​Экономист Галим Хусаинов рассказал о главных проблемах нефтяной отрасли Казахстана

Дмитрий Мазоренко, Vласть

В среду в Алматы прошла очередная нефтегазовая конференция KIOGE, где профильные чиновники вновь говорили о большом потенциале казахстанской нефтяной отрасли, а эксперты напомнили о проблемах, которые могут затмить все поводы для оптимизма. Vласть приводит расшифровку выступления Галима Хусаинова, который рассказал о налоговых и законодательных проблемах недропользования.

Казахстан остается нефтедобывающей страной. 50% доходов в бюджет формируется за счет поступлений от нефтяного сектора и достаточно большое количество трудовых ресурсов сосредоточено именно в этой отрасли. Тем не менее, уже третий год мы наблюдаем снижение нефтедобычи в стране. Если в пиковый 2012 год мы добывали 82 млн. тонн, то в этом году планируется добыть 75-77 млн. тонн.

Но если мы посмотрим на практику других стран – тех же ОПЕК и России – то они, напротив, повышают добычу, что вызывает вопросы о целесообразности снижения нефтедобычи в Казахстане. Казахстан делает большую ставку на крупные месторождения, такие как Тенгизшевройл и Карачаганак, которые занимают половину в структуре общих объемов нефтедобычи в стране. И это достаточно большой риск для сферы недропользования.

В то же время у нас совсем не обращают внимания на развитие мелких и средних месторождений. Хотя именно они дают наибольшее количество рабочих мест и позволяют привлекать местных специалистов и сервисные компании. Существующие же средние и малые компании после кризиса 2015 года, когда цены на нефть ощутимо упали, находятся в достаточно сложном положении и сталкиваются со снижением добычи.

На сегодняшний день я бы выделил пять категорий проблем, которые существуют в нефтяной отрасли и мешают ей развиваться. Первая – это регулирование недропользования. После введения закона о недрах и недропользовании положение участников сектора только ухудшилось. Вкупе с введением моратория на продажу новых месторождений, это привлекло к значительному сокращению притока инвестиций на развитие мелких и средних объектов.

Одним из самых проблемных моментов этой категории являются залоги. Далеко не факт, что мелкие и средние месторождения не могут привлекать финансирование с международных рынков. Но в основном они привлекают средства либо стратегических инвесторов, либо банков второго уровня. При этом сегодня поставить месторождение в залог у банков очень проблематично. У нас происходит двойное согласование одного и того же действия. Наше министерство энергетики практически дублирует часть функций банков, делая собственную оценку месторождений, хотя до конца не понятно, для чего это делается. Возможно, регулятор видит риск в том, что через залог может быть осуществлена скрытая продажа месторождений, но у нас в этом же законе написано, что их реализация возможна только после согласования с министерством. И это значительно сокращает инвестиции, в том числе из внутренних источников – банков второго уровня.

Вторая проблема – продление сроков на разведку запасов нефти. Ключевой момент в том, что в Казахстане совсем не развивается разведка. Прирост запасов у нас низкий и это происходи как раз из-за невозможности продления сроков разведки. У нас бывает так, что разрешение на продление дают, когда срок всех разведывательных работ уже заканчивается. И загвоздка здесь в том, когда продление действительно начинается: когда закончился срок действия контракта, или когда министерство подписывает дополнительное соглашение. Зачастую бывает, что дополнительное соглашение министерство подписывает тогда, когда продление уже закончилось. Из-за этого недропользователь должен вновь идти на продление, не выполняя при этом никакой рабочей программы.

Бывают и такие ситуации, когда министерство выставляет штрафы при нулевом прогрессе выполнения рабочей программы. Например, продление сроков на проведение работ компания получила в ноябре, но в предыдущие два месяца она не проводила никаких работ и не несла никаких расходов. Однако согласно рабочей программе в этот период она должна была инвестировать какие-то средства, но не инвестировала из-за отсутствия продления, в результате чего получила штраф. Хотя объективные причины для невыполнения работ у неё были.

Третья проблема – это штрафы за невыполнение казахстанского содержания. Здесь нужно обратить внимание на два момента. Во-первых, есть месторождения, где заранее известно, что норма о казахстанском содержании не будет выполнена никогда, потому что у нас нет локальных технологий, тех же труб, или каких-то специфических услуг, чтобы разрабатывать проект. Однако в контракте прописано казахстанское содержание. И инвестор в таких условиях уже заранее знает о том, что будет платить штраф и понесет судебные издержки, только тогда он сможет приступить к разработке месторождения. Кроме того, у нас прописывают казахстанское содержание в контрактах, но при этом вводят в закон о недропользовании обязательства закупа через конкурс. Сам по себе конкурс – это выбор подрядчика на основании конкурентных преимуществ. При этом, подрядчик не должен иметь влияния на покупателя, но норма о казахстанском содержании все меняет. Да, есть статьи, которые дают привилегии казахстанским компаниям, но прописывать в контракте обязательства по казахстанскому содержанию, ограничивая недропользователя в праве выбора подрядчика, довольно противоречивая практика.

Четвертая проблема – поставки нефти на внешний и внутренний рынок. Сегодня в контрактах у нас четко прописаны объемы углеводородов, которые поставляются на внутренний и внешний рынки. Но мы сталкиваемся с объемами падения добычи, и все инвесторы об этом знают. А осуществлять прирост добычи мы будем только за счет крупных компаний, которые, в принципе, не поставляют нефть на внутренний рынок. К чему это приведёт? К тому, что в будущем произойдет снижение внутренних поставок, потому что если мы не будем учитывать доли крупных месторождений вроде Тенгиза и Кашагана, общий уровень добычи на средних и мелких месторождениях будет падать. А нагрузка по компенсации снижающихся объемов поставок на внутренний рынок как раз и ляжет на мелкие и средние месторождения. При этом важно помнить, что нефть для внутреннего пользования продается по более низким ценам. Поэтому при начале строительства нефтеперерабатывающего завода у нас появится проблема не с обеспечением рынка продуктами ГСМ, а с самой нефтью.

Пятая проблема – это налоговое законодательство. Ключевой момент в нем – это отсутствие налоговой стабильности, поскольку практически всех недропользователей, кроме самых крупных, заставили принять свободный налоговый режим. Раньше налоговый режим был стабильным, и это давало прогнозируемость и удобство инвесторам, даже если его уровень был высоким. Они имели представление о необходимом к уплате объеме налогов, благодаря чему могли рассчитать свою финансово-экономическую модель, могли прогнозировать денежный поток и делать оценку месторождения. Банальный пример – это экспортно-таможенная пошлина (ЭТП), которую ввели, чтобы обеспечить приток денег в бюджет. Но это привело лишь к нагрузке на недропользователей, которую никто изначально не предвидел. С каждым годом ЭТП росла, и отменили её только в марте 2016 года, хотя стоимость нефти кардинально упала еще в 2015 году. Кроме того, экспортная деятельность у нас имеет двойное налогообложение – помимо ЭТП у нас есть рентный налог на экспорт. Сегодня они практически не отличаются друг от друга, различие лишь в периодичности их выплаты.

Другая проблема налогового кодекса – это налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Согласно нашему законодательству, НДПИ увеличивается, когда компания наращивает объемы добычи. То есть, если я добываю до 500 тыс. тонн – это одна ставка, а до миллиона тонн – уже другая. И если компания добудет 501 тыс. тонн, она будет платить уже по более высокой налоговой ставке (приближенной к уровню за миллион тонн – V). Поэтому, у неё нет никакого стимула повышать добычу. Как мне кажется, стоит сделать так, чтобы при превышении определенного уровня добычи высокой налоговой ставкой облагался не весь объем, а только излишки. То есть, если компания добыла 501 тыс. тонн, высокое обложение должно быть по этой 1 тысяче тонн, а не по всему объему добычи. Сегодняшняя же ситуация приводит к тому, что многим компаниям не выгодно наращивать добычу, учитывая нынешние цены на нефть.

Тоже самое касается и рентного налога на экспорт – ставка по нему меняется сразу же после преодоления уровней цен в 40-50-60-70 долларов за баррель. Что это означает? Компаниям выгоднее продавать по 49 долларов, чем по 51, потому что налоговая ставка будет ниже. И таких моментов в законодательстве очень много.

Еще одна проблема налогового законодательства – это раздельное налоговое обложение контрактов. Сегодня каждый контракт облагается отдельно, как обособленное предприятие. Если у компании, предположим, 5 контрактов, то каждый из них будет вестись и облагаться налогами отдельно. В этом случае компании несут дополнительные административные расходы. Но есть и еще одна загвоздка, если это контракт по геологоразведке, то расходы становятся куда большей проблемой, если разведка окажется неудачной. Компания может вложить в разведочные работы миллионы долларов, но так ничего и не найти, и все понесенные административные расходы придется списать с со своей чистой прибыли. Соответственно, здесь нужно изменять систему, чтобы эти расходы можно было вычитать из других контрактов, либо с самой компании, потому что в таких обстоятельствах нет стимула проводить геологоразведку.

Еще важно обратить внимание на НДС. Раньше была такая практика, что в момент разведки компания не уплачивала его, но сейчас этот налог вновь стал учитываться. Но НДС это тот налог, который может быть возвращен только с продажи нефти. И когда есть риск, что после геологоразведки компания не получит прирост запасов, то расходы у неё уйдут на административные статьи и на НДС, и эти денежные объемы никак не смогут быть возвращены. При этом добыча на месторождении после разведки может начаться только через 5-15 лет, и НДС должен уплачиваться все это время.

Фото с личной страницы Хусаинова в Facebook

Свежее из этой рубрики
Loading...