|
|
|
echo $sape->return_links(1); ?> |
|
|
|
|
|
|
|
|
Архив Статей |
Август 2007 г. |
|
|
|
|
echo $sape->return_links(1);?> |
echo $sape->return_links(1);?> |
echo $sape->return_links(); ?> |
|
|
|
|
|
Большие возможности малых компаний
|
|
|
Независимые нефтяные компании в 1995—2006 гг. извлекли из недр более 300 млн т нефти. Однако их доля в общероссийской добыче неуклонно снижается.
Если в 2000 г. она была на уровне 10%, то в 2006-м упала до 4,1%, а объем добычи составил всего 19,9 млн.т.
|
|
|
Елена КОРЗУН, генеральный директор Ассоциации малых и средних нефтедобывающих организаций «АссоНефть»
|
|
|
Парадоксальность ситуации в том, что все должно быть с точностью до наоборот.
Крупные вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) осваивают наиболее
масштабные и высокоэффективные месторождения. Вести добычу на мелких,
истощенных и малорентабельных, разрабатывать трудноизвлекаемые запасы им не
интересно. Это удел независимых малых и средних нефтяных компаний (ННК).
В то же время ныне в общем количестве разведанных месторождений нефти примерно
80% составляют как раз мелкие ( до 10 млн т) с трудноизвлекаемыми запасами. По
мере извлечения нефти из гигантских и крупных месторождений, истощения
разрабатываемых залежей также стремительно ухудшаются структура и качество
запасов, находящихся в эксплуатации. Анализ указывает на необходимость доразведки и освоения в основном небольших месторождений. Да и в нераспределенном
фонде числятся главным образом мелкие нефтяные залежи.
Ко всему прочему, в простое находятся более 27 тыс. скважин. Они выводятся из
эксплуатации крупными холдингами прежде всего потому, что эти запасы для них
неэффективны. А вот ННК простаивающие и низкодебитные скважины на доработку
берут. Малые компании, завися от реализации одного продукта, ориентированы на
повышение эффективности разработки своих месторождений. Несмотря на худшую, чем
у ВИНК, сырьевую базу, отсутствие полноценной производственной инфраструктуры,
перерабатывающих и перевалочных мощностей, многие ННК снижали операционные
затраты и довели их до среднеотраслевого уровня. Этого удалось достичь за счет
инновационных технологий, монотоварного характера производства, благоприятно
сказывающегося на издержках, экономии на административных расходах.
Именно ННК при неблагоприятной мировой конъюнктуре цен за счет роста
производства с 13,7 млн т в 1995 г. до 29,9 млн в 1999-м не допустили резкого
снижения уровня добычи нефти по стране в целом. В 2006 г. три четверти нефти (74,2%) независимые добыли в Ханты-Мансийском
АО, Татарии и Коми. По состоянию на 1 января 2007 г. именно здесь (плюс
Оренбургская обл.) находилось 91 независимое нефтяное предприятие, 59,5% от
общего количества. Еще в пяти регионах (Томск, Калмыкия, Самара, Саратов,
Удмуртия) работала 31 компания. Всего на эти девять регионов приходится более
трех четвертей независимых производителей нефти — 122 организации (79,7%).
Для ННК характерны прозрачность бизнеса, наивысшие удельные налоговые
отчисления. За 1996—2006 гг. они внесли в госказну более 18 млрд долл., в
местные и региональные бюджеты — около 7,2 млрд. Реинвестируя прибыль в развитие
производства, они способствуют преодолению тенденции «бегства» капитала из
России. Независимые обеспечивают работой более 20 тыс. человек непосредственно
в секторе и около 10 0 тыс. в сопряженных отраслях.
Снижение же доли добычи нефти ННК обусловлено ухудшением экономических и
правовых условий работы малых и средних компаний и как следствие поглощением их ВИНК. В рамках нефтяных холдингов, как уже отмечалось, нецелесообразно
эксплуатировать небольшие и трудноизвлекаемые запасы. Таким образом, создаются
предпосылки для дальнейшего снижения эффективности использования
минерально-сырьевой базы России. А ведь независимые производители обеспечивают
удельные показатели по инвестициям в нефтедобычу, превышающие отраслевой уровень
в 2—3 раза. Это закономерно. У ННК отсутствует возможность
диверсификации производства, что предопределяет вложение всех свободных средств
только в добычу для повышения собственной капитализации. При увеличении внутренней цены на нефть в 2006-м добыча по сектору ННК возросла на 19,4% (по
отрасли — на 2,2%, по интегрированным компаниям — на 1,1%). Однако, действуя в
неблагоприятных условиях, независимые теряют свои позиции.
Основные причины
этого: избыточная налоговая нагрузка; линейный характер налогообложения;
нестабильность цен внутреннего рынка; дискриминация при доступе к рынкам
сбыта.
«АссоНефть» провела сравнительные расчеты НДПИ по действующей формуле и
адвалорной ставке 16,5% исходя из мировых цен на нефть ( при 100% поставок на
экспорт). Результаты показывают, что при уровне котировок Urals, достигавших в
июле 2006 г. 69,2 долл./барр., НДПИ по специфической формуле превысила налог,
рассчитанный по адвалорной ставке, в 2,4 раза! При более высоких мировых ценах
эта разница при действующей формуле будет возрастать. Необходима корректировка
расчета НДПИ, так как диапазон действия специфической формулы в базовом
варианте составлялся в 2000—2001 гг. при интервалах цен 20—24 долл./барр., а
сейчас цены на Urals превышают этот уровень троекратно.
Кроме того, при высоком уровне мировых цен компании помимо НДПИ выплачивают
предельную ставку (65%) экспортной пошлины на нефть. Все это и вывело за черт у
рентабельной работы ряд месторождений и пятую часть эксплуатационного фонда
России.
Только за счет «двойной привязки» (НДПИ и пошлины) к котировкам Urals
налоговая нагрузка в отрасли в 2006 г. против дореформенного 2001-го возросла в
3,8 раза (рис. 2). За этот период доля НДПИ и пошлины в совокупности налогов в
нефтедобыче возросла на 18,5 процентных пункта (73,4 против 54,9%), или в
абсолютном выражении в 5,1 раза (3714 против 723 руб./т). В основном от это го
страдают ННК, у которых добыча и сбыт нефти является единственным предметом
деятельности.
Что касается ВИНК, то потери выручки от продажи нефти они компенсировали
взвинчиванием розничных цен на нефтепродукты. Этот механизм, однако, недоступен малым нефтяным компаниям. По расчетам PricewaterhouseCoopers, для
независимых производителей при цене экспорта в Европу 30 долл./барр. финансовый
результат будет эквивалентен продаже нефти за рубеж по цене в 15 долл./барр. А
более высокая цена приведет к еще худшим финансовым результатам. Иностранные
эксперты назвали это российским парадоксом. Мировые цены расту т, а темпы
производства из-за падения выручки нефтяных компаний уменьшаются. Прямое
следствие этого — снижение темпа прироста суточной добычи нефти, который в
настоящее время достиг практически нулевой отметки. Это тревожный показатель
ситуации в отрасли. Определяющее негативное влияние на эффективность работы ННК
оказывали низкие цены на внутреннем рынке нефти. Рыночная среда в ТЭК России
достаточно относительна. Та к , розничная цена бензина АИ-92 не реагировала на
ТЭК » снижение мировых и внутренних цен на нефть. Особенно непредсказуем и
уязвим внутренний рынок свободных продаж, являющийся полем деятельности малых
нефтяных компаний.
Любые, даже незначительные изменения рыночной среды, особенно временный или
сезонный избыток нефти, создавали беспрецедентные обрушения цен на нефть, но не
на нефтепродукты. В 2001—2004 гг. цены на нефть снижались в 3—4 раза, с 3,5—4,1
до 1 тыс. руб./т. Экономическое положение независимых нефтяных компаний резко
осложнилось. НДПИ нередко становился равным всей выручке, получаемой от
реализации нефти на внутреннем рынке. Ныне ситуация с ценами несколько
смягчилась, но не стабилизировалась. Риски по-прежнему крайне высоки. Связано
это с существенными, двукратными колебаниями цен по месяцам в течение года на внутреннем рынке нефти. В 2005—2006 гг. рост цен на внутреннем рынке нефти
обусловил существенное увеличение, против уровня 2004 г., валовой доходности ННК
на 1 т добытой нефти. С 5159 до 7318 руб./т в 2005 г. и до 8076 руб./т в 2006-м.
Однако в том же 2006 г. за счет опережающего роста цен на нефтепродукты валовая
доходность нефтяных компаний, имеющих перерабатывающие мощности, превысила
уровень доходности ННК на 2195 руб./т, или более чем на 80,9 долл./т (более 11,1
долл./баррель, что превышает средние по ННК эксплуатационные издержки при
добыче нефти). В целом в 2006 г. сектор ННК «недосчитался» более 1,6 млрд долл.
В заведомо худшие условия по сравнению с интегрированными компаниями
независимых производителей ставит и сложившаяся структура реализации нефти. Основная часть перерабатывающих мощностей в ходе приватизации нефтяной
отрасли и последующего передела досталась крупным холдингам. ННК допускаются на
НПЗ по остаточному принципу. При этом, однако, в 2006 г. основные компании
направили на внутреннее потребление 22,5% своего ресурса, а малые поставили на
НПЗ 73,7% нефти.
С 2000 по 2006 г. доля экспорта нефти по сектору сократилась с 54 до 26,3%, в то
время как по основным компаниям она возросла с 38,7 до 54,3%. В 2006-м поставки
на экспорт через систему «Транснефти» были примерно равны, но с учетом экспорта
через терминалы НПЗ (2,3 млн т) и продажу за рубеж нефтепродуктов (101,3 млн т)
ВИНК экспортировали нефть и продукты ее переработки 77,5%, а ННК всего 26,3%.
Давно назрела необходимость законодательного обеспечения малого и среднего
предпринимательства в недропользовании. Задача состоит в том, чтобы разработать
законодательную и нормативную базу, которая стимулировала бы деятельность ННК,
передачу им в эксплуатацию малых, истощенных месторождений и трудноизвлекаемых
запасов, давала бы ясные механизмы ответственности за освоение лицензионных
участков.
Прежде всего, чтобы нормы закона носили адресный характер, необходимо
определить статус малой и средней нефтегазодобывающей организации. Предлагаем
следующие критерии. Малой нефтедобывающей организацией является предприятие с
годовой добычей нефти и нестабильного газового конденсата до 500 тыс. т. Средней
— до 1 млн т. Расчетный баланс нефтяного сырья России должен формировать ся с у четом существующих
категорий нефтяных компаний. Малые и средние нефтедобывающие организации —
обладать лицензиями на право пользования недрами, осуществлять самостоятельную
предприниматель скую деятельность, а полученной прибылью распоряжаться по своему усмотрению. В законе необходимо закрепить подходы к созданию правового механизма,
стимулирующего рациональную эксплуатацию минерально-сырьевой базы и
деятельность ННК в этой области. В Минприроды уже начата работа по учет у
скважинного фонда России. Новый налоговый механизм должен принимать в расчет
естественную дифференциацию условий добычи нефти. Прежде всего — стадий
разработки месторождений, динамики качества запасов, мощностей продуктивных
горизонтов и величины запасов, глубин залегания пластов, дебитов скважин,
качества добываемой нефти.
Для эффективного использования ресурсной базы, учета всего многообразия
разрабатываемых месторождений целесообразно предусмотреть определение рентных
платежей за пользование недрами по отдельным лицензионным участкам на основе
эффективности показателей ТЭО разработки, аккумулирующих все разновекторные
факторы геологического, географического и экономического характер а. Такие
показатели целесообразно закреплять в лицензионном соглашении. Это позволит
инвесторам точно оценить окупаемость затрат, допустимые для них предельные по
данному месторождению издержки, а государству — планировать налоговые
поступления на перспективу и контролировать их. Оценивать эффективность
разработки месторождений необходимо в единых сопоставимых условиях, например, по
состоянию на определенную дату. На основе этих оценок можно установить
индивидуальные либо групповые ставки платежей за пользование недрами в
зависимости от экономической эффективности разработки месторождений.
Принятые после многолетних дебатов отдельные меры по дифференциации НДПИ
касаются в основном Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции и истощенных
месторождений. Считаем необходимым продолжить начатую работ у по дифференциации
прежде всего в направлениях:
— применение методов прямого и косвенного учета добычи нефти в случае нулевых
ставок или понижающих коэффициентов к ставке НДПИ (поправка в ст. 342 НК РФ); —
установление нулевой ставки НДПИ для вновь вводимых мелких (запасы до 3 млн т) и
сверхмелких ( до 1 млн т) месторождений нефти. При наличии совмещенной лицензии
на право пользования недрами — при накопленном объеме добычи нефти в 5 млн т
или в срок до пяти лет. При наличии лицензии на геологическое изучение — до
восьми лет (дополнения в п. 1 ст. 342 НК РФ). На первом этапе в качестве
переходной меры для смягчения и частичной корректировки действующего
налогообложения «АссоНефть» предлагает применять измененную формулу и шкалу
НДПИ для малых нефтяных компаний. Формулу определения НДПИ, применяемую в первых
двух интервалах цены Urals (от 0 до 9 и от 10 до 25 долл./барр.), оставить в
существующем виде, а применяемую в третьем интервале (свыше 25 долл. /барр.,
начало падения выручки и максимальная 65% ставка пошлины) с понижающим
коэффициентом 0,8, компенсирующим потери выручки ННК. Возможно установление
понижающего коэффициента 0,8 для третьего варианта при цене отсечения 40
долл./барр. Шкалу целесообразно построить по методу «накопления» аналогично
шкале экспортных пошлин на нефть.
Для устранения дискриминации в области доступа к внутреннему рынку предлагаем
ввести в практику публичные договоры на оказание услуг владельцами инфрастуктурных объектов, организовать биржевую торговлю нефтью и нефтепродуктами, а при
поставках за границу — ликвидировать институт «кураторов направлений
экспорта». При проведении аукционов на право пользования малыми и сверхмалыми участками недр необходимо предусмотреть преимущественное право ННК на участие в
таких аукционах или проведение специальных аукционов для ННК. Это позволит
избежать практики скупки месторождений исключительно в целях повышения
капитализации, результатом чего является их последующая неэффективная
разработка.
|
|
|
|
|
|
|
|