Найдите десять отличий

"Татнефть" отстаивает идею дифференцированного налогообложения

Споры вокруг нефтяных налогов в России продолжаются. Добывающим компаниям, наверное, стоит смириться с тем, что налоги будут повышены. Но остаются два вопроса — на сколько повышены и для всех ли одинаково?

Ряд отечественных ВИНК, как известно, ратуют за возврат к дифференциации налогообложения нефтедобычи. Их оппонентами традиционно являются фискальные ведомства — им проще начислять и собирать налог по единой шкале. В феврале за сохранение единой шкалы высказался и глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов...

Главный довод приверженцев «плоского» НДПИ состоит в том, что выработать оптимальный механизм расчета дифференцированного налога очень сложно. Это действительно так. Однако вряд ли сложность задачи в данном случае может служить поводом (или оправданием) для отказа от ее решения. Ведь на другой чаше весов гармоничное и эффективное недропользование, которое нынешняя налоговая система априори не может обеспечить. Она, напротив, стимулирует выборочную разработку месторождений, результатом чего становится ухудшение структуры ресурсной базы России.

Эффективное недропользование, безусловно, предполагает разработку старых месторождений со значительными, но трудноизвлекаемыми остаточными запасами. Такие проекты характеризуются повышенным уровнем (относительно среднеотраслевого) операционных затрат. И если при сегодняшних ценах на нефть такие проекты рентабельны и при единой для всей отрасли ставке НДПИ, то в будущем ситуация может в корне измениться. Причем не вследствие падения цен — просто условия разработки с каждым годом естественным образом ухудшаются, а себестоимость добычи, соответственно, увеличивается.

В итоге возрождение дифференцированного подхода на сегодня является необходимым условием дальнейшего развития нефтедобычи для многих месторождений и даже целых регионов. Ярким примером здесь является один из старейших нефтедобывающих регионов России — Татарстан.

История вопроса

С начала разработки на месторождениях Республики Татарстан добыто более 2,75 млрд тонн нефти и более 100 млрд м3 газа. В 60-е годы Татарстан являлся главным нефтедобывающим районом СССР — вплоть до становления нефтедобычи в Западной Сибири.

Но сегодня, на седьмом десятке промышленной нефтедобычи в Татарстане, крупнейший недропользователь республики компания «Татнефть» более 65% всей своей добычи получает на старых месторождениях, степень выработанности которых перевалила за 80%. Среди российских ВИНК это самый неблагоприятный показатель.

«Стареющие» промыслы и трудноизвлекаемость запасов обуславливают необходимость применения различных методов увеличения нефтеотдачи, что повышает себестоимость нефти в несколько раз (см. также «Пример из практики»).

До 2001 года в Татарстане на протяжении шести лет действовала собственная республиканская система налогового стимулирования добычи в сложных горно-геологических условиях, что позволило поддерживать стабильные объемы добычи нефти. Дифференцированная шкала налогообложения низкорентабельных и малодебитных месторождений способствовала внедрению методов увеличения нефтеотдачи пласта и за период ее действия обеспечила добычу около 34 млн тонн нефти. По словам заместителя генерального директора по экономике «Татнефти» Владимира Лавущенко, бюджет в то время на 1 рубль предоставленных льгот получал 1,5-2 рубля больше налогов.

Имеющийся в Татарстане опыт по налоговому регулированию добычи нефти специалисты «ТатНИПИнефти» предлагали распространить в масштабах всей страны. Учитывая, что в российских нефтяных компаниях не организован раздельный учет затрат по скважинам, предлагалось за критерий отнесения малодебитных скважин к объектам налогового стимулирования принять технологический показатель — суточный дебит скважины. На примере «Татнефти» порог рентабельности добычи приходится на дебит скважины 1,4 тонны нефти в сутки, что соотносимо с зарубежной практикой (в США, например, скважины с дебитами менее 10 баррелей, или 1,37 тонны, в сутки облагаются налогом по льготным ставкам). С целью стимулирования инвестиций в разработку новых месторождений предлагалось снизить налоговые ставки на 50% в течение первых 36 месяцев их эксплуатации с предоставлением отсрочки на их уплату на этот же срок и погашением в течение последующих 5 лет равными долями. По расчетам «ТатНИПИнефти», только в Татарстане результатом такого налогового стимулирования за период 2002-15 гг. могло быть 55 млн тонн дополнительной добычи нефти (подробнее см. «Налоговое стимулирование: опыт Татарстана...» в Региональном приложении, «НиК» №6, 2001 г.).

Эти идеи пока остаются нереализованными.

Уже после принятия 26-ой главы Налогового кодекса «Татнефти» удалось инициировать поручение правительства РФ Думе разработать и внести в закон поправку, предусматривающую понижающий коэффициент к налогу на добычу нефти из месторождений, выработавших не менее 80% своего ресурса. Однако это поручение так и не было выполнено.

Чудес не будет

В 2003 году «Татнефть» произвела гидроразрыв пласта на 91 скважине и гидропескоструйную перфорацию на 33. Объемы этих работ выросли по сравнению с прошлым годом на 38% и 32% соответственно, дополнительная добыча нефти составила 99,6 тыс. тонн. В целом за счет применения различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) дополнительная добыча составила 4,6 млн тонн, или 18,6% от всего объема добычи «Татнефти» (24,67 млн). Данный показатель увеличивается нарастающими темпами: в 1998 году дополнительная добыча от МУН составляла 5,6% от общего объема добычи «Татнефти», в 1999 году — 7,9%.

Тем не менее применение самых современных технологий пока не может компенсировать отрицательного влияния основных факторов, определяющих затраты на добычу нефти.

Достаточно сказать, что среди российских ВИНК «Татнефть» имеет один из самых низких средних дебитов действующей скважины — в 2002 году 3,7 тонны в сутки против среднеотраслевого показателя в 8 тонн. Абсолютными лидерами по среднему дебиту последние три года являются «Сибнефть» и «ЮКОС», причем они лидируют и по темпам роста этого показателя (см. «Средний дебит...»).

О структуре запасов компаний красноречиво свидетельствует также такой показатель, как средний дебит одной новой скважины, введенной в отчетный год. Разброс этого показателя между российскими ВИНК критически велик. Так, при среднем по отрасли показателе 27 тонн в сутки у «Татнефти» одна новая скважина, пробуренная в 2002 году, давала 4,8 тонны (6,1 в 2003 году), а у «ЮКОСа» — 140 тонн в сутки.

Эти цифры позволяют утверждать, что нынешняя плоская система налогообложения по большому счету есть механизм перекачки рентных платежей от нефтяных компаний, разрабатывающих худшие участки недр, в пользу компаний с лучшими участками.

Не говоря уже о справедливости дифференцированного подхода к налогообложению компаний в зависимости от характеристик их запасов, гибкая шкала налога на добычу позволит вводить в разработку малорентабельные месторождения и тем самым предотвратит дальнейшую выборочную разработку и ухудшение ресурсной базы отрасли в целом. Уже не раз говорилось, что единый НДПИ делает экономически нецелесообразной эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов и поощряет недропользователей к «снятию сливок» (см. «Рациональное, эффективное и прочие философские категории нефтедобычи в России» в «НиК» №4, 2002 г.).

Заместитель гендиректора «Татнефти» по нормативно-правовым вопросам Азат Ягафаров в беседе с «НиК» отметил: «В последнее время особую обеспокоенность вызывает состояние бездействующего и законсервированного фонда скважин (по отрасли — более 38 тыс.), превысившего 37% от эксплуатационного фонда скважин, еще 7,2 тыс. скважин находятся в стадии ликвидации. Это свидетельствует о том, что малопродуктивные участки разбуренных месторождений выведены из разработки. При общем росте уровня добычи нефти эти цифры указывают на хищническую эксплуатацию недр». Последствием этого станет безвозвратная потеря ресурсов в недрах и автоматически снижение добычи и поступлений в бюджет.

Реальность такова, что новые крупные месторождения в традиционных добычных регионах России вряд ли появятся, что же касается возможных ресурсов Восточной Сибири и морских шельфов, то их освоение потребует миллиардов долларов и десятков лет. Поэтому сейчас имеет смысл стимулировать добычу с выработанных месторождений, и решить эту задачу можно только посредством налоговой реформы — переходом к дифференцированному налогообложению.

Возможно, сразу после этого перехода доходы бюджета несколько снизятся — не по всей отрасли, а только по старым месторождениям. Но в самой краткосрочной перспективе они начнут расти за счет вовлечения в разработку участков, которые сейчас не эксплуатируются или будут выведены из эксплуатации при снижении цен на нефть.

Есть возможность убить двух зайцев

Все предложения, связанные с практической дифференциацией налога на добычу, достаточно четко делятся на две группы — в зависимости от выбранных критериев дифференциации. В первой группе — финансово-экономические показатели деятельности недропользователя, во второй — горно-геологические характеристики запасов и технологические показатели разработки.

В «Татнефти» склоняются ко второму варианту. Финансовая отчетность в настоящее время ведется не по месторождениям, а по НГДУ. Поэтому для дифференциации налоговой нагрузки на основе финансовых показателей необходимо изменение всей системы текущего бухучета. При этом такая дифференциация будет стимулировать умышленное завышение затрат.

Механизмом практической реализации дифференциации в «Татнефти» видят введение коэффициентов к НДПИ. А основной критерий при расчете этих коэффициентов — степень выработанности месторождения как фактор, в критической степени влияющий на себестоимость добычи. По словам Азата Ягафарова, по мере вырабатываемости месторождений ухудшается качество запасов, снижается средний дебит, растет обводненность, радикально увеличиваются затраты на добычу нефти. «При различиях продуктивности старых и новых месторождений в десятки раз не может быть единой «плоской» шкалы НДПИ», — отметил он.

К тому же, считает директор департамента нормативно-правового обеспечения корпоративных программ «Татнефти» Радик Давлетшин, выработанность — наиболее прозрачный показатель. Оппоненты говорят, что ею можно манипулировать, намеренно занижая запасы. Но, с другой стороны, в условиях, когда большинство компаний заинтересованы в прочных позициях на рынках капиталов, снижение запасов означает удар по капитализации (здесь уместно вспомнить, что Shell недавно обвинили в умышленном завышении своих запасов с целью увеличения капитализации). Таким образом, занижение запасов компаниями ради получения налоговых льгот маловероятно.

Вместе с тем критерий выработанности вряд ли может быть единственным для дифференциации налогообложения добычи. В Минприроды считают необходимым также учитывать такие параметры, как продуктивность месторождения и глубина залегания нефтеносных пластов (подробнее см. «Нефтяная рента» на стр. 8). Минэнерго в свою очередь в перечень критериев дифференциации предлагает включить выработанность, производительность и удаленность промыслов от существующих магистральных нефтепроводов.

В конце февраля 2004 года проблемы налогообложения нефтедобычи будут обсуждаться на заседании правительства России. Примут ли решение по дифференциации, и если примут, то какое, на сегодняшний день не известно. С другой стороны, совершенно понятно, что любая методика расчета дифференцированного налога потребует, прежде всего, наличия достоверной, полной и систематизированной информации по всем месторождениям, добычным проектам и нефтяным компаниям России — громаднейшей базы данных. Сегодня такой базы нет.

Этот факт позволяет утверждать, что в текущем году дифференциация произведена не будет, в лучшем случае — с 2005 года.

Введение коэффициентов к НДПИ, учитывающих качество эксплуатируемых компаниями месторождений, для государства будет самым реальным способом достигнуть одновременно двух целей — получить инструмент изъятия сверхдоходов нефтяных компаний и стимулировать разработку трудноизвлекаемых запасов.

Нефть и Капитал №2/2004