Реформа в отрасли
Весной 2018 года переработка нефти устремилась в сторону экспортной альтернативы, как следствие, случилось ослабление рубля, увеличились экспортные цены на нефтепродукты. Это повлекло за собой повышение стоимости моторного топлива на внутреннем рынке.
В июне 2018 года принято решение о заморозке розничных цен на моторные топлива на уровне конца мая и снижении ставок акцизов на автобензин и дизель.
Осенью 2018 года происходила аналогичная ситуация с ослаблением рубля и увеличением экспортных цен.
В самом начале января 2019 года произошло увеличение налоговой нагрузки на нефтепереработку: увеличение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), повышение акцизов в 1,5 раза, рост НДС, рост тарифов на транспортировку нефти и нефтепродуктов. Увеличение налогов привело к нерентабельности нефтеперерабатывающих предприятий.
«Шарахнули эти две налоговые реформы, два налоговых маневра — и все. Мы с вами стояли не так давно и доказывали, что за последние два года инвестиции в нефтепереработку в стране равны… Фактически ноль — инвестиции в нефтепереработку. И это два налоговых маневра под гарантии фактически государства»
Герман Греф, президент, председатель правления «Сбербанка»
С целью стабилизации ситуации на внутреннем рынке был разработан демпфер как часть завершения налогового маневра. Демпферный механизм включает в себя постепенную отмену экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, пропорциональное увеличение НДПИ на нефть к 2024 году и трансформацию действующего механизма таможенной субсидии за счет нового инструмента — «отрицательного акциза».
Формула расчета «отрицательного акциза». Как разъяснили в Аналитическом центре при правительстве РФ, эта формула устроена таким образом, что общий размер средств, которые заводам будут возвращать из бюджета, равен текущей величине таможенной субсидии, при этом величина «отрицательного акциза», предполагаемая к вычету, увеличивается на значение демпфера (Кдемп), который рассчитывается как:
Кдемп = [ (Даб + Фаб) × Vаб + (Ддт + Фдт) × Vдт] × Ккомп,
где:
- коэффициент Ккомп на 2019 год принимается равным 0,6;
- Vаб и Vдт — объемы автомобильного бензина и дизельного топлива, реализуемые на внутреннем рынке;
- Даб и Ддт — разница между средней ценой экспортной альтернативы для автомобильного бензина и дизельного топлива, рассчитанная в морских портах Северо-Западного ФО, и условным значением средней оптовой цены реализации автомобильного бензина и дизельного топлива в России на 2019 год (56 тыс. руб./т и 50 тыс. руб./т соответственно);
- Фаб и Фдт — компенсационные надбавки для автомобильного бензина и дизельного топлива, которые принимаются равными 5600 руб./т и 5000 руб./т соответственно, если Даб и Ддт больше 0, и 0 во всех остальных случаях;
- Кдемп равен 0, если фактические внутренние оптовые цены на автомобильный бензин или дизельное топливо более чем на 10% превышают условные значения.
Рост маржи и ожидания
Согласно оценке Аналитического центра при правительстве РФ, по итогам первого полугодия 2019 года суммарные компенсационные выплаты нефтяным компаниям, с учетом общего объема поставок на российский рынок, по автомобильному бензину могли составить 50 млрд руб., по дизельному топливу — 90 млрд рублей.
Однако маржа в первом квартале условного завода в европейской части России находилась вблизи нулевых отметок.
По данным «ЦДУ ТЭК», отрицательная маржа за первый квартал 2019 года наблюдается у Киришинефтеоргсинтеза и Туапсинского НПЗ. В сравнении с первым кварталом 2018 года наибольшее снижение маржи у Туапсинского НПЗ (–151,7%), Московского НПЗ (–87,6%), Антипинского НПЗ (–70,3%) и КНПЗ-КЭН (–52,7%). В целом по нефтеперерабатывающим заводам фиксируется увеличение (+8,0%).
По итогам первого-второго кварталов 2019 года в сравнении с тем же периодом прошлого года происходит незначительное увеличение маржи по отрасли (+1,2%). Наибольшее снижение у Туапсинского НПЗ (–128,2%), Антипинского НПЗ (–83,1%), ТАНЕКО (–75,4%) и Марийского НПЗ (–50,6%).
В июле 2019 года внесены изменения в формулу расчета демпфера. Были снижены условные оптовые цены реализации моторных топлив, расширены границы возможного отклонения фактической оптовой цены реализации дизельного топлива от условной средней цены до 20% (для авто бензина цифра осталась неизменной — 10%). Введены дальневосточные надбавки, исключены компенсационные надбавки Фаб и Фдт, принято решение о дифференциации значений коэффициента Ккомп (0,75 — для автобензина до конца 2019 года, 0,68 — с 2020 года; 0,7 — для дизельного топлива до конца 2019 года, 0,65 — с 2020 года).
Кдемп = Даб × Vаб × Каб_комп + Ддт × Vдт × Кдт_комп + Ддв_аб ×Vдв_аб + Ддв_дт × Vдв_дт
Выпадающие доходы бюджета предполагается восполнить за счет увеличения НДПИ.
«Налоговый манёвр предусматривает, в первую очередь, стимулы для развития отечественной нефтеперерабатывающей отрасли, производства высококачественных бензинов, дизельного топлива класса 5. Для того чтобы стимулировать инвестиции в нефтепереработку»
Александр Новак, министр энергетики РФ
Цифры говорят о многом
Насколько работоспособны стимулы в нефтепереработке, можно понять по данным статистики. Так, согласно информации «ЦДУ ТЭК», по состоянию на 1 января 2019 года в 2018 году было инвестировано в нефтеперерабатывающую отрасль 212,5 млрд руб. (–69,8 млрд руб. в сравнении с 2017 годом), в том числе объекты производственного назначения 212,4 млрд руб. (–65,7 млрд руб. в сравнении с 2017 годом).
Наибольшее увеличение инвестиций в 2018 году наблюдалось на Ангарской НХК (+7,1 млрд руб.), Ачинском НПЗ (+4,2 млрд руб.), Омском НПЗ (+11,6 млрд руб.) и Нижегороднефтеоргсинтезе (+4,2 млрд руб.).
Максимальное снижение капитальных вложений наблюдается у ТАИФ-НК (–31,4 млрд руб. к 2017 году), Московском НПЗ (–25,0 млрд руб.), Орскнефтеоргсинтезе (–9,0 млрд руб.) и Киришинефтеоргсинтезе (–8,9 млрд руб.).
По состоянию на 1 июля 2019 года за первый-второй кварталы 2019 года в предприятия нефтеперерабатывающей промышленности было инвестировано 90,9 млрд руб. (+7,5 млрд руб. в сравнении с аналогичным периодом прошлого года).
Положительная динамика наблюдается у заводов: КНПЗ-КЭН, Омского НПЗ, Новошахтинского ЗНП и ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтеза. Наибольшее снижение у Марийского НПЗ (–87,2%), Афипского НПЗ (–85,0%) и Антипинского НПЗ (–84,2%).
Привлеченные и собственные средства
По данным «ЦДУ ТЭК», доля привлеченных средств в инвестициях нефтеперерабатывающих предприятий по итогам 2018 года составила 32%, против 68% собственных средств. Из бюджета РФ инвестировано не было. Для сравнения: в 2017 году доля привлеченных средств составила 42%, из них бюджетные средства составили 2,3 млн рублей.
В динамике за 2014–2018 года наблюдается сохранение величины объемов инвестирования из собственных средств нефтеперерабатывающих предприятий за последние три года. Разница в общих объемах инвестиций возникает за счет привлеченных средств, что отражает готовность предприятий к займу кредитных средств.
Технологическое перевооружение
Чистыми инвестиционными расходами являются затраты, направленные на строительство новых производственных мощностей. В 2018 году были введены в эксплуатацию установки:
- изомеризации «Пенекс», платформинга и гидроочистки бензина на Антипинском НПЗ;
- комплекса получения высокооктановых компонентов бензина ЛК-2Б на Киришинефтеоргсинтезе;
- каталитического риформинга, гидроочистки топлив, изомеризации, установки замедленного коксования на ТАНЕКО;
- гидрокрекинга на Орскнефтеоргсинтезе;
- гидроочистки дизельного топлива (после реконструкции) на Рязанской НПК.
В течении 2019–2022 годов планируются строительство и реконструкция следующих установок:
- изомеризации на Нижегороднефтеоргсинтезе;
- комбинированной установки по производству автомобильного бензина на Яйском НПЗ;
- алкилирования на ТАНЕКО и Ангарской НХК;
- установки получения МТБЭ на ТАНЕКО и Сызранском НПЗ;
- каталитического крекинга на Сызранском НПЗ, ТАНЕКО и Газпром нефтехим Салавате;
- гидроочистки бензина каталитического крекинга на Ангарской НХК;
- гидрокрекинга на Новокуйбышевском НПЗ;
- гидроочистки дизельного топлива на Ангарской НХК, Новокуйбышевском НПЗ, ТАНЕКО и ВПК-Ойл;
- установки замедленного коксования на Башнефть-УНПЗ;
- гидроочистки тяжелого газойля на ТАНЕКО.
Темпы модернизации
Эксперты сходятся во мнении, что темпы, которыми идет процесс модернизации, недостаточно активны. Более того, реально они ниже, чем в предыдущие годы. Так, например, в период с 2016–2017 годов было введено в строй новых 9 установок и ещё 5 установок после реконструкции, а в 2018 году тоже 9 новых установок и одна — после реконструкции. Но при этом нужно учитывать, что в 2018 году были запущены и те установки, которые не успели доделать в предыдущие годы.
Вопрос об эффективности стимулов
Отсутствие стабильного налогового режима, по мнению отраслевых экспертов, не придает нефтеперерабатывающей промышленности уверенности в развитии своих долгосрочных проектов, что вынуждает замораживать существующие и откладывать реализацию даже наиболее важных решений из всего списка планируемых.
Увеличение маржи (+1,2% к первому-второму кварталу 2018 года) и объема инвестиций (+7,6%) за первый-второй квартал 2019 года дает повод задуматься о работоспособности «стимулов» налогового маневра. Помогут ли последние нововведения развитию нефтепереработки и привлечению инвестиций? Вопрос пока открыт.
