торговли. До конца года подготовим пакеты всех регламентов. Все это уже в хорошей стадии готовности, поэтому есть шанс, что в следующем году начнем биржевую торговлю нефтепродуктами. Цель – запустить биржу нефтепродуктов до начала посевной кампании 2006 года.

– А нефтяная биржа будет? – Мы считаем, что и здесь нужно исходить опять же из существования желающих работать на этой бирже – продавцов и покупателей сырой нефти. И наиболее выраженное желание может сформироваться в секторе российской экспортной нефти. Сегодня все добывающие компании имеют квоту на экспорт и заинтересованы в максимизации цены своих экспортных контрактов. Есть большое количество покупателей за рубежом и отечественных и зарубежных трейдеров, которые тоже заинтересованы покупать российскую нефть. Таким образом, и в данном случае биржа станет дополнительным каналом сбыта. Можно продавать поставляемую на экспорт нефть в экспортные точки, например, поставки в порту Новороссийска, Приморска, Туапсе. Но, соответственно, цена должна учитывать и затраты по ее транспортировке – фрахт танкеров, перевалку нефти.

– А как будет решаться вопрос качества нефти? – Мы предлагаем параллельно с нефтяной биржей всерьез рассматривать вопрос повышения качества российской нефти. Потому что если физические качества нефтяной смеси, которая течет по нашим экспортным трубопроводам, повысится, то рынок, конечно, должен это дооценить. Причем это не обязательно должен быть новый сорт, это может быть тот же самый Urals, но со сниженным содержанием серы. Потому что совсем не факт, что нужно вводить какую-то новую марку, изобретать новый сорт нефти; нужно убеждать мир в том, что Urals стал лучше. А значит, дороже. Хотя может быть и другая технология, но это уже будет вопрос не госрегулирования, а маркетинга. Так что, думаю, нефтяные компании сами должны с этим определиться.

– Как можно заставить рынок дороже платить за российскую нефть? – У нас мало высококачественной нефти и мало низкокачественной нефти. Абсолютное большинство российской добываемой нефти находится в среднем диапазоне, если отталкиваться от основного параметра, по которому оценивается нефть и который оказывает наиболее существенное влияние на ее стоимость,– это содержание серы. Приблизительно 15-20% добываемого сырья – это высококачественная нефть с низким содержанием серы. Приблизительно столько же (18-20%) добывается нефти высокосернистой, тяжелой. Сегодня логистика транспортной системы "Транснефти" устроена так, чтобы эти 70 млн тонн низкосернистой нефти не смешивать в трубопроводах с любой иной нефтью, по выделенным каналам направлять ее на отдельные НПЗ на территории России, которые настроены только на такую высококачественную нефть. Но остальной объем добываемой, тоже "хорошей" нефти все равно поступает в систему магистрального трубопровода и смешивается с "плохой" нефтью среднего качества, что и дает нам на выходе условно называемый Urals. Поэтому дальше речь надо вести скорее не о логистике, чтобы как-то эту высокосернистую нефть куда-то перенаправить по отдельным трубопроводам, это будет крайне затратное мероприятие. А нужно говорить о снижении объемов попадания высокосернистой нефти в магистральный трубопровод. Этого можно добиться двумя способами. Первый способ – стимулировать компании инвестировать в оборудование, которое будет снижать содержание серы до попадания нефти в трубопровод. Навскидку предварительные расчеты показывают, что снижение содержания серы в нефти всего на 0,1% дает эффект приблизительно в 25 дополнительных центов в цене одного барреля нефти. А это означает, что именно этот эффект и можно направить на окупаемость инвестиций в подготовку нефти. Второе направление – нефтепереработка и нефтехимия. То есть можно не очищать нефть от серы, а просто перенаправлять ее на переработку и в нефтехимию. Сейчас мы обсуждаем проект (его разрабатывает компания "Татнефть") по строительству нефтехимического комплекса. Там можно будет перерабатывать до 7 млн тонн нефти. В качестве стимулирующей меры мы рассматриваем возможность предоставления льготы по НДПИ на фиксированный период, например в течение пяти лет. Но компании должны четко понимать, что тем самым они возьмут на себя обязательства на определенный объем сократить долю поставляемой ими в систему трубопроводов нефти с высоким содержанием серы. Это значит, что можно принять эту льготу, проспать и ничего не сделать. И через пять лет вынужденно сократить объем добычи, что вряд ли будет эффективным экономическим решением. А можно получаемую льготу проинвестировать, добавить собственных средств и на выходе получить производство с более высокой добавленной стоимостью. Мы рассчитываем, что совокупность наших мер позволит 20-30 млн тонн высокосернистой нефти убрать из системы. А это точно улучшит качество тех экспортных 200 млн тонн, которые мы имеем на выходе из трубы. Если говорить о цифрах (хотя окончательные расчеты еще не готовы), мы сходимся на том, что такими мероприятиями в течение трех-пяти лет мы сможем дооценить российскую нефть приблизительно на $2 млрд в год на весь экспортный объем.

– А вы не боитесь, что если Urals будет дорожать, то наши традиционные покупатели предпочтут переориентироваться, например, на арабскую нефть, ведь она все же лучше по качеству? – Несомненно, мы будем оценивать все риски. Но сейчас арабская нефть тоже ограничена по своей логистике и по цене доставки на европейские заводы. Здесь надо наложить еще фактор директив Евросоюза о необходимости повышения качества моторного топлива. Соответственно, есть четкий период, когда восточноевропейские НПЗ должны будут перейти на новые стандарты дизельного топлива и бензина. Это означает, что на входе этим заводам понадобится более качественная нефть. Что в принципе совпадает с направлением наших мыслей.