4. Проблемы и задачи
месторождение нефтяной промышленность
Если оценивать ситуацию в нефтедобывающей промышленности Казахстана, то, отмечая ее рекордные показатели в последние годы, все же приходится констатировать, что основные объемы и темпы прироста добычи достигаются за счет трех мегапроектов: Тенгиза, Карачаганака и Кашагана. Остальная часть отрасли, несмотря на большие перспективы, переживает период стагнации.
Новый Кодекс РК «О недрах и недропользовании», несмотря на возлагавшиеся на него надежды, не только не решил накопившихся проблем, но, более того, официально узаконил многие из них. Большинство этих проблем были отражены в отчетах ассоциации KAZENERGY за 2017-2021 годы. Условно их можно поделить на несколько направлений.
Первое. Уровень прибыльности нефтедобывающей отрасли не компенсирует риски инвесторов, связанные с самой разведкой и добычей нефти, а также риски, порожденные нестабильным правовым регулированием в РК. Из-за снижения инвестиционной привлекательности отрасли произошел спад не только внутренних инвестиций частного сектора, но и прямых иностранных инвестиций. Сократились масштабы геологоразведочных работ, снизилась добыча на существующих месторождениях, а на новых - практически обнулился прирост запасов.
Второе. Превалирование толлинговой схемы как основной схемы производства и сбыта нефтепродуктов привела к исключению нефтеперерабатывающих заводов из коммерческой цепочки получения прибыли. В итоге у НПЗ нет стимулов к дальнейшему развитию и увеличению конкурентоспособности. Деятельность НПЗ целиком и полностью лежит на плечах государства (через госкомпании), что не позволяет высвободить бюджетные средства для решения более приоритетных задач общества. Действующая схема толлинга представляет собой цепочку: недропользователь - давалец - переработчик нефти - АЗС, причем основная часть прибыли оседает в карманах доминирующих давальцев. Данная схема снижает стимулы к нефтедобыче или углублению нефтепереработки. Неудивительно, что при таком раскладе все три крупных НПЗ РК в конечном итоге стали фактически квазигосударственными, и все их проекты финансируются государственным Банком развития Казахстана. Таким образом, в данной цепочке основная доля рисков «национализирована», а основная доля прибыли - «приватизирована».
Третье. Учитывая доминирование крупных давальцев, непрозрачность выделения нефти по внутренним квотам (графики Минэнерго) и квазигосударственный характер трех крупнейших НПЗ, существующая система поощряет коррупцию, причем в четырех отдельных направлениях. Так, недропользователь, даже договорившись с независимым давальцем, должен добиться получения «квоты» на переработку конкретной нефти в министерстве. С учетом «ручного» подхода в данной работе имеется потенциал для коррупции. При этом коррупция необязательно может носить немедленно «монетизированный» характер - включение знакомого или, наоборот, исключение «нового» давальца - это тоже элемент коррупции, хотя и скрытой. Рычагом давления на недропользователя со стороны Минэнерго также может служить процедура оформления разрешения на экспорт добываемой нефти. То есть без принятия решения о продаже нефти «правильной» давальческой компании недропользователь будет зажат по срокам со стороны министерства в части отпуска нефти на экспорт. Учитывая непрозрачность цепочки «недропользователь - давалец - нефтепереработчик», «квоты» на переработку на внутреннем рынке и высокую маржу давальца, и здесь имеется потенциал для коррупции. Ведь менеджмент недропользователя может договориться с давальцем о «разделе» маржи, выстраивая при этом долгосрочную коррупционную схему, в которую, конечно, новые давальцы не могут быть допущены или могут быть допущены только при условии сохранения «раздела» маржи. Квазигосударственныйхарактер трех крупнейших НПЗ и доминирование на них нескольких крупнейших давальцев создает потенциал для коррупции и при подписании договора на переработку. Существуют ситуации, когда независимые давальческие компании долгий период времени не могут получить контракты на переработку у крупных НПЗ под различными предлогами. У недропользователей не остается выбора, и они вынуждены отдавать нефть на переработку «специально» закрепленным за тем или иным месторождением давальцем.
Четвертое. Разрыв между внутренними ценами на нефтепродукты фактически устанавливает потолок для цен на нефть на внутреннем рынке на уровне, намного более низком, чем размер экспортного паритета. Вследствие этого единственным инструментом направления нефти на НПЗ РК в ущерб экспорту выступают ежемесячные графики Минэнерго РК. Данная практика, противоречащая рыночному подходу, была закреплена в статье 130 Кодекса РК «О недрах и недропользовании». При этом процент общей добычи, подпадающий под эти «внутренние квоты», в кодексе не определен, что создает непредсказуемость для любого нефтедобытчика и инвестора. Само направление нефти на внутренний рынок по заниженным ценам приводит к занижению прибыльности нефтедобычи.
Как решить эти проблемы?
Многие эксперты убеждены, что это возможно путем введения налогового маневра. Этот механизм перераспределения налоговой нагрузки позволит устранить монополию в отрасли, а также обеспечит снижение потенциала для коррупции на всех уровнях за счет возникновения прозрачности и подключения чисто рыночных механизмов (ставки налогов и сборов), стимулирующих поставки нефти на внутренний рынок, взамен административных (графики Минэнерго, запреты на экспорт или импорт). При этом маржинальность деятельности недропользователей и НПЗ будет увеличена, а доходы давальцев - снижены до уровня, соответствующего их бизнес-рискам. Будут устранены налоговые преференции, допускающие скрытый экспорт нефти в виде субпродуктов, произведенных мини-НПЗ. Постепенно возникнет паритет между доходом нефтедобытчика от направления углеводородного сырья на внутренний рынок и доходом, получаемым от нефти на экспорт. В окончательном итоге вместо рычагов «внутренних квот» на переработку нефти на НПЗ РК включатся чисто рыночные механизмы.
С достижением паритета между стоимостью нефтепродуктов на внутреннем рынке Казахстана и России и экспортным паритетом дисбаланс между этими величинами может регулироваться с помощью акцизов на импорт и пошлинами на экспорт нефтепродуктов. При этом максимально возможный паритет между розничными ценами двух сопредельных стран минимизирует отток нефтепродуктов за пределы внутреннего рынка нашей республики.
Налоговый маневр должен быть растянут примерно на 7 лет, для того чтобы снизить негативное влияние на малоимущие слои населения. В целом для выравнивания уровней экспортного и внутреннего паритета с максимальным использованием рыночных механизмов необходимо принятие мер по трем направлениям.
Первое - это действия, направленные на снижение расходов при поставках нефти на внутренний рынок с увеличением расходов при ее поставках на внешний рынок. В целом, данная часть мероприятий будет нейтральной для бюджета РК и для цен на АЗС и может быть выполнена практически единовременно. Также должны быть отменены НДПИ при производстве нефти, рентный налог и экспортная пошлина и введен акциз, взимаемый при реализации нефти. Возврат акциза будет осуществляться при подтверждении переработки нефти на крупных НПЗ РК. Данная мера предотвратит скрытый экспорт нефти через мини-НПЗ РК (через экспорт полуфабрикатов). При необходимости возможно введение возврата части акциза низкорентабельным месторождениям.
Второе - это шаги, направленные на постепенное увеличение внутренних цен на ГСМ и выравнивание внутреннего паритета с экспортным. Они предполагают полное снятие запретов на экспорт бензина и дизтоплива, постепенную регулировку экспортной пошлины на экспорт ГСМ и сжиженного газа до величины, обеспечивающей прирост розничной стоимости на рынке РК на 10 тенге в год, а также введение точечной поддержки малоимущих с ежегодным увеличением, отражающим рост цен. Позднее, после стабилизации уровня потребления, возможна постепенная отмена пошлины на экспорт бензина, солярки и сжиженного газа. Акцизы на производство бензина и дизельного топлива могут увеличиваться, но только после осуществления вышеуказанных действий и при полном понимании, что при рыночной системе ввод акцизов будет приводить к прямому росту стоимости ГСМ.
В рамках третьего направления мер необходимо демонополизировать нефтепереработку, снизить уровень государственного участия в НПЗ. Как минимум два из трех крупнейших НПЗ должны быть полностью приватизированы. Это позволит обеспечить всем НПЗ равные, рыночные принципы производственной нагрузки, близкой к проектной. Монополии доминирующих давальцев будут фактически устранены за счет возможности выстраивания прямой цепочки «недропользователь - НПЗ». Прямые закупки нефти заводами у недропользователей с исключением непроизводительного звена - стандарт в большинстве стран мира.
Тот факт, что данная модель является предпочтительной, было отмечено в Национальном энергетическом докладе KAZENERGY 2021.
Список использованных источников
1. Искалиева З. О чем писал АЖ: 100-летие нефти. И забытый Доссор: // Еженедельная газета «Ак Жайык», 2021. URL: https://azh.kz/ru/news/view/75553 (Дата обращения 29.09.2023).
2. Карар М.Е. История и современное состояние нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана: // Вестник технологического университета, 2015. Т. 18, №21. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/istoriya-i-sovremennoe-sostoyanie-neftyanoy-i-neftepererabatyvayuschey-promyshlennosti-kazahstana/viewer (Дата обращения 29.09.2023).
3. Назаренко О.В., Ниязбекова Ш.У. Современное состояние и перспективы развитя нефтегазового сектора республики Казахстан: // Вестник Московского университета имени С.Ю. Витте. Серия 1. Экономика и управление. №4. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sovremennoe-sostoyanie-i-perspektivy-razvitiya-neftegazovogo-sektora-respubliki-kazahstan/viewer (Дата обращения 29.09.2023).
4. Нефтяники. Нефть и газ: [Электронный ресурс]. М. 2023. URL: http://www.nftn.ru/oilfields/asia/kazakhstan/kashagan/15-1-0-35 (Дата обращения 29.09.2023).
5. Портнягина Н. Какие проблемы испытывает казахстанская нефтянка и как от них избавиться? // Казахстанская правда, 2022. URL: https://kazpravda.kz/n/kakie-problemy-ispytyvaet-kazahstanskaya-neftyanka-i-kak-mozhno-ot-nih-izbavitsya/ (Дата обращения 29.09.2023).
6. Проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз. СП «ТШО», 2005.
7. LSAqparat: [Электронный ресурс]. М. 2018. URL: https://lsm.kz/krupnejshie-neftyanye-mestorozhdeniya-kazahstana-infografika# (Дата обращения 29.09.2023).
8. Neftegas.ru: [Электронный ресурс]. М. 2012. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141663-kashagan/ (Дата обращения 29.09.2023).
9. Neftegas.ru: [Электронный ресурс]. М. 2012. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/mestorozhdeniya/141433-tengizskoe-neftegazovoe-mestorozhdenie/ (Дата обращения 29.09.2023).
10. Neftegas.ru: [Электронный ресурс]. М. 2023. URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/765084-kazakhstan-v-2023-g-planiruet-dobyt-90-5-mln-t-nefti-i-uvelichit-dobychu-gaza-na-3-5/ (Дата обращения 29.09.2023).