Государственная инвестиционная политика нефтяного комплекса

В условиях действующей налоговой системы, при которой объем начисленных налогов зачастую превышает налогооблагаемую базу, с одной стороны, и низком платежеспособном спросе потребителей углеводородов (высокой доле кредиторской задолженности), с другой, дебиторская задолженность НК (неплатежи комплекса в бюджет) превращается в основной источник инвестиций, поскольку выплачивать полностью, и тем более на 100% “живыми” деньгами, все начисляемые налоги и одновременно осуществлять необходимую для расширенного, или хотя бы для поддержания простого, воспроизводства инвестиционную деятельность НК не в состоянии.

 

2.2. Трудности преодоления дефицита инвестиций и формирования благоприятного инвестиционного климата

 

В современных условиях главным источником инвестиций в основной капитал продолжают оставаться собственные средства предприятий НК. Их доля, включающая их заемные средства, в общем объеме инвестиций в 1998 году составила 86%, из которых более 3/4 приходится на амортизацию и 1/8 часть – на прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятий. Кроме того, на инвестиционные цели в 1998 году были привлечены кредиты банков по международным кредитным соглашениям – менее 2% от общего объема инвестиций, и другие источники – около 10% (в основном заемные средства других организаций).

Чрезвычайно высокая доля собственных средств в структуре инвестиций свидетельствует о вынужденной нацеленности инвестиционных программ компаний комплекса на решение текущих задач, на возмещение выбытия действующих мощностей не столько за счет новых открытий, сколько за счет поддержания добычи на действующих месторождениях.

Низкая доля иностранных заемных средств в общем объеме инвестиций свидетельствует о непривлекательности российского инвестиционного климата даже в таких традиционно и повсеместно пользующихся повышенным инвестиционным спросом отраслях, как нефтяная и газовая отрасли. Это лишает компании НК возможности эффективно распределять риски финансирования новых капиталоемких инвестиционных проектов по разведке и добыче углеводородов (обычно порядка 80–85% финансирования таких проектов обеспечивается за счет заемных средств), а значит увеличивает финансовые издержки осуществления таких проектов.

Важнейшим сдерживающим фактором инвестиций являются неплатежи. В условиях действующей налоговой системы, при которой объем начисленных налогов зачастую превышает налогооблагаемую базу, с одной стороны, и низком платежеспособном спросе потребителей углеводородов (высокой доле кредиторской задолженности), с другой, дебиторская задолженность НК (неплатежи комплекса в бюджет) превращается в основной источник инвестиций, поскольку выплачивать полностью, и тем более на 100% “живыми” деньгами, все начисляемые налоги и одновременно осуществлять необходимую для расширенного, или хотя бы для поддержания простого, воспроизводства инвестиционную деятельность НК не в состоянии.

Дополнительным фактором нестабильности и ухудшения финансового положения нефтяных компаний является периодический пересмотр правил доступа производителей к экспортным транспортным мощностям, что уже само по себе увеличивает риски невозврата в установленные сроки обеспеченных экспортными поставками кредитов, без компенсации ущербов, вызванных такими пересмотрами. Последним в этой области стал запрет на экспорт нефти предприятиям-должникам, предусмотренный пунктом 2 Постановления Правительства РФ от 2 июня 1999 года № 589 “Об урегулировании задолженности нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих организаций по налогам и сборам и обеспечении полноты уплаты ими налоговых платежей в федеральный бюджет”. В условиях кризиса неплатежей предприятия лишаются таким образом возможности когда-либо погасить долги перед бюджетом. С другой стороны, в этих условиях для погашения задолженности перед бюджетом предприятия вынуждены брать кредиты на худших условиях обеспечения, т. е. по более дорогой цене, что еще больше увеличивает их кредиторскую задолженность.

Наглядным примером отсутствия существенных улучшений инвестиционного климата в нефтяном комплексе России является динамика числа совместных предприятий (СП). Создавались СП в основном в конце 80-х и начале 90-х годов, в период “больших ожиданий” по открытию российской экономики для иностранных инвестиций. Как правило, СП работают на месторождениях, имеющих сложные геологические условия или высокую степень истощения запасов, но имеют лучшие показатели, чем отрасль в целом. К середине 90-х годов число СП превысило 60 (42 добывающих СП, владеющих лицензиями на разведку и разработку месторождений, и порядка 20-ти сервисных СП, оказывающих технические и производственные услуги или совмещающие разведку/добычу нефти с работами сервисного или экологического характера). Однако за последние 3 года не создано ни одного СП. Более того, иностранные инвесторы ищут способы с минимальными потерями выйти из учредителей СП и уйти из страны, не оправдавшей их ожидания, в государства с более благоприятным инвестиционным климатом в нефтяном комплексе.

Основная причина этого явления заключается в том, что все СП создавались на принципах проектного финансирования (как самоокупаемые проекты) и учитывали в технико-экономических обоснованиях их создания экономико-правовую среду, существовавшую в России на момент учреждения СП.

В значительной степени сложившееся положение стало результатом отсутствия единой долгосрочной государственной стратегии в нефтяном комплексе, должной обеспечивать стабильные, разумные и прозрачные правила взаимодействия государства и хозяйствующих субъектов.

При выработке такой стратегии было бы целесообразно обеспечить системный подход, без чего не представляется возможным создание условий, позволяющих сбалансировать в достаточной степени противоречивые интересы сторон инвестиционного процесса (государства, компании-инвестора, поставщиков товаров и услуг, представителей финансово-банковского сообщества). Только в этом случае возможно создание благоприятного инвестиционного климата, что является рекомендуемым условием стабильности процессов воспроизводства в нефтяном секторе экономики России. А это, в свою очередь, является залогом энергетической и финансовой безопасности страны.

При сохранении существующей в НК налоговой и амортизационной политики и структуры источников инвестиций, в которой доминируют собственные средства, наращивание капиталовложений в целях обеспечения расширенного воспроизводства комплекса может быть обеспечено только за счет роста цен, что, скорее всего, сразу же натолкнется на ограничения платежеспособного спроса потребителей. В этих условиях обеспечить наращивание инвестиций можно только за счет:

– изменения налоговой политики (уменьшения доли налогов в цене, как минимум, до уровня их фактической собираемости);

– ускоренных норм амортизации оборудования;

– снижения номенклатуры существующих рисков (для повышения прибыли).

Либерализация, повышение гибкости и адаптивности налогового режима и снижение рисков инвестиционной деятельности (в первую очередь, институциональных, то есть зависящих от механизма и институтов принятия решений государством) есть существенный элемент повышения инвестиционной привлекательности России. После августа 1998 года привлечение инвестиций под суверенную гарантию государства стало практически невозможным. Уход значительной части нерезидентов с фондового рынка России обвально сузил возможности корпоративного финансирования, то есть привлечение инвестиций под гарантии российских корпораций. Остается единственная возможность привлечения инвестиций, причем не финансовых, то есть в основном спекулятивных, а прямых инвестиций, являющихся носителями НТП, от стратегических инвесторов на долгосрочной основе. Это – проектное финансирование, то есть привлечение инвестиций на реализацию конкретного проекта, где возврат инвестиций обеспечивается за счет финансовых потоков, генерируемых самим проектом.

Проблема снижения издержек.

В НК сложился арсенал таких технологий, доработка и массовое применение которых смогут кардинально повысить эффективность освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, составляющих ресурсную основу отечественной нефтедобычи. В их числе:

– разработка месторождений системой горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин – рост дебитов в 2–10 раз;

– различные виды гидроразрыва пласта и рациональное объединение нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект – увеличение дебита скважин в 2–3 раза;

– избирательная индивидуальная закачка воды – увеличение дебита скважин в 1,2 раза и т. д.

Несмотря на то, что в настоящее время предприятиями Российской Федерации освоено около 90% номенклатуры необходимого нефтяного оборудования, его технический уровень и качество в большинстве случаев уступают лучшим мировым образцам. К примеру, стоимость закупаемых за рубежом шарошечных долот в 3–4 раза выше аналогичных отечественных. Однако, проходки, которые можно достичь при бурении скважин этими долотами, в 5, а иногда даже в 10 раз выше, чем отечественными долотами (средняя проходка импортного долота составляет порядка 800 м, отечественного – 150 м). Резко уменьшается число спускоподъемных операций, что делает стоимость метра проходки импортными долотами примерно в 1,5 раза ниже, чем отечественными. Аналогично обстоит дело и со штанговыми глубинными насосами. Так называемая “наработка на отказ” у импортных ШГН превышает 1 000 суток, против 300–400 суток у отечественных. Поэтому при существенно большей цене применение импортных ШГН обеспечивает в 1,2–1,5 раза более высокую суммарную эффективность.

В условиях недофинансирования производства отечественного оборудования для НК, в том числе на предприятиях бывшего ВПК, нефтяные компании сами вкладывают в него значительные средства.

 

3. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РФ

 

Для большего поддержания нефтяной и газовой отрасли были созданы в 2008 и 2009 годах генеральные схемы развития нефтяной и газовой отрасли соответственно. Целью данных документов является обеспечение максимизации экономического эффекта функционирования отрасли в долгосрочной перспективе без снижения сегодняшнего уровня ежегодных налоговых поступлений (как уже было сказано ранее). 
Генсхема определяет перспективные показатели развития отрасли:

• уровень добычи нефти и газа, обеспечивающий максимальный экономический эффект и бюджетные поступления;
• объем нефте и газопереработки;
• развитие транспортной инфраструктуры, необходимое для обеспечения внутренней и экспортной доставки целевых объемов нефти, нефтепродуктов а так же газа и газового конденсата.

Основные выводы по Генсхеме развития нефтяной отрасли.

• Целевой профиль добычи нефти наиболее оптимально обеспечивает распределение нагрузки между государством и инвестором, предполагает стабилизацию ежегодной добычи нефти в период до 2020 года на уровне 505 млн. тонн.
• Необходимо определить оптимальный налоговый режим в добыче нефти, обеспечивающий максимальные налоговые поступления и максимальную стоимость отрасли для страны при приемлемой сложности администрирования режима. (Такая работа ведется Минэнерго России с заинтересованными ФОИВ и НК).
• Сохранение объемов нефтепереработки на текущем уровне 230-240 млн. тонн при увеличении глубины переработки до 85% в 2020 году обеспечит максимальный вклад нефтепереработки в экономику страны.
• Выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты вместе с грамотным управлением дифференциалом между пошлиной на нефть и нефтепродуктами являются ключевыми рычагами для достижения поставленных целей.

Завершение текущих диверсификационных проектов и реализация проектов по подключению новых центров добычи обеспечат гибкую и устойчивую к смене рынков инфраструктуру, хеджирующих страновые транзитные риски. 

 
Рис. 3. Данные по Генеральной схеме развития нефтяной отрасли.

 
Так же данный документ предусматривает следующее изменение: Минэнерго и Минфин совместно с Роснедрами подготовили проект стимулирования разработки месторождений труднодобываемой нефти, который предполагает значительные скидки по налогам для нефтяников. Все такие месторождения в зависимости от сложности их эксплуатации предлагается разделить на две группы, которым будут даны разные скидки на НДПИ. Льготы планируется закрепить за месторождениями на семь лет для проектов первой группы и на десять лет для второй. Кроме того, будет создан резерв для ликвидации скважин. 
Скидки нефтяники могут получить, только если месторождения сейчас не разрабатываются из-за нерентабельности, а уровень их выработанности на 1 января 2013 года не должен превышать 1%. Предполагается, что освоение проблемных месторождений принесет бюджету к 2015 году до $2 млрд. налогов, а к 2032 году — более $62 млрд.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Инвестиционная политика в нефтяном комплексе представляет собой регламентацию инвестиционной деятельности в отраслевом разрезе с целью возрождения экономики нефтяного комплекса, ликвидации структурных деформаций, формирования благоприятной рыночной среды для эффективного функционирования отраслевой экономики с учетом избранных приоритетов, интеграции экономики отрасли в единое экономическое пространство в пределах РФ.