Стимулировать модернизацию отечественных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) необходимо преимущественно через фискальную политику.
В частности, следует вновь вернуться к обсуждению системы гибких акцизов. Сейчас акциз составляет 30-35% в конечной стоимости топлива, в то время как при введении его доля была на уровне десяти процентов. Гибкий акциз стабилизирует ситуацию с ценами и исключит одномоментное повышение налогового бремени на компании.
Вернуться к обсуждению этой темы на круглом столе в Аналитическом центре при правительстве РФ решил заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы (ФАС) Анатолий Голомолзин.
С начала модернизации в отрасли в 2011 году действовала система дифференцированных акцизов: на топливо более высокого класса экологичности сбор был меньше, на топливо более низкого качества – больше. Первые несколько лет это требование соблюдалось, но позднее граница стерлась. Более того, акциз вырос сильнее, чем было запланировано. Сейчас разница между плановым и фактическим показателями составляет пять тыс. руб. на ту.
Незапланированное многократное повышение акциза вкупе с падением стоимости нефти, а также сокращением потребления на внутреннем рынке сильно снизило стимулы нефтепереработчиков к модернизации. Среди прочего, на них выросла финансовая нагрузка из-за повышения ключевой ставки. Плюс сейчас минфин пытается пролоббировать обнуление экспортной пошлины для завершения “большого налогового маневра”, что чревато еще большим ухудшением положения НПЗ, которые останутся без так называемой таможенной субсидии. В качестве компенсации допускается введение “отрицательного акциза”, но кому и на каких условиях он достанется, пока неясно наверняка.
Пик инвестиционной активности в нефтепереработке пришелся на 2014-2015 годы, указывает директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов. “И связано это не только с тем, что часть компаний уже завершила свою модернизацию, а с тем, что те базовые экономические показатели, которые лежат в основе принятия решений, ухудшились: упала внутренняя норма доходности, ожидаемая от реализации проектов”, – пояснил он. Инвестор сегодня охотнее вложит средства в Европе, нежели в России, так как у нас маржа переработки ниже. Это требует внедрения дополнительных стимулов для сохранения хода модернизации НПЗ.
По мнению Борисова, главное – определиться, от чего отталкиваться при выборе способов и объектов модернизации. Показатель глубины переработки он считает непрезентабельным, так как выпуск светлых нефтепродуктов вырос не так сильно, как глубина, следовательно, прямой зависимости нет. По мнению эксперта, стоит отталкиваться от стоимости экспортной корзины нефтепродуктов: граница создания стоимости начинается с 59-60-процентного выхода светлых нефтепродуктов на НПЗ, если сравнивать корзину со ценой сырой нефти Urals.
История вопроса
За последние годы российской нефтепереработке удалось добиться значительных успехов. Во-первых, удалось перевести внутренний рынок на полное обеспечение собственным бензином и дизельным топливом пятого экологического класса. Для сравнения: в 2011 году доля топлива пятого класса в структуре потребления автобензинов составляла всего два процента, дизеля – 17 процентов. Во-вторых, удалось повысить глубину переработки. Так, если в 2011 и году она в среднем составляла 70,6 процента, то в 2017 году, по предварительным данным Росстата, – уже 81 процент (Минэнерго давало более высокую оценку – 81,3 процента).
Позитивные результаты обусловлены как раз происходящей в отрасли модернизацией, считает начальник Управления по ТЭК Аналитического центра при правительстве РФ Виктория Гимади. За семь лет в отрасль было вложено более 2,1 триллиона руб. (в ценах 2011 года). Для этого были подписаны четырехсторонние соглашения между компаниями, ФАС, Ростехнадзором и Росстандартом. Также в 2011 году (и несколько раз после) корректировалось таможенно-тарифное регулирование, что было нацелено, в первую очередь, на повышение глубины переработки.
Глубина переработки нефти в разных странах отличается. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в США уже в 2015 году она превышала 97 процентов, в Канаде была близка к 95 процента, в Великобритании и Германии – около 92 процентов, в Италии – около 90 процентов. “Это те показатели, на которые можно ориентироваться”, – считает Гимади. В проекте Энергетической стратегии на период до 2035 года (подготовлена Минэнерго РФ) цели по глубине переработке нефти заданы на сопоставимом уровне: 90-91 процент к 2021-2035 годам.
За 2011-2017 годы российские компании провели большую работу по модернизации НПЗ, но они все равно отстают от планов. На текущий момент модернизировано 78 установок, осталось еще 49. “К основным проблемам и ограничениям можно отнести ухудшение макроэкономических условий (в первую очередь, снижение цен на нефть) и условий по привлечению внешнего финансирования по сравнению с существующими ранее, – отмечает Гимади. – Также на изменения условий проектов повлияли корректировки параметров “налоговых маневров” в нефтяной отрасли”. (Российская газета/Энергетика Украины и мира)