Размещено на http://www.allbest.ru/

Особенности государственного регулирования модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и внешней торговли нефтепродуктами в России

УДК 339.91

Соломонов Алексей Павлович

ФГБОУ ВПО «Рязанский государственный радиотехнический университет»

Россия, г. Рязань1

Доцент кафедры «Государственного, муниципального и корпоративного управления» Кандидат экономических наук

E-mail: Elena_solomonov@mail.ru

Аннотация

Отрасль нефтепереработки призвана сыграть значительную роль в развитии российского топливно-энергетического комплекса в обозримой перспективе. Однако в настоящее время для отрасли характерен ряд проблем, в частности, низкая конкурентоспособность отечественных нефтепродуктов на мировом рынке. Поэтому модернизация и реконструкция являются основополагающими направлениями государственного регулирования отрасли. Только в 2000-е гг. у российских нефтегазовых компаний появились стимулы к модернизации своих перерабатывающих мощностей. Однако компании не всегда заинтересованы в увеличении глубины переработки нефти. Ряд комплексных решений, касающихся оптимизации экспортных пошлин на нефтепродукты, принимался на протяжении нескольких лет, а дифференциация ставок пошлин на нефть и нефтепродукты по сути являлась субсидией для нефтепереработки, которая не способствовала повышению инвестиционной активности в отрасли. В 2011 г. в стране была принята государственная программа модернизации нефтепереработки, что способствовало росту инвестиций, однако недостатки налогообложения нефтедобычи остаются ключевой проблемой ее развития. Кроме этого, у российских нефтеперерабатывающих заводов недостаточно вторичных мощностей по переработке. Наконец, присоединение России к ВТО ограничивает возможности выравнивания пошлин на нефть и нефтепродукты. Поэтому в перспективе не модернизированные нефтеперерабатывающие заводы имеют меньше возможностей для развития и будут находиться на грани банкротства.

Ключевые слова: мировой рынок нефти; нефтеперерабатывающие заводы; нефтепереработка; таможенные пошлины; топливно-энергетический комплекс; нефтепродукты; ВТО.

Государственная энергетическая политика нашей страны в нефтеперерабатывающей отрасли в течение последних двух десятилетий в целом способствовала ориентации российских предприятий на производство нефтепродуктов низкого качества. Ввиду сложившейся специфики налогообложения максимальная рентабельность (порядка 30%) характерна для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с простой перегонкой, выпускающих низкие сорта топлив, а наименьшая (немногим более 10%) - для предприятий со сложными технологическими процессами нефтепереработки. Так, действующая ставка экспортной пошлины для бензина почти в два раза выше, чем для мазута.

Поэтому отечественный бензин на зарубежных рынках с высоким уровнем платежеспособного спроса неконкурентоспособен, и наша страна, наряду с экспортом сырой нефти, вывозит в Европу преимущество мазут и дизельное топливо. Отход от статуса экспортера сырья и получение более высоких доходов от экспорта возможны лишь на основе развития современных производств в нефтепереработке, модернизация которой, а также развитие нефтехимических производств, позволят более эффективно использовать важнейшие конкурентные преимущества российской экономики - обширные запасы углеводородного сырья и высокий научно-технический потенциал.

Для обеспечения качества топлива и прочих нефтепродуктов на современном общемировом уровне необходимы строительство и модернизация многих десятков технологических установок на основе крупных инвестиций в отрасли. Это станет возможным лишь при широком развитии на российских НПЗ производств тех видов топлива, которые отвечают современным запросам мирового рынка. Для обеспечения развития таких производств нужен комплекс организационных и экономических мер. Например, следует ввести новые стандарты и прочие нормативно-регламентирующие документы для доведения качества продукции на уровень зарубежных стандартов. При этом необходимо ограничить возможности российских НПЗ производить те виды топлива, которые не соответствуют современным требованиям и уровню качества.

В среднесрочной перспективе можно добиться ускоренной модернизации нефтеперерабатывающих производств, которые будут акцентированы на вторичную переработку сырья. Это приведет, в частности, к более полному насыщению рынка качественными нефтепродуктами. Рост глубины переработки нефти также будет способствовать увеличению выхода светлых нефтепродуктов на отечественных НПЗ, что повысит их эффективность.

Роль государства в развитии российской отрасли нефтепереработки неоспорима. В стране все большее внимание уделяется разработке соответствующей правовой базы и транспортной инфраструктуры. Между тем, необходим контроль реализации ключевых положений технического регламента на нефтепродукты, дальнейшее совершенствование налогового и таможенного регулирования нефтепереработки для стимулирования углубления переработки нефти и производств нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами, что, в соответствии с планами Правительства, должно реализовываться на основе внедрения инновационно направленных российских разработок.3 Принятие некоторых технических регламентов способно изменить структуру спроса на нефтепродукты на национальном рынке, что благоприятно воздействует на качество продукции российских НПЗ.

В соответствии с Энергетической стратегией РФ до 2030 г., в рассматриваемый период нефтеперерабатывающая промышленность будет развиваться опережающими темпами, а глубина нефтепереработки возрастет к 2020 и 2030 гг. до 83 и 90% соответственно. При этом выход светлых нефтепродуктов возрастет к 2020 г. до 67-68%, а к 2030 г. - до 72-63%. При этом должна возрасти доля Дальнего Востока и Восточной Сибири в совокупном объеме экспорта нефти и нефтепродуктов к 2030 г. до 22-25%. Данные целевые индикаторы предполагается достичь на базе опережающего развития комплексов по углублению переработки нефти и уменьшения удельного потребления нефти на единицу целевого продукта; за счет внедрения современных технологий каталитического риформинга бензинов, гидроочистки дизельного топлива, алкилирования и изомеризации, а также на базе введения в эксплуатацию и совершенствования первичных перерабатывающих мощностей.

В своем составе у российских НПЗ есть технологические установки, которые позволять осуществить почти все процессы, освоенные мировой промышленностью. Однако соотношение процессов по углубления нефтепереработки и способствующих повышению качества топлива, и процессов по первичной перегонке нефти, существенно отстает даже от среднемировых показателей.

Поэтому модернизация и реконструкция, в соответствии со Стратегией, будет ориентироваться на опережающее развитие производственно-технологических комплексов по углублению нефтепереработки и снижению удельного веса нефти на единицу целевого продукта (гидрокрекинг, каталитический крекинг, висбкрекинг, коксование остатков, производство битумов), а также на расширение использования новейших технологий каталитического риформинга бензинов, гидроочистки дизельных топлив, алкилирования и изомеризации.

Стратегия отмечает рост мощностей первичной нефтепереработки (например, на заводе Киришинефтеоргсинтез до 25 млн., на Туапсинском НПЗ - до 12 млн. т) и строительство нефтехимических комплексов (Приморский НПЗ объемом 20 млн. т в год, а также в Республике Татарстан объемом не менее 7 млн. т). Также предусмотрена господдержка модернизации, увеличению мощностей и строительству НПЗ, независимых от вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Бесспорен приоритет удовлетворения потребностей внутреннего рынка при развитии глубокой нефтепереработки, однако в Стратегии также предусмотрена оптимизация объемов нефтепереработки (с экспортом части продукции) и объема экспорта сырой нефти (с ее приоритетным экспортом на НПЗ, принадлежащие российским компаниям за рубежом).

В долгосрочной перспективе актуальными останутся такие направления развития российской нефтеперерабатывающей промышленности, как: улучшение качества производимых моторных топлив с приближением его к новым европейским стандартам; наращивание глубины переработки на основе новейших технологий; тенденция утверждения зависимости роста объемов нефтепереработки от объемов потребления автомобильных бензинов в стране и возможностями экспорта их избытков в страны АТР и ЕС; интенсификация сроков обновления ввода новых мощностей и замены имеющихся технологических установок. В результате по прогнозам переработка нефти достигнет к 2020 г. 252 млн. т, а к 2030 г. - 273 млн. т.

Россия пока существенно отстает от развитых стран по производству катализаторов для нефтепереработки (60-е место в мире).

Таблица 1 Зависимость России от импорта катализаторов для нефтепереработки (по группам катализаторов)

Следует отметить и нерациональное использование и прочих углеводородов: для России характерны:

• низкий уровень переработки природного газа;

• невысокий уровень эффективности попутного нефтяного газа (на факелах сжигается до 55 млрд. куб. м попутного газа);

• слабый уровень использования биосырья для производства топлива и продуктов органической химии.

Также необходимо указать на необходимость решения проблемы изменения географической структуры мировой нефтепереработки с учетом возросшей активности компаний Ближнего Востока и Юго-Восточной Азии, которые зачастую поддерживаются государством. В результате формируются новые центры торговли и производства, применяющие современные технологии. Эти изменения усложняют позиции российских ВИНК в борьбе за рынки сбыта. Эти проблемы, как отмечается в литературе, возможно решить на основе создания принципиально новейших катализаторных производств с учетом объединений усилий ВИНК и научно-исследовательских организаций.

В целом, к факторам, обуславливающих невысокую конкурентоспособность российской нефтеперерабатывающей промышленности, относятся:

• невысокий технический уровень большинства российских НПЗ, характеризующийся, как уже отмечалось ранее, низкой степенью глубины переработки (по мнению экспертов, даже с учетом реализации всех запланированных инвестиционных проектов к 2017 г. глубина переработки в РФ будет соответствовать европейским показателям 2006 г.);

• высокая степень изношенности основных фондов российских НПЗ, обуславливающий высокий уровень энергопотребления (коэффициент полезного действия печных агрегатов в РФ не превышает 60%, а в Европе составляет около 90%);

• низкое качество нефтепродуктов и низкий уровень их конкурентоспособности на мировом рынке;

* низкая доля сырья, идущего на производство продукции нефтехимии (около 3%, что по меньшей мере в два раза ниже уровня развитых стран);

Таблица 2

Сопоставление основных показателей первичной переработки нефти у российских и зарубежных компаний

• низкая эффективность основных каталитических процессов в нефтепереработке;

• нерациональная географическая структура размещения НПЗ в России, которые, как правило, удалены от основных портов и мест потребления продукции нефтепереработки; это ведет, например, к необходимости строительства миниНПЗ.

Следует учитывать, что российская нефтеперерабатывающая промышленность и сегодня продолжает оставаться одной из крупнейших в мире, уступая по объемам переработки только США и Китаю. Однако все крупнейшие НПЗ в нашей стране были построены до 1979 г. Однако по структуре производства мы еще существенно отстаем от развитых стран: так, выход мазута, автобензина и дизельного топлива в 2012 г. составил 29, 14 и 28% от объема переработанной нефти соответственно. Одновременно в США эти показатели составили 4, 46 и 27%, а в Европе - 14, 25 и 44% соответственно. Такая ориентация обусловлена историческим фактором, поскольку низкая себестоимость добычи нефти СССР позволяла развивать примитивные процессы нефтепереработки. Территориальная структура также сыграла немаловажную роль, поскольку новые НПЗ располагались преимущественно за пределами нынешней России - в Белоруссии, Казахстане, Литве.

После распада СССР модернизацией НПЗ в стране практически никто не занимался и лишь в начале 2000-х гг. у российских компаний появилось два важных стимула для инвестиций в нефтепереработку - трансформация структуры внутреннего спроса и установление дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов. Для мазута были установлены самые низкие пошлины, и этот продукт быстро стал альтернативным экспортным товаром. В дальнейшем, несмотря на изменение соотношений пошлин на нефтепродукты и нефть, а также интенсивный рост объемов первичной переработки, выгодность экспорта мазута оставалась неизменной. Экспортная цена мазута превышает его цену на внутреннем рынке на 15-30%. Немаловажен и стабильный спрос со стороны европейских заводов на мазут (последний подвергается последующей переработке с извлечением из него светлых фракций легких нефтепродуктов).

Вскоре выгодным экспортным товаром стало и дизельное топливо, использовавшееся на европейских НПЗ как сырье для последующей переработки. Однако экспорт дизельного топлива по нефтепродуктопроводам требовал его очистки от вредных примесей, что обусловило массовый прирост инвестиций в установки гидроочистки. По бензину эти инвестиции ограничивались небольшими установками по производству присадок для роста октанового числа бензина: эти установки в структуре реализованных инвестиционных проектов уверенно лидируют, ими занималось большинство компаний. Эти обстоятельства способствовали наращиванию производства качественного дизельного топлива и бензинов, однако не способствовало росту глубины переработки.

Несмотря на ожидаемый эффект от экспорта светлых нефтепродуктов высокого качества, компании не всегда заинтересованы в росте глубины переработки нефти. Это обусловлено рядом факторов, основным из которых является несовершенная налоговая система. В конце 2004 г. был установлен низкий размер экспортной пошлины на мазут по сравнению с уровнем пошлины на экспорт светлых нефтепродуктов. Низкий показатель рентабельности от реализации мазута на внутреннем рынке и от экспорта сырой нефти ввиду высокой экспортной пошлины, компенсируется увеличением цен на нефтепродукты на внутреннем рынке (см. табл. 3).

нефтепереработка отрасль регулирование энергетический

Таблица 3 Взаимосвязь ценообразования на внутреннем и мировых рынках нефти и нефтепродуктов

Поэтому основная прибыль нефтегазовых компаний образуется на внутреннем рынке, увеличивая цену на нефтепродукты без должного улучшения качества. Политика взимания акцизов и экспортных пошлин, действующая в нашей стране, не принимает во внимание качество нефтепродуктов и не стимулирует развитие производства топлив с высокими эксплуатационными и экологическими характеристиками. Дифференцированы лишь ставки на высокооктановые бензины. Такая политика не стимулирует модернизацию НПЗ и не способствует росту капиталовложений в отрасли.

Одновременно европейский опыт свидетельствует о принятии комплекса мер (в том числе налоговых), направленных на стимулирование производства качественных дистиллятов. В итоге структура потребительского спроса в ЕС была смещена в сторону наиболее качественного бензина и дизельного топлива.

Ряд важных решений в этой области был принят в 1999 г. с введением экспортных пошлин на нефтепродукты, привязанных к уровню пошлины на нефть (пошлина на мазут была установлена в размере 50% от нефтяной пошлины, на светлые нефтепродукты - от 80 до 120%). К 2003 г. все пошлины на нефтепродукты были выровнены до 90% от экспортной нефтяной пошлины, хотя в 2005 г. на светлые и темные нефтепродукты пошлины были вновь дифференцированы (до 2011 г. на темные нефтепродукты пошлина составляла 40%, на светлые - 72% от экспортной пошлины на нефть). Одновременно для сырой нефти была установлена прогрессивная шкала с применение специальной формы, которая учитывает динамику экспортных цен на нефть.

Размещено на http://www.allbest.ru/

нефтепродукты

Рис. 1. Объёмы первичной переработки нефти и динамика экспортных пошлин

Такая система пошлин стимулировала чрезмерную первичную переработку нефти с ростом объема экспорта газойля и высокосернистого мазута. При этом отсутствовали фактические стимулы к модернизации НПЗ ввиду низкой ставки пошлины на мазут, а увеличение переработки достигалось преимущественно путем максимальной загрузки простаивающих мощностей по первичной переработке. После 2005 г. темпы роста объемов первичной переработки по сравнению с объемами добычи нефти возросли, в то же время снизился экспорт нефти. Последнее, вместе со строительством магистральных трубопроводов, способствовало появлению новых мощностей по экспорту нефти. Дифференциация ставок пошлин на нефтепродукты и нефть была по сути существенной субсидией для нефтепереработки, объем которой доходил до 20 млрд. долл. в год и возрастал при росте мировой цены на нефть.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2. Объем государственной субсидии отрасли нефтепереработки за счет применения пониженных ставок экспортных пошлин на нефтепродукты, 2005-2011 гг., долларов за баррель

Данная субсидия обеспечивала высокий уровень прибыли в нефтепереработке, однако это не способствовало буму инвестиций в отрасли, поскольку компании были не уверены в сохранении пошлин в перспективе. Поэтому компании довольствовали в получении прибыли от нефтепереработки не в рамках модернизации, а в рамках традиционной системы.

Именно меньшие ставки на нефтепродукты (по сравнению с нефтью), вкупе с низкой внутренней ценой на нефть, привели к появления налогового кросс-субсидирования между переработкой и добычей, явившегося важнейшим экономическим стимулом для НПЗ, включая НПЗ с простыми схемами переработки. Предполагалось, что переработчики нефти будут использовать средства, которые будут сэкономлены за счет низких пошлин на темные нефтепродукты, в целях модернизации производства и для углубления нефтепереработки. Однако данный расчет себя не оправдал, поскольку нефтяные компании продолжили наращивание мощностей по первичной переработке, а удельный вес мазута в совокупном производстве снизился незначительно.

Начиная с 2008 г. в законодательстве был внесен ряд изменений, направленных на реконструкцию нефтегазовыми компаниями своих НПЗ. В частности, Постановление Правительства РФ от 28.02.2008 н. №118 введен в действие технический регламент под названием «О требованиям к автомобильному, авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», установивший требования по качеству нефтепродуктов и срок перехода на более качественное топливо.

Следует отметить, что уже вслед за принятием данного регламента последовали следующие возражения экспертов. Во-первых, российская нефтепереработка не готова к применению регламента, поскольку доля моторных топлив в структуре их производства пока достаточно мала. Во-вторых, было отмечено, что существующий и ожидаемый автомобильный парк страны не готов к массовому применению моторных топлив в соответствии с положениями регламента (это же касается и армейского транспорта). Втретьих, было указано на то, что в регламенте содержится ряд технологических и технических нестыковок, а также то, что он не способствует повышению конкурентоспособности моторных топлив, производимых в России. В-четвертых, отмечалось отличие западных стандартов от отечественных по жесткости экологических параметров и невозможность их простого переноса на российскую почву. Наконец, нереален объем инвестиций, которые требуются для выполнения положений регламента (35-40 млрд. долл.). В итоге, в ходе своей доработки, указанное Постановление Правительства РФ претерпело пять редакций.

На основе доработанного регламента с 2013 года в стране из оборота было выведено топливо второго экологического класса, с 2016 г. - третьего класса, а с 2016 г. запланирован отказ от топлива четвертого класса (аналогично со стандартами Евро, принятыми в ЕС).

Кроме этого, в 2011 г. была принята госпрограмма по модернизации НПЗ и вводу мощностей по вторичной нефтепереработке к 2020 г., что стало дополнительным стимулом развития отрасли. В ходе реализации данной программы предполагаются строительство и реконструкция 124 установок по вторичной переработке в течение 4-5 лет. Ход реализации программы находится под контролем Министерства энергетики РФ, которым отмечается четыре наиболее значимых эффекта модернизации НПЗ (эффект производственной кооперации, бюджетный, социальный и экологический эффекты).

На этом фоне ключевым фактором, который стимулирует активность инвесторов в отрасли нефтепереработки, остается налогообложение, поскольку дифференциация объемов изымаемых налогов в зависимости от классов и видов производимых нефтепродуктов позволяет сделать экономически оправданными затраты на модернизацию. При этом важен и вопрос рационального использования нефти, включающий в себя ряд основных элементов (обеспечение энергетической безопасности, социально-экономическая эффективность, бюджетная выгода).

В рамках существующей конфигурации налогообложения нефтегазового сектора России (осуществление фискальных изъятий не от чистой прибыли, а от валовой выручки) более низкие ставки экспортных пошлин на нефтепродукты по сравнению со ставками на нефть делают экспорт сырья, а не нефтепродуктов, более привлекательным для бюджета. Средняя экспортная корзина отечественных ВИНК с точки зрения экономических выгод тоже оставляет желать лучшего, что объективно отражает стабильно низкую глубину нефтепереработки в России. Достаточно отметить, например, что мазут, долгие годы являющийся важным экспортным товаром, продается с большим дисконтом к котировке сырой нефти (за последние годы данный дисконт варьировался в диапазоне от 80 до 300 долл. США за тонну).

Отсутствие качественных перемен в российской нефтепереработке усугубляется высоким налогообложением нефтедобычи, которая, ввиду ухудшения геологических условий становится все более затратной. Каждое дополнительное увеличение цены нефти на 1 доллар свыше 25 долл. США за один баррель приносит доход компаниям лишь в 18 центов. При этом совокупная сумма налоговых изъятий из выручки компаний в секторе нефтедобычи значительно превышает аналогичный показатель (без учета льгот и проектов СРП) изъятий у ведущих МНК (свыше 70% против 37%). Создание условий для прироста и поддержания нефтедобычи невозможно без разумной фискальной политики и уменьшения налогового давления.

К этому следует добавить, что в последнее десятилетие рост мощностей по переработке в России опережал темп роста нефтедобычи, которые замедлялись в условиях ухудшения качестве базы нефтяных ресурсов и ограниченных возможностей в сфере привлечения инвестиций в геологоразведку.

Ключевыми проблемами российских НПЗ являются нехватка вторичных мощностей, а также удаленность от внешнего рынка при избытке перерабатывающих мощностей для удовлетворения внутреннего спроса. Сегодня средний российский НПЗ проигрывает в доходности европейскому НПЗ около 83 долл. за тонну продукции нефтепереработки. Кроме этого, высокий уровень транспортных издержек на доставку продукции нефтепереработки на экспорт ведет к утере части маржи переработки российскими заводами. В итоге экспорт нефтепродуктов с НПЗ, который находится в Центральном федеральном округе, дороже экспорта нефти примерно на 50 долл. США за тонну. Одновременно субсидирование пошлин на нефтепродукты по сравнению с пошлинами на экспорт нефти, компенсирует российским НПЗ отставание в логистике и конфигурации.

Рис. 3. Факторы формирования российской маржи нефтепереработки, долларов за баррель

В конце 2011 г. правительством была предложена новая фискальная схема расчета экспортной пошлины на нефть, более известная как система «60-66-90-100». Схема предполагала применение в формуле расчета пошли на нефть предельной ставки в размере 60% (вместо 65%), а также выравнивание ставок пошлин на темные и светлые нефтепродукты на уровне 66: от нефтяной пошлины, что нивелировало избыток прибыли при производстве мазута. Эта схема должна была стимулировать нефтедобычу, падение которой ожидается начиная с 2015 г., и наращивание глубины переработки на базе установления барьера на темные нефтепродукты. Через два года после введения схемы ВИНК остались ей в целом довольны. Предложения по корректировке схемы касаются уменьшения пошлины на нефть до 55% (с 60%), а на нефтепродукты - до 60% (с 66%), а также отмены заградительной пошлины на бензин прямой перегонки.

Следует отметить основные недостатки схемы «60-66-90-100»: уменьшения ставки экспортной нефтяной пошлины до 60% недостаточно для стимулирования добычи нефти; ставка на уровне 60% не закреплена на законодательном уровне и в любой момент может измениться; простая (первичная) переработка получает неоправданно высокую маржу; дифференциация ставок экспортных пошлин на дизельное топливо и бензин относительно ставок пошлин на нефть ведет к созданию искусственных экономических преимуществ гидрокрекинга по сравнению с каталитическим крекингом, тем самым стимулируется производство избытка дизельного топлива, а бензин остается в дефиците; единая пошлина на нефтепродукты не принимает во внимание различные технологии и производства; потери бюджета в результате разницы цен на нефть и нефтепродукты составляют порядка 20 млрд. долл. в год; использование системы «60-66-90-100» откладывает реформирование налогообложения нефтедобычи на неопределенный срок.

В результате бензинового кризиса на национальном рынке в апреле 2011 г. введена повышенная пошлина на бензин (в размере 90% от пошлины на нефть), а с 01.06.2012 г. - и на бензин прямогонный, хотя это изначально и не предусматривалось. Согласно Федеральному закону от 30.09.2013 г. № 263-ФЗ (так называемый «налоговый маневр»), с 2014 года изменены ставки экспортных таможенных пошлин на нефть и базовые ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на сырую нефть. Эти изменения уменьшают предельную ставку экспортной пошлины на нефть (снижение коэффициента в формуле расчета) с существующего уровня 60% до 59% в течение 2014 года. В течение 2015 года предполагается уменьшение ставки до 57%, а с 2016 года -- до 55%. Эти изменения предусматривают уменьшение экспортной пошлины на светлые нефтепродукты (исключая бензин), которая устанавливается Постановлением Правительства РФ ежемесячно, с существующих 66 до 65% от нефтяной пошлины в течение 2014 г., до 63% в течение 2015 г. и до 61% с 2016 г. При этом, с 2015 года повышена пошлина на темные нефтепродукты до 100% от ставки нефтяной пошлины.

При этом не следует исключать в ближайшее время и «большой налоговый маневр», предусматривающий кардинальные изменения в принципах налогообложения в нашей стране за счет значительного снижения или полной отмены экспортных пошлин и акцизов на сырую нефть и нефтепродукты, однако с параллельным ростом НДПИ. Данный план основан на намерении сократить выпадающие доходы (которые, начиная с 2015 г. оцениваются в размере от 30 до 40 млрд. долл. США) при поставках сырой нефти из России в Казахстан и Беларусь в рамках Евразийского экономического союза.

Главным лейтмотивом внедрения системы «60-66-90-100» (а далее - «55-61-90-100») в нефтепереработке стало сокращение субсидий со стороны нефтедобычи (за счет уменьшения пошлины, что ведет к росту «нетбэка»), а также поступательная дифференциация пошлин на светлые и темные нефтепродукты (уменьшение ставок экспортных пошлин для светлых и их увеличение для темных нефтепродуктов). Итоговой целью, без учета положительного эффекта для сегмента добычи, должно было явиться снижение прибыльности выпуска темных нефтепродуктов (с соответствующим частичным закрытием неэффективных мощностей) вместе с углублением переработки на остальных заводах.

Данная цель не была достигнута прежде всего по той причине, что введение формулы «60-66-90-100» шло в несколько ином ценовом окружении. Общеизвестно, что ценовой дифференциал между нефтью и корзиной нефтепродуктов, куда входит и мазут, растет в результате роста цены на жидкие углеводороды, и наоборот. В итоге, даже несмотря на то, что увеличение пошлины на темные нефтепродукты до уровня в 66% от нефтяной пошлины серьезно понизил привлекательность экспорта мазута (в размере около 90 долл. США за одну тонну) по сравнению со ставкой 46,7% (125 долл. США за тонну) при ставке в размере 39% от нефтяной пошлины, НПЗ по-прежнему стало выгодным перерабатывать нефть в рамках простой схемы за счет сохранившегося высокого дохода от реализации светлых нефтепродуктов.

Экспертами все же принято считать, что вариации системы «60-66-90-100» достигают оптимальных параметров по перераспределению доходов между переработкой и добычей при ценах на нефть в диапазоне 90-95 долл. США за один баррель. При осуществлении дальнейших действий в отношении ликвидации межсегментного кросс-субсидирования (которые необходимы для роста эффективности всего сектора нефтепереработки) необходимо принимать во внимание жизнеспособность налоговых нововведений в рамках разных ценовых сегментов.

С целью дальнейшей оптимизации государственного регулирования экспорта нефтепродуктов в литературе встречаются предложения по созданию государственной компании в сфере нефтетрейдинга, что позволит минимизировать ценовые риски от изменения конъюнктуры мирового рынка нефти. Создание данной компании некоторыми исследователями предлагается по принципу консолидации активов ряда нефтяных компаний.

Счетная палата РФ оценивает, что в среднесрочном плане изменение среднегодовой мировой цены на нефть на один долл. за баррель приведет к дополнительным/недополученным доходам бюджета в размере от 55 до 58 млрд. руб. Чувствительность бюджетных доходов в денежном выражении существенно изменяется а зависимости от уровня цен по причине обратной связи от курса российского рубля и цен на нефть. Т.е. чем меньше цена на нефть, тем выше чувствительность доходов бюджета.

В целом, обладая рядом достоинств, система «60-66-90-100» имеет следующие недостатки: снижение ставки пошлины на нефть с 65 до 60% недостаточно для стимулирования добычи нефти; ставка в 60% не закреплена на законодательном уровне и в любой момент по решению Правительства может измениться; простая переработка получает очень высокую маржу; дифференциация ставок пошлин на дизельное топливо и бензин относительно экспортной пошлины на нефть искусственно формирует преимущества сооружения установок по гидрокрекингу по сравнению с каталитическим крекингом, тем самым вместо дефицитного бензина стимулируется производство дизельного топлива в избытке; единая экспортная пошлина на темные нефтепродукты не принимает во внимание различия в технологиях их производства; из-за разницы экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты потери бюджета составляют ежегодно около 20 млрд. долл., причем после завершения модернизации они увеличатся; принятие данной системы отложило реформу нефтедобычи на неопределенный срок.

Также следует учесть, что обязательства, которые наша страна приняла при присоединении к ВТО, серьезно ограничивают возможности выравнивания пошлин на нефть и нефтепродукты. Так, пошлины на нефтепродукты не могут быть выше заложенных в специальных формулах предельных значений. Это значит, что сближение пошлин осуществимо лишь за счет снижения пошлины на нефть. С учетом этих, а также других ограничений (например, льготы по НДПИ), специалистами энергетического центра «Сколково» были разработаны четыре базовых сценарий таможенной политики государства в отношении нефтепродуктов и нефти.

Таблица 4

Сценарии экспортных пошлин на нефтепродукты и нефть

Наиболее вероятен сценарий постепенного сближения пошлин, причем маржа переработки будет снижаться. НПЗ, которые не осуществили инвестиций в глубокую модернизацию и те, которые имеют логистическое отставание, будут на грани закрытия. В данном случае целесообразность ужесточения таможенного режима экспорта нефтепродуктов будет определяться соотношением производства и потребления бензина в стране. В целом, с учетом вышесказанного в сфере нефтепереработки государству нужен принципиально новый подход к формированию долгосрочной стратегии с учетом новейших тенденций развития мирового рынка нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1. Федеральный закон Российской Федерации от 30 сентября 2013 г. N 263-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе» // «Российская газета» - Федеральный выпуск. № 6199. 04.10.2013.

2. Постановление Правительства РФ от 26 августа 2011 г. N 716 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1155» [Электронный ресурс]. - Информационно-правовой портал «Гарант», 2014. - Режим доступа: http://www.garant.ru/hotlaw/federal/345332/#ixzz3JjwmjVc8.

3. Постановление Правительства РФ от 27 февраля 2008 г. N 118 "Об утверждении технического регламента", "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту" (с изменениями и дополнениями) [Электронный ресурс]. - Информационно-правовой портал «Гарант», 2015. - Режим доступа: http://base.garant.ru/192858/#ixzz3JjvQdNL7.

4. Выгон Г. и др. Система «60-66-90-100» и сценарии развития нефтепереработки в России. - М.: Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО, 2013.

5. Ерофеев В.И. Проблемы и перспективы развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России // В сб.: Проблемы геологии и освоения недр Труды XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 150-летию со дня рождения академика В.А. Обручева и 130-летию академика М.А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы. Национальный исследовательский Томский политехнический университет. Томск, 2013. С. 46-47.

6. Ерофеев В.И. Современное состояние нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России // В сб.: Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVI Международного симпозиума имени академика М.А. Усова. Томск, 2012. С.160-161.

7. Катюха, П.Е. Влияние конъюнктуры мирового нефтяного рынка на эволюцию российского нефтетрейдинга: автореф. канд. экон. наук: 08.00.14 / Катюха Павел Евгеньевич. - М., 2013. - 27 с.

8. Министерство энергетического развития РФ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/oilgas/oildirection/pererabotka/.

9. Нефтепереработка в России: курс на модернизацию. - «Эрнст энд Янг» (СНГ), 2014.

10. Официальная сайт агентства РБК [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://quote.rbc.ru/news/fond/2012/03/16/33592954.html/.

11. Пущик Е., Пириев Н. Долгий путь к качественному бензину // Нефть России. 2012. №3.

12. Российская нефтепереработка: векторы развития // Деловая Россия: промышленность, транспорт, социальная жизнь. 2013. №7.

13. Уважаев А.Н. Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающего комплекса в России // Российский экономический интернет-журнал. 2013. №4.

Solomonov Aleksey Pavlovich

Ryazan State Radio Engineering University

Russia, Ryazan

E-mail: Elena_solomonov@mail.ru

Features of state regulation of modernization of oil processing capacities and foreign trade in oil products in Russia

Abstract. The oil processing industry plays a significant role in development of the Russian fuel and energy complex in foreseeable prospect. However now for industry a number of problems, in particular, low competitiveness of domestic oil products in the world market is characteristic. Therefore modernization and reconstruction are the fundamental directions of state regulation of the industry. Only in the 2000th the Russian oil and gas companies had incentives to modernization of the refinery capacities. However the companies aren't always interested in increase in depth of oil refining. A number of the complex decisions concerning optimization of export duties on oil products was accepted in for several years, and differentiation of rates of duties on oil and oil products in fact was a subsidy for oil processing which didn't promote increase of investment activity in the industry. In 2011 in Russia the state program of modernization of oil processing that promoted growth of investments was accepted, however shortcomings of the taxation of oil production remain a key problem of its development. Besides, at the Russian oil refineries not enough secondary capacities for processing. At last, accession of Russia to the WTO limits possibilities of alignment of duties on oil and oil products. Therefore in the long term not modernized oil refineries have less opportunities for development and will be on the verge of bankruptcy.

Keywords: world market of oil; oil refineries; oil processing; customs duties; fuel and energy complex; oil products; WTO.

Размещено на Allbest.ru