Несмотря на рекордные мировые цены, добыча российской нефти замедляет свой рост

По данным Росстатагентства, объем добычи нефти с газовым концентратом в первом полугодии 2005 г. увеличился по сравнению с аналогичным периодом 2004 г. всего на 6 млн. тонн. Прирост выпуска отрасли резко снизился: в первом полугодии 2005 г. он составил всего 2.7% после уверенного 6–11%-ного прироста в 2000–2004 гг. Замедление темпов роста крупнейшей отрасли российской промышленности немедленно сказалось и на темпах роста промышленности в целом: в январе-июне 2005 г. промышленное производство увеличилось лишь на 4.0% (к тому же периоду 2004 г.).

По нашим оценкам, на протяжении 2001–2004 гг. нефтедобыча обеспечивала 1.2–1.5 процентного пункта общего прироста выпуска национальной промышленностью. Замедление прироста добычи нефти в первом полугодии 2005 г. снизило этот показатель до 0.4 п.п.

Вклад нефтедобычи в прирост промышленного производства

Источник: Росстатагентство, Центр развития.

Замедление прироста промышленного производства с 6.1% в 2004 г. до 4.0% в первом полугодии 2005 г. решающим образом (на наш взгляд) объясняется ситуацией в нефтяном комплексе: из 2.1 п.п. снижения темпов роста объемов промышленного производства на его счет можно отнести 0.8 п.п., тогда как на все остальные отрасли промышленности приходится лишь 1.3 п.п.

Существенной особенностью динамики нефтедобычи в январе-июне 2005 г. по сравнению с предыдущими годами является то, что впервые с 1999 г. (начала роста мировых цен на нефть) дополнительные объемы добытой нефти поступали главным образом на внутренний рынок: при росте добычи на 6 млн. тонн объемы нефтепереработки выросли на 5 млн. тонн. Если в предшествующие годы прирост добычи нефти направлялся в основном на экспорт, то в текущем году ситуация изменилась зеркально: внутри страны переработано 83% прироста нефти, тогда как в 2002–2004 гг. этот показатель составлял 12–14%, а в 2000–2002 гг. — не превышал 30%.

Соотношение добычи и переработки нефти

Оперативная информация о динамике экспорта нефти в первом полугодии 2005 г. пока отсутствует, однако имеющиеся данные о динамике добычи и переработки нефти позволяют предположить, что экспорт сырой нефти если и вырос относительно прошлогодних объемов, то незначительно. Вместе с тем полуторакратный рост цен на российскую нефть — в первом полугодии 2005 г. 45.4 долл./тонна после 31.1 долл./тонна годом ранее — казалось бы, только расширил возможности нефтяников экспортировать свою продукцию (в условиях ограниченности мощностей трубопроводной системы — даже более дорогими альтернативными видами транспорта).

По всей видимости, существенным образом затруднило рост экспорта сырой нефти и, следовательно, достижение более высоких темпов роста нефтяной отрасли и промышленности в целом усиление налогового бремени. Как показывают расчеты, ставка экспортной пошлины на нефть в первом полугодии 2005 г. превысила 100 долл./тонна (номинально втрое больше по сравнению с 35.1 долл./тонна годом ранее), на три четверти увеличилась и ставка налога на добычу полезных ископаемых (с 31.7 до 55.7 долл./тонна). С учетом роста ставок этих платежей в бюджет для российских нефтяников цены экспорта увеличились в 2005 г. весьма умеренно — на 2 долл./барр. (9% в долларовом выражении и всего 6% в рублевом). Таким образом, усиление налогового бремени в условиях увеличения производственных и транспортных затрат, по-видимому, снизило прибыльность альтернативного экспорта до запретительного уровня.

Мировая цена на российскую нефть и ставки платежей в бюджет

Отсюда видно, что одновременные взлет мировых цен на энергоносители и резкое торможение роста добычи и экспорта нефти кажутся парадоксом лишь на первый взгляд. Фактически такой сценарий развития нефтяного комплекса является естественным следствием изменяющейся внешней среды — бизнес-климата, включающего в себя и налоговый режим, и степень взаимопонимания в отношениях бизнеса и власти.

История увеличения налогового бремени нефтяного комплекса в период с 1999 г. — период роста его экспортных доходов, обусловленного повышением мировых цен на нефть, — такова.

Весной 1999 г. для нефти были вновь введены экспортные пошлины, отмененные в 1996 г. под давлением МВФ. В апреле 1999 г. мировая цена нефти Urals составляла около 14 долл./барр.(!) — несколько больше 11.0 долл./барр. в предшествующие десять месяцев, однако бюджет страны, пережившей финансовый коллапс, нуждался в дополнительных поступлениях, пусть даже со столь незначительных (глядя из будущего) экспортных сверхдоходов нефтяного комплекса. С весны 1999 г. до конца 2001 г. ставки экспортных пошлин на нефть назначались в евро, без жестко определенной процедуры их пересмотра, и являлись своего рода продуктом компромисса обеих сторон — нефтяного комплекса и правительства. Величина ставки колебалась от 3 евро/тонна (весна 1999 г.) до 48 евро/тонна (февраль 2001 г.); при пересчете в доллары она увеличилась со среднегодового значения в 4.7 долл./тонна в 1999 г. до 26.0 долл./тонна в 2001 г. Одновременно в период 1999–2001 гг. происходило ужесточение администрирования действующих налогов; служба по налогам и сборам успешно боролась с нефтяными неплательщиками. В результате платежи нефтяного комплекса в бюджет увеличились с 5.6 млрд. долл. в 1999 г. до 16.3 млрд. долл. в 2001 г.

Очередной вехой усиления налогового бремени нефтяного комплекса стал 2002 год. Во-первых, был жестко определен порядок расчета и вступления в силу ставок экспортных пошлин на нефть: ставки в долларах США меняются каждые два месяца, рассчитываются по утвержденной формуле по итогам мониторинга мировых цен на российскую нефть за два предыдущих месяца и вступают в силу с первого числа следующего месяца.

Кроме того, с 2002 г. два существовавших ранее ресурсных платежа (налог на недра и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы), а также акциз на нефть были заменены на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)¹. До 2002 г. перечисленные выше "геологические" налоги уплачивались исходя из стоимости реализации добытого полезного ископаемого, налогообложение производилось по индивидуальным для различных полезных ископаемых налоговым ставкам. В условиях существовавшей системы трансфертного ценообразования в вертикально интегрированных нефтяных компаниях порядок уплаты "геологических" налогов, исходя из выручки от реализации, приводил к существенной зависимости бюджетных поступлений от внутрифирменных цен на нефть. С 2002 г. объем налоговых платежей по НДПИ рассчитывается на основе мировой цены на нефть и не зависит от фактических цен реализации. Введение жесткой ставки по НДПИ явилось несомненно позитивным фактором с точки зрения наполнения бюджета, однако с точки зрения перспектив развития нефтяного комплекса независимость ставки налога от расположения, перспективности и степени разработки месторождения существенным образом тормозила разработку труднодоступных месторождений и не стимулировала рациональное природопользование.

Кроме того, в 2002 г. был изменен порядок налогообложения прибыли. Ставка налога на прибыль была снижена до 24%, однако предприятия утратили возможность получения инвестиционной льготы². С учетом того, что в 2001 г. ставка налога на прибыль составляла 35%, а инвестиции в основной капитал нефтяных компаний в этот период осуществлялись весьма активно, данная налоговая новация существенно увеличила налоговое бремя и уменьшила инвестиционные ресурсы комплекса.

В результате в 2002 г. платежи нефтяного комплекса в бюджет выросли до 19.7 млрд. долл. (16.3 млрд. долл. годом ранее), а увеличение налогового бремени впервые заметно отразилось на динамике его инвестиций в основной капитал: инвестиции, увеличивавшиеся с 2000 г. (1999 г. — 2.5 млрд. долл., 2000 г. — 5.5 млрд. долл., 2001 г. — 7.8 млрд. долл.), сократились до 7.4 млрд. долл.

2003–2004 гг. должны были стать периодом стабильности налогового режима: сохранялся порядок определения ставки экспортной пошлины, налоговая ставка НДПИ с 1 января 2004 г. незначительно увеличилась — с 340 до 347 руб./тонна (об этом стало известно весной 2003 г.). Такой налоговый режим, по всей видимости, все еще был приемлемым для нефтяников. Об этом свидетельствовало начавшееся на рубеже 2003 г. активное обсуждение возможности строительства новых трубопроводов Ангарск-Дацин (или Ангарск-Находка) и Восточная Сибирь-Мурманск. Реализация этих проектов позволила бы активно приступить к разведке и разработке новых месторождений на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири, сократить потери, связанные с вынужденностью экспорта через страны Восточной Европы, а также выйти на рынки стран Тихоокеанского региона и США. Нефтяники предлагали построить трубопроводы самостоятельно либо обеспечить уполномоченную государством для реализации проекта организацию гарантиями поставок нефти и инвестициями. В обмен они рассчитывали на получение гарантий того, что их вложения окупятся — в частности, на поправки к закону о естественных монополиях, благодаря которым частные инвесторы трубопровода смогли бы получить приоритетный доступ к нему и, на основе специального соглашения, стабильные долгосрочные тарифы. Кроме того, предлагали свои услуги в финансировании ангарских проектов потенциальные "принимающие стороны" — Китай и Япония.

Аргументируя необходимость строительства новых трубопроводов, в начале 2003 г. нефтяники указывали на то, что рост добычи нефти в ближайшие годы будет столь интенсивным, что к моменту расчетного пуска мурманского и ангарского нефтепроводов (2007 г.) прирост добычи нефти составит более 25%. "Транснефть", в свою очередь, оперировала более умеренными прогнозами Минэнерго и МЭРТ, предполагавшими, что рост добычи нефти не превысит 10% и для ее экспорта будет достаточно второй очереди Балтийской трубопроводной системы (совокупная мощность — 38 млн. тонн). Фактическая динамика добычи нефти в 2003–2005 гг. пока подтверждает реалистичность прогнозов нефтяников: прирост добычи нефти в 2003 г. составил 11%, в 2004 г. — 8.9%, и, даже с учетом снижения темпов роста в 2005 г., указанный выше 25%-ный рубеж будет преодолен даже не к 2007 г., а в будущем году.

Однако в начале 2003 г. премьер М. Касьянов сделал публичное заявление о невозможности существования в России частных магистральных нефтепроводов, и решение вопроса о масштабном расширении трубопроводной системы было отложено. Рассмотрение возможности строительства мурманского и ангарского трубопроводов продолжается и по сей день, в то время как ограниченность пропускной способности трубопроводной системы препятствует росту добычи нефти и разведки и разработки новых месторождений.

Взаимоотношения нефтяного комплекса и государства начали существенно осложняться с середины 2003 г., когда были предъявлены первые налоговые претензии к крупнейшей российской нефтяной компании. Далее, в конце 2003 г. президент В. Путин выступил с заявлением о необходимости дополнительного изъятия в бюджет у нефтяного комплекса не менее 3 млрд. долл. и явно указал на способы повышения его налогового бремени — НДПИ и экспортные пошлины.

Продолжительные дебаты трех министерств (Минэнерго, МЭРТ и Минфина) о масштабах (от 3.6 до 6 млрд. долл.) и механизмах (дифференцированная или плоская шкала НДПИ) дополнительных налоговых изъятий закончились почти буквальным следованием указанию президента. Дополнительное налоговое изъятие сверхприбыли было решено осуществлять за счет увеличения ставки НДПИ (без ее дифференциации) и введения более "крутой" шкалы ставок экспортных пошлин. В конце апреля 2004 г. Госдума сразу в трех чтениях одобрила законопроект об увеличении размера нефтяных экспортных пошлин и ставки налога на добычу полезных ископаемых, что позволило, после подписания президентом и опубликования, начать использовать новую шкалу экспортных пошлин уже с 1 августа 2004 г. (экспортные пошлины не являются налогом, и поэтому для их изменения было необязательно дожидаться 1 января 2005 г.).

Как следствие, уже по итогам 2004 г. налоговое бремя нефтяного комплекса выросло до 45 млрд. долл. — номинально более чем в восемь раз по сравнению с 5.6 млрд. долл. в 1999 г. и в относительном выражении вдвое больше, чем в 1999 г.: налоговая нагрузка в 2004 г. составила 45.6% выручки от реализации (21% в 1999 г.) и 62.5% полной прибыли³ (32% в 1999 г.).

Налоговая нагрузка нефтяного комплекса в 1999–2004 гг.

Источник: Росстатагентство, ГТК России, Центр развития.

Действующая система налогообложения не изменилась радикально, а была модифицирована таким образом, чтобы обеспечить более полное изъятие сверхдоходов при высоких ценах на нефть и снижение налогового бремени нефтяников при падении цен.

Налоговые новации 2004 г.: новые ставки экспортных пошлин и НДПИ

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается по формуле

НДПИ = Ставка налога × (Цена Urals — Цена отсечения) / (Цена отсечения × Фиксированный курс).

Основным рычагом повышения налоговой нагрузки на нефтяников в 2004–2005 гг. стали экспортные пошлины: за счет них обеспечивается большая часть дополнительных налоговых изъятий. Новая шкала экспортной пошлины на нефть увеличила платежи нефтяников в бюджет на 3.7 долл./тонна (при консервативном варианте цены Urals, равной 25 долл./барр.) — до 43.8 долл./тонна (при реальной сегодняшней цене Urals выше 46 долл./барр.) экспортируемой нефти. Ставка НДПИ в результате налоговых новаций 2004 г. выросла существенно меньше: на 4.8% (при цене Urals, равной 25 долл./барр.) — до 8.4% (при цене Urals 46–47 долл./барр.).

Шкала экспортной пошлины на нефть: налоговая новация 2004–г.

Своеобразие получившейся налоговой системы состоит в том, что повышение мировых цен на российскую нефть оборачивается для нефтедобывающих компаний уменьшением прибыли от экспорта. Связано это с ростом ставок указанных платежей в бюджет, а также с тем, что НДПИ уплачивается со всего объема добытой нефти по ставке, прямо зависящей от мировой конъюнктуры, — независимо от того, какой объем нефти добывающая компания экспортирует. Чем больше доля экспорта нефти в добыче, тем больше возможностей у нефтяной компании возместить реальными экспортными поступлениями рост уплаты в бюджет НДПИ.

Повышение цены на российскую нефть на 1 долл./барр. (примерно 7.3 долл./тонна) влечет за собой рост экспортных пошлин на 4.7 долл./тонна и НДПИ на 1.5 долл./тонна. Оставшегося 1 долл./тонна, дополнительно заработанного на экспорте, не всегда хватает на то, чтобы покрыть увеличение НДПИ по объему нефти, который на экспорт не идет, а реализуется или перерабатывается внутри страны. Как показывают расчеты, это возможно, только если доля экспорта в добыче не ниже 60% — в противном случае предельный (дополнительный) платеж в бюджет превышает предельный экспортный доход.

Предельные доходы и налоги на экспорт нефти

Если объем экспорта нефти составляет менее 60% ее добычи, то для компенсации опережающего (по сравнению с ростом экспортных доходов) роста платежей в бюджет компания вынуждена увеличивать цену на реализуемые внутри страны нефть и нефтепродукты. То есть компании, реализация которых в значительной степени ориентирована на продажу нефти (нефтепродуктов) на российском рынке (компании — поставщики нефтепродуктов российским автовладельцам), поставлены перед необходимостью увеличения цен на них самой организацией системы налогообложения нефтяного комплекса. Таким образом, задача изъятия сверхприбыли нефтяников оказывается перевыполненной: в бюджет перечисляются не только "экстрадоходы" нефтяных компаний, полученные ими благодаря росту мировых цен, — часть налоговых платежей, обусловленных этим ростом цен, оплачивают российские потребители нефтепродуктов, и повышение цен на нефтепродукты в 2005 г. внутри страны этому подтверждение.

В условиях жесткого налогового пресса для нефтяного комплекса извлечение прибыли от реализации нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке утрачивает статус дополнительных (к значительным экспортным) доходов и становится самоценным. Об этом свидетельствуют одновременные ускоренный рост производства нефтепродуктов (на 5.3% в первом полугодии 2005 г. после 2.6–3.7% в 2000–2004 гг.) и цен на них (прирост отпускных цен на нефтепродукты за первое полугодие 2005 г. составил 10.8%). Предстоящее повышение экспортных пошлин на нефть с 1 августа 2005 г. до рекордного уровня 140 долл./тонна⁴ и увеличение экспортной пошлины на нефтепродукты⁵, с большой вероятностью, спровоцируют дальнейший рост цен на нефтепродукты внутри страны.

Хотелось бы подчеркнуть, что объективное превышение предельных (обусловленных ростом мировых цен на нефть) налоговых платежей от экспортных поступлений совершенно не означает возникновения убытков нефтяного бизнеса или невозможность его дальнейшего развития с привлечением внешних ресурсов. Речь идет о другом.

С одной стороны, сложившаяся налоговая система объективно не стимулирует ни инвестиции из собственных источников (изымая то, что считает сверхприбылью), ни рациональное природопользование — в силу плоской шкалы НДПИ. Этот налог и после увеличения ставки сохранил все негативные, с точки зрения дальнейшего развития отрасли, черты. Фактически для нефтяной отрасли он во многом дублирует функцию экспортных пошлин по изъятию конъюнктурной ренты, хотя его основная задача — изъятие природной ренты, связанной с особенностями конкретных месторождений. Действующий порядок уплаты этого налога создает такую ситуацию, когда разработка более сложных для освоения месторождений подпадает под более жесткое налогообложение, и наоборот — разработка более выгодного месторождения сопровождается относительно более льготным налогообложением. В результате инвестиционные проекты по разработке менее перспективных месторождений существенно менее привлекательны для внешних инвесторов и необоснованно обременительны для самих предприятий. НДПИ фактически ограничивает инвестиционную активность предприятий, которые разрабатывают менее привлекательные и перспективные месторождения, делая рациональное природопользование экономически невыгодным.

С другой стороны, "контринвестиционный" характер налоговой системы является всего лишь одним из проявлений масштабного непонимания позиции противоположной стороны во взаимоотношениях бизнеса и власти. Так, в августе 2004 г. произошло ощутимое для нефтяного комплекса и не прогнозировавшееся вплоть до конца 2003 г. — период составления бизнес-планов на 2004 г. — повышение нормы платежей в бюджет, пусть даже и юридически корректное (пошлины не являются налогом и могут быть изменены в оперативном режиме). Или же на протяжении последних лет нефтяные компании подвергаются критике с самых разных уровней госвласти из-за ограниченности их деятельности по разведке и разработке новых месторождений, что тоже вполне объяснимо в контексте откладывания принятия нового закона о недрах (по действующему закону инвестор, рискующий своими деньгами при вложениях в геологоразведку, при открытии месторождения может и не получить лицензии на его разработку), усиления налогового бремени и недифференцированности шкалы НДПИ.

Проблема еще и в следующем: у властей отсутствует понимание того, что собственных ресурсов для активизации роста не только "нефтянки", но и других отраслей национальной промышленности, в силу разных причин, становится все меньше. Для финансирования дальнейшего интенсивного роста промышленности — как количественного (увеличение выпуска через пополнение оборотных средств), так и качественного (повышение конкурентоспособности через финансирование инвестиционной деятельности) — все чаще требуются внешние ресурсы. Однако существующий подход к формированию налоговой системы, включая администрирование налогов⁶, а также показательные налоговые претензии, иногда переходящие в показательные процессы, не способствует улучшению бизнес-климата, повышению инвестиционной активности и активизации роста экономики в целом.