Влияние инвестиционного коэффициента на международную конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей отрасли

По существующим прогнозам, налоговый маневр, в общем, окажет положительный эффект на процесс модернизации нефтепереработки, однако каковы будут второстепенные эффекты?

· Во-первых, введение регионального коэффициента для некоторых НПЗ создаст стимулы для экспорта нефтепродуктов, что может вызвать дефицит автомобильного топлива на внутреннем рынке. По мнению правительства данная проблема должна быть решена “демпфирующей надбавкой”, однако отраслевые эксперты сходятся во мнении, что данный инструмент эффективен только если мировые цены на нефть марки Brent находятся в пределах “55-76 долл. за баррель” Скоробогатько О., Хомутов И., Квон К., Кулиев А., “Завершение налогового маневра: каких последствий ждать?”// petromarket.ru, 2018, С.70 .

· Во-вторых, переход от экспортного субсидирования к обратному субсидированию (включающий в себя ряд требований по объемам производства и обязательным инвестцииям), с одной стороны, сможет отсеить ряд устаревших НПЗ, замедляющих развитие отрасли, а с другой стороны осуществить перераспределение ренты в пользу правительства. Так по прогнозам минфина “налоговый маневр принесет в бюджет от 1 до 1,6 трлн. рублей в зависимости от цен на нефть” Новостной портал Ведомости, “Путин одобрил завершение налогового маневра”// vedomosti.ru, 2018.

· В-третьих, предпрития отвечающие новым требованиям могут ожидать от налогового маневра не только сохранение субсидий на уровне 2018 года, но и их увеличение за счет регионального инвестиционного коэффициента. “В сумме за 2019-2024 годы объем стимулирования может превысить 400 млрд рублей.” Онлайн журнал Нефть и Капитал, “Российская нефтепереработка: стимулы для дальнейшего роста”// oilcapital.ru, 2019. Исключением в данном случае могут стать компании, производящие крупные объемы высокомаржинальной продукции в период 2019-2024. Для таких компаний столь резкое снижение пошлин так же сильно повлияет на таможенные субсидии, однако ситуация стабилизируется после 2025 года.

Таким образом, по предварительным прогнозам, налоговый маневр от 2019 года “инвестиционный коэффициент” частично решает ряд проблем, свойственных нефтеперерабатывающей отрасли РФ. Однако для получения более однозначных выводов требуется провести финансовый анализ проектов по модернизации НПЗ, что позволит оценить влияние налогового маневра на конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей отрасли.

2.3 Общие тренды по проектам модернизации после налогового маневра

С момента презентации налогового маневра в 2018 году и его запуска в 2019 прошло чуть больше года и за этот период времени, изучив все новые условия возмещения, крупные нефтепереработчики сформировали свои стратегии по модернизации вплоть до 2025 года (т.е. период реформы “налоговый маневр”). Уже сейчас можно делать выводы о том, что большая часть проектов нацелены не на удельную мощность первичной переработки, как это было ранее, а на повышение эффективности вторичной переработки. Наряду со смещением капитальных вложений в пользу вторичной переработки, также происходит сокращение энергозатрат и безвозвратных потерь нефтепродуктов. Более подробно оценить, формирующийся тренд можно посредством следующего графика:

Рисунок 17 Мощность вводимых установок в период 2019-2024 по типам (млн тонн) Скоробогатько О., Хомутов И., Квон К., Кулиев А., “Завершение налогового маневра: каких последствий ждать?”// petromarket.ru, 2018, С.33

Как можно отметить, на модернизацию первичной переработки приходится всего лишь 29 млн тонн, тогда как на гидроочистку, гидрокрекинг и коксование приходится почти 63 млн тонн, что является серьезным сигналом об уходе в пользу вторичной переработки и причин тому несколько:

· Во-первых, налоговый маневр стимулирует производство высоко-маржинальных нефтепродуктов и, соответственно, инвестирование в оборудование, основной целью которого является повышение глубины переработки и объемов светлых нефтепродуктов на выходе.

· Во-вторых, по мере того как действуют санкции США и ЕС происходит устаревание существующих месторождений, а отечественные технологии для разработки труднодоступных месторождений все еще недоступны. Поэтому, при ухудшающемся качестве сырой нефти приходится тратить больше денег на ее переработку.

· В-третьих, за последние годы наблюдается самый сильный скачок в развитии downstream сектора, основным драйвером которого является BP. “Руководство рассчитывает ввести к 2021 г. более 3 тыс АЗС на новых рынках: в Мексике, Индонезии, Китае и Индии. Так, Мексика стала за последние годы главным растущим направлением для реализации бензина и дизеля” Онлайн журнал Neftegaz, “Модернизация НПЗ и мировые тренды в нефтепереработке”// magazine.neftegaz.ru, 2020. Таким образом происходит рост спроса на автомобильное топливо в мире.

Рисунок 18 Объем инвестиций в нефтепереработку по компаниям (2019-2024, млрд руб) Аналитическая компания Refinitiv, “Состав основных технологических установок и перспективы модернизации нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации”// refinitiv.ru, 2019

Что касается объемов инвестиций в нефтепереработку, сложно сделать конкретные выводы о наличии тренда, однако очевидным является тот факт, что инвестиции особенно велики для компаний во владении, которых много устаревших НПЗ советских времен. Такое замечание особенно актуально для Лукойл и Роснефть, которая известна на рынке благодаря своей агрессивной компании по слияниям и поглощениям. Обратную ситуацию можно наблюдать в инвестиционной программе Газпром Нефть и Татнефть, которые модернизируют свои самые крупные и современные заводы, среди которых: Московский НПЗ, Омский НПЗ и Танеко, соответственно.

Однако стоит отметить, что выше представленные объемы инвестиций, - это лишь планы по модернизации, собранные аналитической компании Refinitiv из годовых отчетов компаний и других корпоративных документов. Именно поэтому, нельзя говорить с полной уверенностью о реализации существующих проектов, но все же риск их не окупаемости, учитывая масштабы компаний, куда ниже в сравнении с малыми НПЗ. Усугубляет ситуацию с малыми НПЗ и налоговый маневр с требованиями по вычету.

Как упоминалось ранее, для получения налогового возмещения требуется выполнять одно из трех требований, среди которых: подверженность иностранным санкциям, обязательный объем по производству и поставки автомобильного топлива на внутренний рынок и объем обязательных инвестиций. Не сложно прийти к выводу, что добиться поставленных требований международным вертикально-интегрированным предприятиям не составит труда. Так, например, Роснефть и Газпром Нефть с суммарными объемами инвестиций более 300 млрд рублей способны закрыть свои обязательства перед МинЭнерго только по третьему требованию, не говоря уже об объемах производства и потенциальной подверженности санкциям. Так, среди аутсайдеров по налоговому возмещению оказались ряд малых НПЗ, среди которых: “Анжерская НГК, ВПК-Ойл, Краснодарэконефть, Новошахтинский НПЗ, Первый завод, Славянск ЭКО, Томскнефтепереработка, Трансбункер” Скоробогатько О., Хомутов И., Квон К., Кулиев А., “Завершение налогового маневра: каких последствий ждать?”// petromarket.ru, 2018, С.45. Для таких НПЗ остается либо ожидать послаблений от правительства, либо дружеского поглощения, ввиду полной потери конкурентоспособности из-за снижения рентабельности.

Крупнейшие проекты по модернизации НПЗ 2019-2024

Как следует из ранее сформированной гипотезы, ввиду появления новых требований по возмещению налогов, основными драйверами нефтепереработки в период между 2019-2024 годами станут крупные вертикальноинтегрированные предприятия. В рамках данной главы мы рассмотрим 3 крупнейших проекта по модернизации российских НПЗ, что даст лучшее представление о формирующихся трендах среди лидеров отрасли, а также создаст понимание о стоимости активов, что также пригодится в рамках построения модели в следующей главе.

ГазпромНефть - Омский НПЗ

Омский НПЗ на сегодняшний день является одним из крупнейших и самых технологически продвинутых российских нефтеперерабатывающих заводов. Ежегодно омский НПЗ “перерабатывает более 20 млн тонн нефти, а глубина переработки составляет порядка 93%” Официальный сайт ОНПЗ, “История Омского НПЗ”// onpz.gazprom-neft.ru, 2018. Однако следует отметить, что ОНПЗ также относится к старым советским заводам, которые претерпели масштабные модернизации. Так, например ОНПЗ был введен в эксплуатацию в 195559 году, а первая крупная модернизация-реконструкция произошла только в 1994 году, в рамках которой, были введены установки глубокой очистки: ”каталитический крекинг, вакуумная перегонка, гидроочистка вакуумного газойля, а также каткрекинг и висбрекинг” Аналитическая компания Refinitiv, “Состав основных технологических установок и перспективы модернизации нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации”// refinitiv.ru, 2019. Для поддержания конкурентоспособности “начиная с 2007 года, каждые 4 года”60 ОНПЗ проводит масштабные модернизации, и именно последняя волна приходится на период “завершения налогового маневра 2019-2024”.

По последним подсчетам аналитической компании Refinitiv, новый проект по модернизации ОНПЗ обойдется Газпром Нефть в 201 млрд рублей Аналитическая компания Refinitiv, “Состав основных технологических установок и перспективы модернизации нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации”// refinitiv.ru, 2019. Глобальная цель модернизации заключается в повышении глубины переработки нефти до 97,2%61, а также повышении объемов производства нефтепродуктов, соответствующих стандартам Евро-5, что объясняется новыми требованиями по возмещению налогов. Что касается уже подтвержденных установок, которые подвергнутся модернизации, необходимо выделить следующие:61

· Первичная переработка - строительство установки ЭЛОУ-АВТ-11. Новая установка призвана заменить старые установки, которые постепенно выводятся из эксплуатации. Проект планируется завершить к концу 2019 года, а его стоимость составит порядка 39,7 млрд руб.

· Глубокая переработка - строительство комплекса, включающий в себя следующие установки: гидрокрекинг, замедленное коксование, обессеривание, а также производство водорода. Новый комплекс глубокой переработки планируется запустить к концу 2020 года, а его стоимость составит 38,12 млрд руб.

· Комплекс очистных сооружений закрытого типа “Биосфера ”- один из самых известных проектов в СМИ, который призван снизить нагрузку на городские очистные сооружения и “обеспечить НПЗ практически замкнутым циклом использования воды при 99% уровне очистки” Новостной портал Коммерческие Вести, “Омский НПЗ завершил первый этап строительства инновационных очистных сооружений “Биосфера””// kvnews.ru, 2019. Запуск проекта запланирован на конец 2021 года, а его стоимость составляет 19,3 млрд рублей.

· Помимо вышеупомянутых проектов до 2025 года планируется реализовать ряд проектов на ОНПЗ общей стоимостью более 100 млрд рублей.

ГазпромНефть - Московский НПЗ

Московский НПЗ является вторым по величине нефтеперерабатывающим заводом в вертикально интегрированной структуре Газпром Нефть. Ежегодно МНПЗ перерабатывает “более 10,5 млн тонн нефти при средней глубине нефтепереработки в 83%” Официальный сайт Газпромнефть, “Московский нефтеперерабатывающий завод”// Gazprom-neft.ru, 2020. Так же как и ОНПЗ, МНПЗ относится к заводам, основанным в советский период. Так, например, московский нефтеперерабатывющей завод был основан в 1952 году64. Однако следует отметить, что московский НПЗ начал свою модернизацию несколько позже. Так, “в 1995 году была запущена реконструкция устаревших установок, а первый крупный проект по модернизации общей стоимостью в 250 млрд рублей был запущен в 2010 году” Официальный сайт МНПЗ, “История Московского НПЗ”// mnpz.gazprom-neft.ru, 2018.

Ввиду более скромных показателей эффективности в сравнении с ОНПЗ, акционерами Газпром Нефть было принято решении о проведении более масштабной модернизации Московского завода c общей стоимостью проекта в 250,5 млрд рублей Аналитическая компания Refinitiv, “Состав основных технологических установок и перспективы модернизации нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации” до 2023 года.

Проект по модернизации можно разделить на 2 этапа:65

· Строительство комбинированной установки переработки нефти “Евро+”, которая включает себя следущий ряд установок: каталитический риформинг, гидроочистка, газофракционирующая установка, а также регенерация амина. Ожидаемый результат от реализации данного этапа проекта заключается в повышении годового объема переработки до 12 млн тонн, что позволит отказаться от устаревших установок и увеличить промежуток межремонтного периода до 4 лет. Проект планируется завершить до конца 2019 года, а общая стоимость его реализации составляет 98 млрд рублей.

· Строительство комплекса глубокой переработки нефти, которая включает в себя гидрокрекинг, флексикоинг, а также оборудование для производства водорода и серы. По ожидаемым прогнозам, данный проект позволит повысить выход светлых нефтепродуктов с 59% Официальный сайт Газпромнефть, “Московский нефтеперерабатывающий завод”// Gazprom-neft.ru, 2020 до 82%. Ввод в эксплуатацию планируется в 2023 году, а общая стоимость проекта составляет 152,5 млрд рублей.

· Следует отметить, что, учитывая специфику новой системы субсидирования, можно ожидать продление последнего проекта с 2023 до 2025 года если в ближайшее время не будут объявлены новые проекты по модернизации на данный отчетный период.

Лукойл - Нижегороднефтеоргсинтез

Нижегороднефтеоргсинтез является одним из крупнейших НПЗ на территории Российской Федерации, принадлежащих Лукойл. Ежегодный объем переработки НПЗ составляет 14 млн тонн Официальный сайт Лукойл, “Нефтепереработка”// Lukoil.ru, 2020 и уступает по своим показателям выпуска лишь Волгоградскому НПЗ (14,4 млн тонн)67. Как и многие Российские НПЗ, Нижегороднефтеоргсинтез был основан в советский период, а точнее в “1958 году, однако в состав вертикально интегрированной компании Лукойл он вошел только в 2001 году”67. С относительно поздней приватизацией и входом в состав ВИНК связан и поздний запуск проектов по реконструкции и модернизации. Так, например, первые крупные проекты были запущены после 2008 года, среди которых: ”установка висбрекинга в 2008 году, установка комплекса каталитического крекинга в 2010 году, а также установка фтористоводородного алкилирования в 2014 году”67. На период “завершения налогового маневра 2019-2024” приходится ряд проектов по модернизации общей стоимостью более 200 млрд68 рублей, глобальной целью которых, является - повысить выход светлых нефтепродуктов на 10%68. Процесс модернизации можно разделить на 3 этапа: Аналитическая компания Refinitiv, “Состав основных технологических установок и перспективы модернизации нефтеперерабатывающих предприятий Российской Федерации”// refinitiv.ru, 2019

· Строительство установки изомеризации - проект включает в себя секции гидроочистки, колонны разделения углеводородной фракции, блок деизопентации, а также секции изомеризации. Ожидаемый результат от реализации данного этапа помимо повышения выхода светлых нефтепродуктов, - повышение мощностей на 2.1 млн тонн в год. Общая стоимость проекта составляет 1 млрд $ (на момент релиза, при курсе 65 руб. за доллар США), а запуск проекта запланирован на конец 2020 года.

· Строительства комплекса глубокой переработки - проект включает в себя установки замедленного коксования, гидроочистки, газофракционирования, а также производства водорода и серы. Ожидаемый результат от проекта - повышение объема переработки на этапе изомеризации на 800 тыс тонн в год. Общая стоимость проекта 1 млрд $. Запуск проекта запланирован на конец 2021 года.

· Среди неподтвержденных проектов, до 2025 года дополнительно планируется осуществить инвестиции на сумму. 100 млрд рублей.

Подводя итоги текущий главы, можно сделать вывод о том, что налоговый маневр, а в частности требования по обязательному объему инвестиций и производству высококачественных нефтепродуктов, кардинально повлияли на структуру проектов по модернизации. Если ранее выгодным направлением было повышение удельных мощностей первичной переработки, то сейчас инвестиции в данный этап производства осуществляются только с целью вывода старых установок, прошедших срок своего полезного использования. Кроме того, благодаря крупным инвестициям во вторичную переработку, флагманы российских НПЗ постепенно подходят к заветному уровню переработки в 98% и уже сегодня мы наблюдаем плавный переход от удельных мощностей к энергоэффективности, когда себестоимость продукции играет более важную роль при формировании конкурентоспособности чем общий объем производства. Еще одним из будущих трендов, который задала Газпром Нефть может стать развитие CSR проектов (от англ. Corporate Social Responsibility) Информационный ресурс MacmillanDictionary, “CSR”- 2020, когда компании осуществляют инвестиции не только для повышения эффективности производства, но также на благо общества. Первым таким проектом стал комплекс очистных сооружений закрытого типа “Биосфера”, который уменьшил нагрузку на городскую инфраструктуру и уменьшил объем вредных выбросов. Таким образом, нефтеперерабатывающая отрасль РФ плавно подходит к западным трендам по защите окружающей среды.



Глава 3 Оценка влияния инвестиционного коэффициента на конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей отрасли

В предыдущей главе текущего исследования нам удалось подтвердить гипотезу о том, что налоговый маневр создает инвестиционные инициативы для крупных вертикально-интегрированных холдингов, однако вводит жесткие нормы по возмещению налогов, что становится серьезным ограничением для малых независимых НПЗ. Среди вышеупомянутых ограничений следует отметить обязательные ежегодные инвестиции в размере 60 млрд рублей, а также обязательный выпуск автомобильного топлива на внутренний рынок. Уже сейчас, в 2020 году, по мере реализации проектов можно наблюдать первые изменения в инвестиционных стратегиях компаний, однако до сих пор не существует эмпирических исследований, который могли бы оценить влияние налогового маневра 2019-2024 “инвестиционный коэффициента” на конкурентоспособность нефтеперерабатывающей отрасли, в частности, на формирование денежных потоков и сроки окупаемости проектов по модернизации российских НПЗ.

Таким образом, в рамках данной главы будут построены DCF модели (от англ. Discounted Cash Flow), оценивающие объем денежных потоков и сроки окупаемости анонсированных проектов по модернизации до и после налогового маневра. В выборку войдут данные по проектам модернизации 21 НПЗ. В качестве статистической базы будут использоваться бухгалтерские отчетности и корпоративные документы нефтеперерабатывающих заводов или major'ов, в составе которых они находятся, а также исследования, проведенные аналитической компанией Refinitiv.

По итогам исследование ожидается, что будет подтверждена гипотеза о положительном влиянии налогового маневра на процесс модернизации российских НПЗ, а именно ожидается прирост объемов денежных потоков, увеличение объема субсидий (с учетом отказа от экспортных пошлин), уменьшение сроков окупаемости инвестиционных проектов, а также будет оценена международная конкурентоспособность нефтеперерабатывающей отрасли РФ после налогового маневра.

3.1 Разработка и описание DCF модели на основе проектов по модернизации НПЗ

В рамках данного исследования будет проведена оценка влияния налогового маневра на реализацию проектов по модернизации российских НПЗ. Для достижения поставленной цели будут построены DCF модели (от англ. Cash Flow) Финансовая онлайн энциклопедия CFI, “DCF model”// corporatefinanceinstitute.com, 2020. За основу денежных потоков будут взяты показатели выручки и прибыли до налогообложения из финансовой отчетности предприятий, а в качестве инвестиционного потока (от англ. Investment Cash Flow)70 будут использованы данные по проектам модернизации НПЗ.

Для дисконтирования денежных потоков будет применена формула приведенной стоимости PV: есть дисконтированный денежный поток рассчитывается по следующей формуле: 70

Где в качестве ставки дисконтирования “i” используется средневзвешенная стоимость капитала WACC для каждого отдельного предприятия. Так, например, для ГазпромНефть такая ставка зафиксирована на уровне 10,9%.

Далее рассмотрим основные переменные (вводные), на основе которых будут построены DCF модели:

· Выручка - это основа модели, является совокупностью всех положительных денежных потоков, однако не включает в себя операционные и инвестиционные издержки. Данный показатель берется из финансовой отчетности нефтеперерабатывающего завода за 2018 год;

· Прибыль до налогообложения - это совокупность положительных и отрицательных денежных потоков до выплаты налогов. Данный показатель является промежуточным между валовой и чистой прибылью и так же, как и выручка берется из финансовой отчетности НПЗ за 2018 год. Следует отметить, что прибыль до налогообложения уже включает в себя всевозможные экспортные пошлины и субсидии;

· Стоимость и сроки реализации проектов - стоимость и сроки реализации формируют основу инвестиционного потока модели. Информация о сроках и стоимости берется из аналитического исследования Refinitiv или корпоративных документов вертикально-интегрированных major'ов;

· Производственные показатели - включают в себя текущие и планируемые показатели производственной эффективности, среди которых: общий объем выпуска нефтепродуктов, доля выпуска светлых нефтепродуктов, а также глубина переработки. Данные показатели так же берутся из аналитического исследования Refinitiv и корпоративных документов вертикально-интегрированных major'ов;

· Корзина нефтепродуктов - это объем произведенных нефтепродуктов на НПЗ за 2018 год. Показатели проходят классификацию по типам продуктов с различными экспортными пошлинами, что в дальнейшем упрощает подсчет субсидий. Информации о показателях производственной эффективности НПЗ берется с годовой отчетности предприятия или корпоративных документов;

· Экспортные пошлины - учитывая тот факт, что до налогового маневра показатель экспортных пошлин был относительно волатильным, в рамках модели используются показатели “последнего издания” за декабрь 2018 года. Так, например, “пошлинная ставка за тонну бензина, дизеля и керосина составила 40,5$, за тонну НАФТЫ 74,3$, а за тонну мазута 135,1$ при экспортной пошлине на нефть в 135,1$” Аналитическая компания ArgusMedia, “Экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты снизятся в России в январе 2019г.”// argusmedia.com, 2018.

Как и любая другая финансовая модель, связанная с прогнозированием будущих денежных потоков, модель по окупаемости проектов модернизации НПЗ не может быть лишена всех неточностей, даже с учетом самых актуальных вводных данных. Однако всегда присутствует возможность приблизить полученные результаты к реальным, для этого модель будет построена с учетом следующих допущений:

· Фиксированные цены на нефть - ввиду того, что цены на нефть являются крайне волатильным показателем, в рамках модели вводится фиксированная цена на нефть. За основу берутся показатели до налогового маневра (65$ за баррель - среднее за 2018 год), - это позволит упростить оценку влияния новой реформы на отрасль, а также уменьшит влияние экзогенных факторов. Следует так же отметить, что введение фиксированных показателей цен на нефть является необходимым, потому как на момент написания работа в 2019-2020 году произошел аномальный спад цен на нефть, вызванный коронавирусной инфекцией, а также трудностями в продлении договора об ограниченной добычи нефти “ОПЕК+”. Так, например, 20 апреля 2020 года стоимость майских фьючерсов на лондонской бирже ICE на нефть марки Brent составила 25,7$ Новостной порталa Коммерсант, “Цена на нефть WTI упала ниже 0$”// kommersant.ru, 2020 за баррель, а стоимость марки WTI и URALS вовсе снизились до отрицательных. -39,4$ Новостной порталa РБК, “Продавцы начали доплачивать покупателям нефти WTI по 40$ за баррель”// quote.rbc.ru, 2020 и -2$ Новостной порталa РБК, “Цена российской нефти URALS стала отрицательной”// quote.rbc.ru, 2020 за баррель, соотвественно;

· Фиксированный темп роста - для приближения модели к реальным показателям, при фиксированных ценах на нефть, вводится показатель темпа роста “g” равный 4% годовых, что является целевым показателям инфляции в РФ;

· Прирост к выручке и субсидиям - по итогам реализации проектов по модернизации, НПЗ достигают поставленных технических целей, среди которых: рост объемов производства и глубины переработки нефтепродуктов. Это, с одной стороны, увеличивает выручку предприятия, а с другой стороны, увеличивает долю светлых нефтепродуктов, что в конечном счете приводит к снижению экспортных пошлин (т.е. росту субсидий). Поэтому в модель вводится допущение о том, что с момента ввода в эксплуатацию новых установок, выручка и субсидии растут пропорционально разнице в объемах производства и глубине переработки;

· Пошлина на нефтехимические продукты равна пошлине светлых нефтепродуктов - зачастую НПЗ помимо производства таких базовых продуктов как бензин, дизель, керосин, нафта и мазут производят сырье для нефтехимической продукции. Во избежание перегруженности годовых отчетов, НПЗ не уточняют какое именно нефтехим. сырье было произведено. Поэтому в рамках модели такие продукты будут оцениваться по акцизу равному таковому как у светлых нефтепродуктов.

· Вся продукция идет на экспорт - ввиду того, что инструмент субсидирования до налогового маневра был основан на льготных экспортных пошлинах, в рамках нашей модели для оценки влияние реформы вся произведенная продукция будет идти на экспорт.

· Основные средства не амортизируются - ввиду сложности построения прогнозов по амортизации текущих и потенциальных основных средств, для большей однородности модели вводится допущение об отсутствии амортизационных отчислений.

После того как все переменные были описаны, а допущения учтены можно перейти к практической части описания модели.

Для лучшего понимания алгоритмов, примененных при вычислении тех или иных переменных, будет проведено поэтапное описание модели на примере проекта по модернизации Омского НПЗ:

1. Чистая прибыль

Таблица 1 Расчет чистой прибыли Омского НПЗ (2018-2025; млрд руб)

	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Выручка	44,65	46,43	48,29	50,22	52,23	54,32	56,49	68,02
Прибыль до налогообложения	13,29	13,82	14,37	14,95	15,54	16,17	16,81	38,83
Чистая прибыль	10,63	11,05	11,50	11,96	12,43	12,93	13,454	31,60

· Исходя из введенных допущений, темп роста g=4%, следовательно выручка, прибыль до налогообложения и чистая прибыль растет на 4% ежегодно.

· Чистая прибыль рассчитывается на основе показателей выручки и прибыли до налогообложения, взятых из бухгалтерской отчетности Омского НПЗ. Ставка подоходного налога в модели установлена на уровне 20%.

		До маневра	После маневра	прирост %
Глубина переработки %	92	97,2	5,65
Объем переработки (млн тонн)	21	23	9,52

Таблица 2 Производственные показатели до и после модернизации Омского НПЗ (2018-2025; %)

· Исходя из введенного допущения о приросте к выручке, выручка растет прямо пропорционально приросту глубины и объема переработки. Иными словами, после введения в эксплуатацию новых установок в 2025 году выручка растет на 15,1% (5,65%+9,52%). В абсолютном выражении выручка в 2024 и 2025 году составила 56 и 68 млрд рублей соответственно.

2. Инвестиционный поток

Таблица 3 Стоимость и сроки проекта по модернизации Омского НПЗ (2018-2025; млрд руб.)

Введение в эксплуатацию	Объем инвестиций
2022-2025	79,1
2021	19,3
2020	62,8
2019	39,7

Таблица 4 Инвестиционный поток проекта по модернизации ОНПЗ

(2018-2024; млрд руб.)

	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Инвестиционный поток	-39,7	-62,8	-19,3	-19,7	-19,7	-19,7	-19,7

· В Таблице 3 представлена стоимость модернизации отдельных установок, а также их срок ввода в эксплуатацию. Для проектов 2019, 2020 и 2021 года, в инвестиционном потоке затраты на модернизацию записываются годом ранее (с учетом сроков реализации). Вся вышеперечисленная информация была взята с корпоративных документов ГазпромНефть и исследования аналитической компании Refinitiv.

· Что касается проектов со сроком введения в эксплуатацию 2022-2025, на данном этапе ГазпромНефть не может дать более точную дату, поэтому в рамках нашей модели совокупные инвестиции объемом 79,1 млрд руб. были распределены на 4 года для сглаживания финансового рычага.

3. Экспортная пошлина и субсидия до налогового маневра

Таблица 5 Объемы производства нефтепродуктов на ОНПЗ и ставки экспортных пошлин (декабрь; 2018)

Объем производства нефтепродуктов (млн тонн.)	Пошлина за тонну (руб.)
Бензин	2,29	2632,5
Дизель	3,17	2632,5
Керосин	0,82	2632,5
Нафта	0,50	4829,5
Мазут	1,59	8781,5

Таблица 6 Расчет экспортной пошлины и субсидии ОНПЗ до налогового маневра (2018-2025; млрд руб.)

Год	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Экспортная пошлина до маневра	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-36,20
Экспортная субсидия до маневра	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	46,90

· С учетом допущения о том, что вся продукция нефтеперерабатывающего предприятия идет на экспорт, в рамках нашей модели, экспортная пошлина рассчитывается как сумма произведений нефтепродуктов и их пошлин.

· До проведения налогового маневра экспортная субсидия на нефтепродукты входила в состав экспортной пошлины. Так, например, высококачественные светлые нефтепродукты, среди которых бензин, дизель керосин облагались 29 % пошлиной от акциза на нефть. В абсолютном выражении, в декабре 2018 года пошлина за тонну сырой нефти составляла 8781 руб., а на светлые нефтепродукты всего 2632 руб. Таким образом осуществлялась поддержка нефтеперерабатывающих предприятий. В рамках нашей модели субсидия рассчитывается как разница пошлин на все нефтепродукты (произведенные на НПЗ) и пошлины на сырую нефть в том же объеме.

· В рамках допущения о приросте к субсидиям, после модернизации объем субсидий растет прямо пропорционально росту объемов производства и глубины переработки. В то же время растет и совокупный объем пошлин, однако в более медленном темпе, так как прирост обеспечен исключительно ростом объемов производства (при том, что растет объем производства, также уменьшается доля темных нефтепродуктов, соответственно субсидии на единицу продукции растут, а пошлины снижаются).

4. Экспортная пошлина и субсидия после налогового маневра

Таблица 7 Расчет экспортной пошлины и субсидии ОНПЗ после налогового маневра (2018-2025; млрд руб.)

	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Экспортная пошлина после маневра	-33,05	-27,43	-22,14	-16,52	-10,90	-5,61	0
Субсидия после маневра	Экспортная	40,72	33,79	27,28	20,36	13,43	6,92	0
	Обратная	0	7,26	14,10	21,37	28,64	35,48	42,75

· В соответствии с главной идеей налогового маневра, в период 2019-2024 происходит постепенный отказ от экспортных пошлин и в то же время происходит снижение экспортной субсидии, которая привязана к показателям пошлины.

· Для компенсации снижающейся экспортной субсидии вводится новый тип субсидирования - обратная субсидия, привязанная к акцизу на нефть. Таким образом, субсидии после налогового маневра рассчитывается как разница между пошлинами текущего периода и пошлинами, рассчитанными по правилам 2018 года.

Так, субсидия для ОНПЗ в 2019 году рассчитывается по следующей формуле:

Где: СПСt - Разница между экспортной субсидией в 2019 году и в 2018 году

Курс - фиксированный курс рубль-доллар (65 руб)

Крег - региональный коэффициент (для ОНПЗ Крег=1,05)

Именно из-за регионального коэффициента Крег налоговый маневр 2019-2024 зачастую называют “инвестиционный коэффициент”

5. Дисконтирование денежных потоков

Таблица 8 Расчет дисконтированного денежного потока ОНПЗ

(2018-2025; млрд руб.)

	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
CF (Cash Flow) до маневра	-29,06	-51,76	-77,98	-78,33	-73,55	-68,57	-63,40	31,60
DCF (Cash Flow) до маневра	-29,06	-46,67	-63,41	-57,43	-48,62	-40,88	-34,08	15,31

· Cash Flow для модели до и после маневра рассчитывается по одному методу, то есть как сумма положительных и отрицательных денежных потоков.

DCF, то есть дисконтированный денежный поток рассчитывается по следующей формуле: Финансовая онлайн энциклопедия CFI, “Discounted Cash Flow formula”// corporatefinanceinstitute.com, 2020



Где в качестве ставки дисконтирования “i” используется средневзвешенная стоимость капитала WACC для каждого отдельного предприятия. Исходя из годовой отчетности, для ГазпромНефть такая ставка зафиксирована на уровне 10,9%.

6. Расчет денежного сальдо и финальных результатов

После того как предыдущие вычисления по денежным потокам были выполнены можно перейти к финальному подсчету денежного сальдо, а также подсчету сроков окупаемости:

Таблица 9 Расчет денежного сальдо ОНПЗ до налогового маневра (2018-2025; млрд руб.)

	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	…	2033
Выручка	44,65	46,43	48,29	50,22	52,23	54,32	56,49	…	93,10
Прибыль (убыток) до налогообложения	13,29	13,82	14,37	14,95	15,54	16,17	16,81	…	53,15
Чистая прибыль	10,63	11,05	11,50	11,96	12,43	12,93	13,45	…	43,24
Инвестиционный поток	-39,70	-62,82	-19,30	-19,79	-19,79	-19,79	-19,79	…	0
Экспортная пошлина до маневра	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	-33,05	…	-36,20
Экспортная субсидия до маневра	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	40,72	…	46,90
CF (Cash Flow)	-29,06	-51,76	-77,98	-78,33	-73,55	-68,57	-63,40	…	43,24
DCF (Discounted Cash Flow)	-29,06	-46,67	-63,41	-57,43	-48,62	-40,88	-34,08	…	91,62
Сальдо до маневра	-29,06	-75,40	-82,08	-87,82	-92,68	-96,77	-10,01	…	79,08

· Сальдо денежного потока для моделей до и после маневра рассчитывается одинаковым образом, то есть как сумма дисконтированных денежных потоков DCF и инвестиционного потока. В конечном счете сальдо позволяет отследить срок окупаемости проекта модернизации ОНПЗ. Так, из таблицы 9 следует, что проект модернизации ОНПЗ по параметрам до налогового маневра наступит лишь 2033 году. При прочих равных, в реалиях после налогового маневра окупаемость наступает уже в 2024 году.

Таблица 10 Сроки окупаемости по проекту модернизации ОНПЗ

(месяц; %)

Окупаемость проекта до налогового маневра	181 мес.
Окупаемость проекта после маневра	72 мес.
Разница	-109 мес.

Таблица 11 Накопленные дисконтированные денежные потоки DCF до 2024 года по проекту модернизации ОНПЗ (2018-2024; %)

DCF 2024 до маневра		-17,4%
DCF 2024 после маневра	+100%
Разница	+117,4%

· В качестве “выходных” показателей модели были выбраны сроки окупаемости и накопленные дисконтированные денежные потоки, потому что они максимально наглядно демонстрируют влияние налогового маневра на доходность и инвестиционную привлекательность нефтеперерабатывающей отрасли.

· Для проекта по модернизации ОНПЗ применение новых параметров субсидирования сократили срок окупаемости проекта на 109 месяцев, то есть на 9 полных лет. Что касается денежных потоков, то по сравнению с показателями до налогового маневра, по итогам 2024 года они возросли на 117%.



3.2 Оценка влияния налогового маневра на сроки окупаемости проектов по модернизации и накопленные денежные потоки.

После того как был проведен детальный анализ DCF модели, на примере проекта по модернизации Омского НПЗ, мы можем перейти к интерпретации полученных результатов по всей выборке. По предварительным планам выборка должна была состоять из 21 НПЗ, однако в виду того, что некоторые проекты изначально задумывались при параметрах, введённых после налогового маневра, в реалиях 2018 года 3 из них были не окупаемыми (демонстрировали срок окупаемости более 40 лет). Поэтому, во избежание статистических выбросов, из конечной выборки были удалены проекты по модернизации Туапсинского и Московского НПЗ, а также Танеко.

Таблица 12 Сроки окупаемости проектов по модернизации российских НПЗ (мес.)

Название НПЗ	До налогового маневра	После налогового маневра	Разница в месяцах
Комсомольскмй	80	18	-62
Сызранский	124	54	-70
Новокуйбышевский	496	134	-362
Ачинский	193	49	-144
Ангарская	202	26	-175
Рязанский	293	94	-199
Волгограднефтепереработка	12	12	0,0
Пермнефтеоргсинтез	12	12	0,0
Ухнтанефтепереработка	92	77	-27
Нижегороднефтеоргсинтез	182	99	-83
Киришинефтеоргсинтез	76	91	15
Ярославнефтеоргсинтез	84	14	-70
Единый НПЗ	304	59	-245
Нефтехим САЛАВАТ	95	55	-39
ТАИФ НК	126	65	-60
Афипский НПЗ	170	81	-89
ОРКСНЕФТЕОРГСИНТЕЗ	121	90	-31
ОМСКИЙ НПЗ	182	72	-110
Итого (в среднем)	-97

Исходя из показателей Таблицы 12, где представлены сроки окупаемости проектов по окупаемости Российских НПЗ, результаты можно разделить на три группы:

· Налоговый маневр повлиял отрицательно - к таким НПЗ можно отнести только Киришинефтеоргсинтез, для которого переход к новым параметрам налогового маневра вызвал замедление окупаемости на 15 месяцев, то есть на 1 полный год. Такой результат можно объяснить нелинейностью формулы, по которой происходит снижение пошлины и экспортной субсидии в 2019-2024 годах. Иными словами, экспортные субсидии для данного НПЗ снижаются быстрее чем растет обратная субсидия. Подобный эффект может быть актуален для НПЗ с ежегодным объемом переработки более 21млн тонн, однако эффект нивелируется после завершения налогового маневра в 2024 году.

· Налоговый маневр никак не повлиял - к таким НПЗ можно отнести Волгограднефтепереработка и Пермнефтеоргсинтез. Как можно отметить из таблицы 12, сроки окупаемости проектов в обоих случаях остались на уровне 1 года. Такой эффект актуален для технически современных НПЗ с крупными денежными потоками и малыми инвестиционными проектами. В данном случае, для обоих НПЗ объем инвестиций не превышал 10 млрд руб.

· Налоговый маневр повлиял положительно - к данной группе относятся все оставшиеся 15 НПЗ, для которых введение новых параметров субсидирования сократило сроки окупаемости инвестиционных проектов.

С учетом всех трех групп, срок окупаемости проектов по модернизации российских НПЗ сократился, в среднем, на 97 месяцев или на 8 полных лет.

Таблица 13 Накопленные до 2024 года дисконтированные денежные потоки DCF российских НПЗ (2018-2024; %)

Название НПЗ	До налогового маневра	После налогового маневра	Разница %
Комсомольскмй	+10,7%	+100%	89,3%
Сызранский	+11,3%	+100%	88,7%
Новокуйбышевский	+8,8%	+100%	91,2%
Ачинский	+5,2%	+100%	94,8%
Ангарская	+1,4%	+100%	98,6%
Рязанский	+4,4%	+100%	95,6%
Волгограднефтепереработка	+47,5%	+100%	52,5%
Пермнефтеоргсинтез	+57,0%	+100%	43,0%
Ухнтанефтепереработка	+12,8%	+100%	87,2%
Нижегороднефтеоргсинтез	+17,7%	+100%	82,3%
Киришинефтеоргсинтез	+53,5%	+100%	46,5%
Ярославнефтеоргсинтез	+9,4%	+100%	90,6%
Единый НПЗ	+0,2%	+100%	99,8%
Нефтехим САЛАВАТ	+41,4%	+100%	58,6%
ТАИФ НК	+0,2%	+100%	99,8%
Афипский НПЗ	+5,2%	+100%	94,8%
ОРКСНЕФТЕОРГСИНТЕЗ	+17,7%	+100%	82,3%
ОМСКИЙ НПЗ	-17,4%	+100%	117,4%
			84,1%

Что касается второго “выходного показателя”, - это накопленный до 2024 года дисконтированный денежный поток DCF. Данный показатель позволяет оценить, насколько сильно повлиял налоговый маневр на прибыльность российских НПЗ, осуществляющих модернизацию. Как можно отметить из таблицы 13, все показатели оценены в процентах, а не в млрд руб. Это было сделано с целью снижения нагруженности таблицы и наглядности эффекта от налогового манёвра.

Таким образом, в отличии от показателей окупаемости проектов, денежные потоки после налогового маневра возросли в 100% случаев. Самый малый прирост составил 43% для Киришинефтеоргсинтез (по ранее упомянутым причинам), а самый большой для ОНПЗ - 117%. Причина, по которой до налогового маневра у ОНПЗ наблюдается отрицательные накопленные денежный потоки заключается в крупных масштабах проекта по модернизации и его долгой окупаемости. В среднем, накопленный DCF увеличился на 84%.

В конечном счете, можно утверждать, что налоговый маневр 2019-2024 “инвестиционный коэффициент” несет в себе исключительно положительный эффект и повышает конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей отрасли.

3.3 Оценка влияния инвестиционного коэффициента в международных реалиях

В рамках предыдущей главы нам удалось подтвердить гипотезу о том, что налоговый маневр “инвестиционный коэффициент” положительно повлиял на формирование прибыли и соответственно на окупаемость проектов по модернизации российских НПЗ. Ввиду того, что центральной идеей налогового маневра был отказ от экспортных пошлин, что является уже установленной нормой в большинстве стран, осуществляющих добычу и переработку нефти, было бы актуальным сравнить проекты по модернизации НПЗ в налоговых реалиях других стран. Таким образом удастся оценить международную конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей отрасли до и после маневра.

В качестве центральной идеи модели берется допущение о том, что российские НПЗ со всеми вытекающими показателями доходности и проектов по модернизации попадают в налоговые реалии США, Норвегии и Бразилии. Иными словами, вводится допущение о том, что существуют идентичные заводы в других странах. Что касается выбора стран, США является мировым лидером по переработке нефти со средней глубиной по рынку в 99%, Норвегия является единственной европейской страной с собственным развитым нефтесервисом, что позволяет охватить полный цикл производства нефтепродуктов, а Бразилия является одним из самых трендовых направлений последних лет по разработке шельфовых месторождений.

Прежде чем перейти к интерпретации полученных результатов рассмотрим основные позиции налогообложения каждой из стран:

Налоговая система США: Аналитическая компания E&Y; “Global oil and gas tax guide 2019”// ey.com, 2020, p.734-750

· Подоходная ставка 21% (корпоративная);

· Налоговая ставка штата варьируется в диапазоне от 0 до 12%. В рамках модели берется среднее - 6%;

· Для добывающего сектора существуют специальные налоги - морские месторождения 18,75%, месторождения на суше 12,5-30%;

· Субсидии для нефтепереработки отсутствуют;

· Экспортные пошлины для нефтепродуктов отсутствуют;

· Для проектов по модернизации в нефтяной отрасли существуют льготные системы амортизации основных средств, однако основная модель текущего исследования их не учитывает;

· В налоговой системе учтен форс-мажор фактор, подразумевающий снижение совокупных налогов до 20% в случае отрицательной доходности, однако в рамках модели применить его сложно, так как денежные потоки положительны.

Налоговая система Норвегии: Аналитическая компания E&Y; “Global oil and gas tax guide 2019”// ey.com, 2020, p.488-493

· Подоходная ставка 23% (корпоративная);

· Специальный налог для добывающей отрасли 55%;

· Субсидии для нефтепереработки отсутствуют;

· Экспортные пошлины отсутствуют, однако существует понятие “нормальной цены”. В случае экспорта сырой нефти (на данный момент актуально только для сырой нефти), вся маржинальность находящаяся выше планки “нормальной цены” не облагается подоходным налогом;

· Инвестиции в добывающий сектор аммортизируются в течении 6 лет, в то время как остальные инвестиции в ОС аммортизируются по методу убывающего остатка. В рамках модели аммортизация не учитывается.

Налоговая система Бразилии: Аналитическая компания E&Y; “Global oil and gas tax guide 2019”// ey.com, 2020, p.66-90

· Подоходная ставка 34% (корпоративная);

· Специальный налог на добычу и переработку отсутствует;

· Экспортные пошлины отсутствуют;

· Субсидии предусмотрены только для добывающего сектора, в частности: 5-10% для компаний, работающих по концессионному соглашению и 15% для компаний, работающих по контракту СРП (соглашение о разделе продукции).

Интерпретация полученных результатов

После того как все налоговые вводные для США, Норвегии и Бразилии были учтены - можно перейти к непосредственному сравнению с Россией до и после налогового маневра и интерпретации полученных результатов.

Таблица 14 Окупаемость проектов по модернизации российских НПЗ в налоговых реалиях Бразилии, США, Норвегии (мес.)

Название НПЗ	Россия до налогового маневра	При налоговых ставках Бразилии	При налоговых ставках США	При налоговых ставках Норвегия	Россия после налогового маневра
Сызранский	256	136	126	120	54
Ачинский	192	97	91	89	49
Рязанский	401	222	197	186	105
Волгограднефтепереработка	12	12	12	12	12
Пермнефтеоргсинтез	12	12	12	12	12
Ухнтанефтепереработка	92	23	21	20	65
Нижегороднефтеоргсинтез	182	141	129	123	99
Киришинефтеоргсинтез	76	37	33	31	91
Нефтехим САЛАВАТ	95	154	140	134	55
ТАИФ НК	102	140	130	125	65
Афипский НПЗ	170	102	96	93	81
ОРКСНЕФТЕОРГСИНТЕЗ	121	257	223	208	90
ОМСКИЙ НПЗ	182	243	228	221	72
Среднее	129	121	111	106	65

Как мы можем отметить из таблицы 14, показатели окупаемости проектов по модернизации НПЗ до налогового маневра уступали таковым в Бразилии, США и Норвегии. Так, средний показатель окупаемости для России до маневра составлял 129 мес. при 121 мес. в Бразилии, 111 в США и 106 в Норвегии, соответственно. В качестве исключений вышеупомянутого тренда следует отметить Нефтехим Салават, ТАИФ, Орскнефтеоргсинтез и О...