Мурадян Филипп Артурович, Ведущий аналитик отдела корпоративных и суверенных рейтингов «Эксперт РА» |
Рост цен на топливо на экспортных рынках, что связано с ростом мировых цен на нефть, при стабильном валютном курсе автоматически привел к росту цен внутри страны
В 2018 г. рублевые цены на нефть выросли более чем на 40%, обеспечив, с одной стороны, рекордные показатели прибыли нефтяного сектора, а с другой — рекордный рост цен на топливо. Рост цен на топливо на экспортных рынках, что связано с ростом мировых цен на нефть, при стабильном валютном курсе автоматически привел к росту цен внутри страны.
О том, стоит ли нефтедобывающим компаниям переводить свои месторождения на новый режим налогообложения, и о плюсах и минусах демпфирующего механизма порталу «Нефть и Капитал» рассказал ведущий аналитик по корпоративным рейтингам «Эксперт РА» Филипп Мурадян.
«НиК»: В чем суть вступившего в силу в 2019 г. пилотного проекта по налогообложению добавленного дохода нефтяных компаний?
— Стандартный режим НДПИ предполагает, что компания-недропользователь уплачивает налог на выручку от реализации объема добытой нефти вне зависимости от понесенных затрат. При применении НДД налоговой базой будет разница между выручкой и затратами по добыче, подготовке и транспортировке нефти.
Нефтедобывающим компаниям имеет смысл переводить месторождения на новый режим налогообложения только в том случае, если он сулит им существенные экономические выгоды — у компаний с 2019 г. появилась возможность оптимизировать налоговую нагрузку по части месторождений, удовлетворяющих критериям участия в проекте НДД.
Таким образом, компании естественным образом будут получать льготы при разработке трудноизвлекаемых запасов, характеризуемых более высокими затратами на добычу. Доля этих запасов в структуре добычи отрасли в будущем будет только расти.
«НиК»: От каких факторов будет зависеть доход компаний в 2019 г., кроме цены на нефть, и какие параметры агентство положило в основу прогнозной отраслевой модели в 2019 г.?
— Мы ориентируемся на средний курс рубля к доллару в прогнозном периоде на уровне 67 руб., цену на нефть сорта Brent — $62,5 за баррель и консервативно полагаем, что добыча нефти снизится в 2019 г. на 2% как следствие действия соглашения в формате ОПЕК+.
«НиК»: Можно ли кратко охарактеризовать суть налоговых изменений, которые происходили в отрасли нефтедобычи и переработки за последние годы? К чему они привели? Какой эксперимент был признан удачным, какой — нет?
— С 2015 г. правительство проводило в отрасли большой налоговый маневр, в рамках которого поэтапно снижалась экспортная пошлина на нефть и рос НПДИ. Вместе с ними изменялись и экспортные пошлины на нефтепродукты, которые зависят от размера экспортной пошлины на нефть. Для того чтобы дать толчок модернизации НПЗ, регулятор снизил размер экспортных пошлин на светлые нефтепродукты и повысил — на темные. Но это не помогло полностью компенсировать негативный эффект от снижения экспортной пошлины на нефть на маржу переработки. Дело в том, что при сокращении размера экспортной пошлины на нефть одновременно сокращается и объем получаемой НПЗ таможенной субсидии.
Напомню, что ценообразование как на нефть, так и на нефтепродукты на внутреннем рынке определяется обычно принципом экспортного паритета. Это означает, что, например, стоимость сырья для НПЗ зависит от экспортной рублевой цены на нефть, стоимости транспортировки нефти до экспортных базисов и размера экспортной пошлины.
Экспортная пошлина, по сути, субсидия для внутреннего потребителя, поэтому ее снижение равноценно удорожанию товара для последнего.
НПЗ работает на марже, которая в том числе определяется разницей между стоимостью реализованного нефтепродукта и стоимостью сырья. Так как экспортная пошлина на нефтепродукт определяется в процентном отношении к экспортной пошлине на нефть, НПЗ регулярно получает так называемую таможенную субсидию. Сокращение экспортной пошлины на нефть в абсолютном выражении приводит при прочих равных к сокращению объема субсидирования.
Под «прочими равными» я имел в виду прежде всего рублевые цены на нефть. Они определяют размер экспортной пошлины и, соответственно, таможенного субсидирования НПЗ. Это серьезный недостаток действующей системы субсидирования, изначально создававшейся для компенсации НПЗ логистического отставания от европейских конкурентов. Субсидирование транспортных затрат не должно зависеть от конъюнктуры рынка нефти.
«НиК»: Какие поправки в Налоговый кодекс, связанные с завершением налогового маневра, приняты в 2018 г., что они означают для отрасли, как они будут реализованы? Что такое обратный акциз на нефть и чем он отличается от других преференций и льгот? Кто из компаний может претендовать на получение обратного акциза?
— Правительство утвердило поэтапную отмену экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, которая будет происходить в течение ближайших 6 лет. Как и ранее, снижение размера пошлин будет сопровождаться ростом НДПИ, но на этот раз они будут в точности компенсировать друг друга. Таким образом, для нефтедобывающей компании условия не изменятся. Дальнейшее снижение пошлины вплоть до ее отмены равноценно полному сворачиванию косвенного субсидирования переработки, что делать не предполагалось. Поэтому и был придуман обратный акциз на нефть, призванный сохранить прежние налоговые условия для НПЗ. Поскольку сам маневр был концептуально задуман для ограничения объемов косвенного субсидирования и придания ему целевого характера, разработаны критерии получения компенсаций в виде обратного акциза. Их могут получить только НПЗ, которые поставляют на внутренний рынок бензин класса Евро-5 или нафту для нефтехимических предприятий в объеме не менее 10% от структуры выпуска. Другой путь — заключение с Минэнерго инвестиционных соглашений на проведение программы модернизации. Кроме того, акциз автоматически распространяется на НПЗ компаний, находящихся под санкциями.
«НиК»: Какой объем российских перерабатывающих мощностей сохранит на 2019 г. свое субсидирование? Возможна ли отмена субсидий?
— В начале 2019 г. подписаны 9 инвестиционных соглашений; около 98% мощностей российской нефтепереработки сохранили субсидии. При этом НПЗ по соглашениям обязаны ежегодно отчитываться перед Минэнерго о ходе исполнения плана капвложений. В случае выявления отклонений от плана возможна отмена субсидирования.
«НиК»: Каковы для отрасли последствия роста цены на нефть в 2018 г. почти на $20 за баррель на фоне стабильности курса рубля? В чем позитив и негатив этого для компаний и для потребителя?
— Это позитив для нефтедобывающих компаний и с недавних пор негатив для конечного потребителя.
Если ранее рост цен на нефть приводил к укреплению рубля, что положительно сказывалось на благосостоянии населения, то сейчас эта корреляция нарушилась. Это связано с применением Минфином бюджетного правила по закупке иностранной валюты, а также влиянием санкций.
В 2018 г. рублевые цены на нефть выросли более чем на 40%, что обеспечило рекордные показатели прибыли нефтяного сектора с одной стороны и рекордный рост цен на топливо с другой. Как я уже говорил, цены на нефтепродукты на внутреннем рынке определяются по принципу экспортного паритета; рост цен на топливо на экспортных рынках, который связан с ростом мировых цен на нефть, в условиях стабильного валютного курса автоматически приводит к росту цен на топливо внутри страны.
У цен на топливо на российском рынке есть интересное свойство — в отсутствие явного регулирования они все же исторически росли сопоставимо с уровнем инфляции, но не снижались даже в периоды низких цен на нефть. Первое объясняется относительной стабильностью рублевых цен на нефть, второе — ростом акцизов. Первое условие перестало выполняться, акцизы не снижались, что и привело к топливному ценовому кризису.
«НиК»: В октябре 2018 г. для сдерживания цен на топливо Минэнерго, ФАС, ВИНКи и независимые НПЗ подписали соглашение о заморозке цен, в соответствии с которым до 31 марта 2019 г. по регионам устанавливались потолки цен на оптовом рынке. Как выполняется это соглашение? К чему оно привело?
— В случае неисполнения соглашения регулятор имел право ввести заградительные экспортные пошлины на нефтепродукты, и оно исполнялось. По итогам последнего совещания в правительстве принято решение о продлении заморозки цен и об отказе от права введения этих заградительных экспортных пошлин в обмен на установление механизма лицензирования экспорта. Продление соглашения официально объясняется тем, что регулятору нужно время на создание механизма лицензирования.
Вполне возможно, что решение о продлении соглашения о заморозке, то есть продолжение целевого регулирования цен на рынке, также было мотивировано серьезными вопросами к работе демпфирующего механизма, который идейно должен автоматически регулировать ситуацию на топливном рынке.
«НиК»: В чем суть внедренного демпфирующего механизма на топливном рынке? В чем вы видите его недостатки?
— Идейно демпфер предполагает, что в обмен на обязательство НПЗ поддерживать стабильные цены на внутреннем топливном рынке им будет компенсирована упущенная выгода, определяемая альтернативной выручкой, которую они бы получили при реализации топлива на экспорт (экспортным нетбэком).
Механизм предусматривает отрицательный размер компенсации в случае, если величина экспортного нетбэка на топливо опускается ниже условной оптовой цены, что может стимулировать переработчиков повышать цены реализации для его оплаты. Это самый очевидный недостаток механизма.
Другой важнейший момент — платежи по демпферу, положительные или отрицательные, никак не зависят от реальной прибыли или убытка НПЗ на внутреннем рынке, поскольку не зависят от реальных цен. Единственная связь с внутренним рынком в механизме — требование по нахождению фактических средних оптовых цен в 10%-м коридоре условных оптовых цен. Из-за этого в 2019 г. уже возникла парадоксальная ситуация, когда НПЗ, неся убытки при реализации автобензина на внутреннем рынке, дополнительно обязаны были осуществить выплаты в рамках демпфера.
Из прочих недостатков мы выделяем возможность скачкообразных изменений платежей по демпферу при минимальных изменениях конъюнктуры, что затрудняет прогнозирование денежных потоков НПЗ, а также неопределенность будущих платежей по демпферу в начале каждого месяца. Фактически регулятор предполагает, что НПЗ должны самостоятельно прогнозировать будущие платежи по демпферу, чтобы учесть их в ценообразовании. Это означает, что прогнозирование будущих цен на нефтепродукты на экспортном рынке не может быть выполнено с должной степенью точности. Логично предположить, что НПЗ постарается максимально завысить цену на продукцию, чтобы минимизировать объем потенциальных убытков по демпферу. Удивительно, но объем убытков по демпферу, платежей в пользу бюджета по механизму, никак не зависит от того, какую цену на топливо установит НПЗ. Объем платежа будет зависеть исключительно от того, насколько экспортная цена в портах Северо-Западного округа будет ниже той условной оптовой цены, что установит регулятор.
Получается, механизм противоречит изначальной цели его создания — сдерживанию цен на топливо. Еще один казус в том, что никому непонятно, как регулятор будет поступать с участниками рынка, строго исполняющими требование продавать топливо по ценам в 10-процентном диапазоне условной оптовой цены, в случае если значительная часть игроков уклонится от этой обязанности и средняя фактическая оптовая цена топлива выйдет за рамки установленного коридора. Будет ли этот участник рынка несправедливо лишен компенсации?
Выходя за рамки обсуждения ситуации на топливном рынке, я бы отметил еще один важный недостаток текущего регулирования в отрасли. Действующая версия демпфирующего механизма предполагает, что бюджетные компенсации НПЗ будут частично финансироваться за счет роста НДПИ для добывающих компаний. Возникает ситуация, когда даже компания, не имеющая собственной переработки, может столкнуться с ростом налоговой нагрузки из-за изменения конъюнктуры топливного рынка. В правительстве обсуждается вопрос снижения условной оптовой цены по демпферу, что потенциально увеличит объем компенсаций НПЗ, но велик риск, что все будет профинансировано за счет добывающего сегмента.
«НиК»: Способен ли плавающий акциз на топливо нивелировать недостатки демпфирующего механизма?
— Да, по нашему мнению, плавающий акциз способен исправить недостатки демпфирующего механизма, оказав стабилизирующее влияние на топливные цены.
Величина акциза должна зависеть от рублевой цены на нефть на мировых рынках, заменив действующие фиксированные ставки. Основная причина роста цен на топливо в 2018 г. — рост рублевых цен на нефть. В случае повторения этого сценария уменьшение ставки акциза компенсирует рост экспортного нетбэка на топливо, не допустив его удорожания для внутреннего потребителя.
«НиК»: В чем разногласия между Минэнерго и Минфином по мерам компенсации для нефтедобывающей отрасли и переработки?
— От поступлений с фиксированных акцизов на топливо зависит финансирование дорожного строительства. Бюджет на 2019 г. уже утвержден, заменить фиксированный акциз на плавающий нет возможности. В течение года мы будем наблюдать дискуссии Минэнерго и Минфина по этому вопросу, а также по вопросу корректировки параметров демпфера как временного «костыля» текущей ситуации.
«НиК»: Какие события на рынке или решения правительства могут сказаться на выручке нефтегазового сектора в 2019 г.?
— В первую очередь я бы выделил события на мировом рынке.
Важно отслеживать информационный фон как минимум по четырем направлениям: это темпы роста добычи в США, ограничения со стороны Соединенных Штатов на экспорт иранской нефти, ситуация в Венесуэле, новости по соглашению ОПЕК+.
Например, до мая 2019 г. Китай и Индия могут покупать иранскую нефть, не нарушая санкционный режим США. Будут ли продлены преференции для этих стран со стороны США — неизвестно. У американской администрации, по сути, имеется рычаг давления на мировые цены на нефть в том смысле, что она может так или иначе регулировать объем предложения иранской нефти через изменение допустимых объемов реализации крупнейшим покупателям. Неопределенность остается и по возможному продлению соглашения ОПЕК+ на 2019 г. Все это будет оказывать значимое влияние на нефтяные котировки и прибыльность сектора. На прибыльность сектора нефтепереработки малопредсказуемое влияние могут оказать итоги действия демпфирующего механизма, что увеличивает риск некредитоспособности независимых НПЗ. Для нефтедобывающих компаний действие демпфера в действующей редакции может при прочих равных привести к снижению EBITDA на 3%.
Беседовала Елена Гостева
Источник: Нефть и Капитал