По оценке рейтингового агентства «Эксперт РА», EBITDA нефтедобывающих компаний после рекордных значений 2018 года ждет коррекция до 6% в 2019-м и до 1% в 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ скорректируется сильнее, до 12 и 4% соответственно. Нейтральное влияние налогового маневра на отрасль осложняется малопредсказуемыми последствиями применения демпфирующего механизма в сегменте нефтепереработки.

Завершение налогового маневра нейтрально для компаний нефтедобывающей отрасли и НПЗ, получивших компенсации в виде обратного акциза на нефть. В рамках завершения налогового маневра обратный акциз на нефть в точности дублирует ранее существовавшие для НПЗ выгоды от разницы в экспортных пошлинах на нефть и нефтепродукты, а логистический коэффициент улучшает экономику наиболее остронуждающихся в субсидировании удаленных от границ РФ НПЗ. В 2019 году нефтедобывающие компании столкнутся с ростом налоговой нагрузки из-за очередного повышения слагаемого Кк в формуле расчета НДПИ, что снижает EBITDA сегмента на 1%, в 2020-м изменений в налоговой нагрузке не происходит. EBITDA модельного НПЗ, получающего обратный акциз на нефть (98% мощностей российской переработки), не претерпевает изменений в 2019 и 2020 годах.

Демпфирующий механизм, введенный с 2019 года для целей сдерживания цен на топливо и недопущения его дефицита, может привести к прямо противоположному эффекту. Механизм предусматривает отрицательный размер компенсации, в случае если величина экспортного нетбэка на топливо в портах СЗФО опускается ниже условной регулируемой оптовой цены, что может стимулировать НПЗ повышать реальные цены реализации топлива для оплаты этой компенсации. Платежи по демпферу способны менять свой знак, ведя себя скачкообразно при минимальных колебаниях параметров его расчета, что осложняет прогнозирование потоков НПЗ. Для нефтедобывающих компаний (в том числе не имеющих перерабатывающих мощностей) действие демпфера может привести к снижению EBITDA на 3%. Риски, связанные с демпфирующим механизмом, могут быть нивелированы его отменой в 2020 году и установлением режима плавающего акциза на топливо, что зависит от того, будет ли найден компромисс между позициями Минэнерго и Минфина.

EBITDA компаний нефтяной отрасли ждет коррекция после рекордных значений 2018 года. По нашей оценке, EBITDA нефтедобывающих компаний может упасть до 6% в 2019 году и до 1% в 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ может скорректироваться сильнее, до 12 и 4% соответственно. Мы воздерживаемся от явного прогнозирования итогов действия демпфирующего механизма на топливном рынке, при этом отмечаем, что он может оказать смешанное, малопредсказуемое влияние на сегмент нефтепереработки, что негативным образом отразится в первую очередь на кредитоспособности независимых НПЗ.

Макроэкономический фон: США и страны – участницы соглашения ОПЕК+ – по-прежнему оказывают определяющее влияние на нефтяные котировки

В течение 2018 года агентство скорректировало свои ценовые предпосылки по нефти сорта Brent в сторону повышения с 52,5 до 62,5 доллара за баррель, что было обусловлено действием ряда факторов как в части предложения нефти, так и в части спроса. Мы придерживаемся такого прогноза на данный момент и на 2019–2020 годы. При этом фундаментально в отсутствие регулирования предложения на рынке, а также геополитических шоков, на наш взгляд, цена на нефть должна определяться предельными издержками добычи последнего мирового производителя, которым являются сейчас США. Эти издержки по разным оценкам составляют от 50 до 55 долларов за баррель. Цены на нефть характеризуются высоким уровнем эластичности по отношению к предложению нефти, что объясняет их повышенную волатильность при выходе любых новостей, в том числе геополитических, которые могут свидетельствовать о потенциальном росте или снижении мировой добычи. В 2018 году на рынок значимо влияли: 1) агрессивный, превысивший ожидания рост уровня добычи нефти в США; 2) снижение экспорта иранской нефти в результате возобновления санкций со стороны США; 3) устойчивое снижение уровня добычи нефти в Венесуэле; 4) действия стран – участниц соглашения в формате ОПЕК+.

По данным ОПЕК, предложение нефти в 2018 году вне картеля выросло на 2,7 млн баррелей в сутки, причем около 82% этого прироста пришлось на США. В 2019 году США останутся ключевым драйвером роста мировой добычи нефти, поддержку чему окажет снятие действующих инфраструктурных ограничений по экспорту нефти – будут запущены в эксплуатацию новые трубопроводы, которые позволят стране, по прогнозам EIA, увеличить добычу нефти и жидких углеводородов еще на 2 млн баррелей в сутки. Реализовавшиеся, пусть и в менее радикальном сценарии, опасения по возобновлению санкций США в отношении Ирана привели к снижению добычи в этой стране с 3,8 млн баррелей в сутки в 2017 году до 3,5 млн баррелей в сутки в 2018-м, при этом в течение 2018 года уровень добычи стабильно падал и по состоянию на январь 2019-го составляет уже 2,7 млн баррелей в сутки. Меньшая радикальность реализовавшегося сценария заключается в том, что запрет на текущий момент не касается крупнейших стран – покупательниц иранской нефти, – среди которых Китай и Индия, однако исключение действует только до мая 2019 года. В этой ситуации у американской администрации имеется определенный 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 ее реализации крупнейшим покупателям. Уровень добычи нефти в Венесуэле демонстрирует последние годы самое драматичное падение: с 2,4 млн баррелей в сутки в 2015 году до 1,1 млн баррелей по состоянию на январь 2019-го. Введенные США санкции против PDVSA могут ускорить падение добычи в стране в 2019 году.

Геополитическая ситуация в Иране и Венесуэле, которые являются значимыми участницами ОПЕК (18% добычи картеля по итогам 2017 года), помогла реализации соглашения ОПЕК+ по ограничению добычи нефти, подписанного в декабре 2016-го, что привело к росту цен выше 70 долларов за баррель нефти сорта Brent с апреля 2018 года. Дополнительную поддержку реализации соглашения оказал превысивший ожидания спрос на нефть со стороны крупнейших стран-потребительниц. По данным ОПЕК, в 2018 году рост спроса на нефть составил 1,47 млн баррелей в сутки, из которых 31% пришелся на США, 27% – на Китай, 14% – на Индию. Опасения по дефициту нефти на рынке привели к тому, что Саудовская Аравия и Россия наряду с США подняли уровни добычи до рекордных отметок, и на фоне озабоченности инвесторов по замедлению роста мировой экономики из-за торговой войны Штатов и Китая это спровоцировало обвал цен в IV квартале 2018 года. Однако цены менее месяца находились на предельном для американских производителей уровне 50–55 долларов за баррель и затем вернулись в текущий диапазон 60–65 долларов после подписания в декабре 2018 года нового соглашения по ограничению добычи в формате ОПЕК+. Оно заключается в снижении уровня добычи на 1,2 млн баррелей в сутки и будет действовать до середины 2019 года. Главная роль в исполнении соглашения отводится Саудовской Аравии, которая заявила о готовности снизить добычу в большем объеме, чем предусмотрено в соглашении, что можно объяснить тем, что для государственного бюджета этой страны комфортен уровень цен на нефть более 70 долларов за баррель.

Макроэкономический фон: следование соглашению ОПЕК+ в целом позитивно для российской нефтедобывающей отрасли, несмотря на необходимость корректировок планов по росту добычи

Новое соглашение ОПЕК+ подразумевает для России сокращение добычи на 0,2 млн баррелей в сутки с уровня, достигнутого в октябре 2018-го, что в ситуации продления соглашения на весь год приведет к снижению уровня добычи в 2019 году на 1,5–2%. Кроме того, соглашение может привести к сдвигу сроков разработки ряда месторождений ввиду того, что некоторые компании имели амбициозные планы по наращиванию уровня добычи в ближайшие годы. Тем не менее, на наш взгляд, принимая во внимание эффективность дебютного соглашения ОПЕК+ в части влияния на мировые цены, новая договоренность, несмотря на то что 1%-ное увеличение объема добычи для российской нефтедобывающей компании по причинам, связанным со спецификой налогообложения, более выгодна, чем 1%-ный рост цены на нефть, позитивна для компаний отрасли, так как дополнительная прибыль в результате роста цен превысит недополученный доход из-за сдерживания объемов добычи. Это объясняется уже упомянутой ранее высокой эластичностью цен на нефть к изменениям в предложении. Вопрос, будет ли новое соглашение продлено на весь 2019 год, остается открытым и, на наш взгляд, будет зависеть от конкретной ситуации на рынке к моменту его мониторинга комитетом в апреле. В любом случае участники соглашения дали понять, что координация действий между странами останется даже при отсутствии формально зафиксированного плана действий, что видится важным фактором будущей стабильности цен на рынке в среднесрочной перспективе. При проведении анализа агентство консервативно предполагает, что соглашение по ограничению добычи продлят на 2019 год, и оно будет действовать на весь дальнейший горизонт прогнозирования.

Изменения в налогообложении могут оказывать существенное влияние на денежные потоки нефтедобывающих компаний и в особенности предприятий нефтепереработки. Вступление в силу пилотного проекта по налогообложению добавленного дохода в 2019 году предоставит нефтедобытчикам возможность оптимизировать свою налоговую нагрузку по некоторым группам месторождений.

Как уже было отмечено в предыдущем обзоре, уровень кредитоспособности компаний нефтяной отрасли, который мы условно отождествляем с показателем EBITDA, определяется не только изменением мировых цен на энергоресурсы, динамикой валютного курса и уровня добычи, но и во многом зависит от специфики налогообложения. Так, платежи по НДПИ и экспортной пошлине нефтедобывающей компании на стандартном режиме налогообложения могут достигать 70% от валовой выручки, а конкурентоспособность нефтеперерабатывающего завода критичным образом зависит от наличия косвенного налогового субсидирования. Важно отметить, что объемы НДПИ и экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты в отрасли не постоянны, а зависят от ряда параметров, в частности, от мировых цен на нефть и валютного курса.

Методология анализа

Далее в обзоре мы делаем выводы на основе построенных нами моделей типовой нефтедобывающей компании, нефтеперерабатывающего завода (далее – НПЗ) и вертикально интегрированной нефтяной компании (далее – ВИНК), находящихся в европейской части России. Модели позволяют тестировать влияние на EBITDA изменений таких параметров, как курс рубля по отношению к доллару, цена на нефть сорта Brent, объем добычи и переработки нефти, и демонстрировать влияние на EBITDA изменений в системе налогообложения при стабильных макропараметрах. Предположим, что нефтедобывающая компания добывает, а НПЗ перерабатывает 5 млн тонн нефти в год. Базовый сценарий рейтингового агентства «Эксперт РА»: курс рубля к доллару – 67; цена на нефть сорта Brent – 62,5. НПЗ имеет среднероссийские параметры выхода светлых нефтепродуктов – 62%, производя в год 700 тыс. тонн автобензина и 1 050 тыс. тонн дизельного топлива. Нетбэки, себестоимость добычи нефти, производственные затраты на переработку нефти, транспортные расходы, затраты на персонал были рассчитаны с использованием собственной базы данных рейтингового агентства «Эксперт РА».

Проанализируем влияние на EBITDA наших компаний изменений в системе налогообложения отрасли при стабильных макропараметрах.С 2015 года в отрасли проводился большой налоговый маневр, который заключался в поэтапном, но не равноценном снижении экспортной пошлины на нефть и росте НПДИ. Одновременно с этим изменялись экспортные пошлины на нефтепродукты, которые устанавливаются в относительном выражении к размеру экспортной пошлины на нефть: с целью стимулирования модернизации НПЗ были понижены экспортные пошлины на светлые нефтепродукты и повышены на темные.

В 2016 году базовая ставка НДПИ была повышена с 766 до 857 рублей за тонну нефти, однако ставка экспортной пошлины на нефть (42%) не изменилась при том, что ставки экспортных пошлин на нефтепродукты поменялись в соответствии с планом: экспортная пошлина на автобензин была снижена с 78 до 61% от размера пошлины на нефть, экспортная пошлина на мазут была повышена с 76 до 82%. Это привело к падению EBITDA нефтедобывающего сегмента на 14% (выросли платежи по НДПИ, но остались прежними платежи по экспортной пошлине на нефть) и росту EBITDA НПЗ на 23%. Совокупный EBITDA ВИНК в итоге сократился на 7%. Увеличение прибыли нефтепереработки было обусловлено ростом объема косвенного, или так называемого таможенного субсидирования, которое заключается в разнице между экспортными пошлинами на нефть и нефтепродукты. В нашем примере эта разница за счет снижения экспортной пошлины на светлые нефтепродукты выросла, что было частично компенсировано ростом пошлин на темные нефтепродукты. Так как ценообразование на нефть и нефтепродукты обычно строится на принципах экспортного паритета, то входящая цена на сырье для НПЗ включает в себя скидку от мировой цены на нефть в виде экспортной пошлины на нефть. Исходящая цена на произведенный нефтепродукт на внутреннем рынке также включает в себя скидку от мировой цены в объеме величины экспортной пошлины на этот нефтепродукт. Благодаря тому что экспортная пошлина на нефтепродукт устанавливается в процентном соотношении к экспортной пошлине на нефть, НПЗ получает регулярную субсидию, размер которой тем выше, чем выше рублевая стоимость цены на нефть. Эта субсидия призвана компенсировать российским НПЗ логистическое отставание от европейских конкурентов из-за невыгодного географического расположения. Недостатком этой схемы является как раз зависимость объема субсидирования от рублевых цен на нефть.

В 2017 году маневр был продолжен, при этом изменялась уже и величина экспортной пошлины на нефть. Также было введено дополнительно Кк при расчете НДПИ на нефть, которое увеличило объем налога на 306 рублей за тонну. При значениях валютного курса и цене на нефть в базовом сценарии рейтингового агентства «Эксперт РА» это вернуло бы EBITDA нефтедобывающего сегмента к объему, достигнутому в 2015 году. В перерабатывающем сегменте снижение экспортной пошлины на нефть, несмотря на относительное сокращение экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, привело к обвалу рентабельности: EBITDA уменьшился на 30% к 2017 году и стал ниже на 14%, чем изначальный уровень, достигнутый в 2015-м. Это было обусловлено тем, что снижение размера экспортной пошлины на нефть одновременно сократило и объем получаемой НПЗ таможенной субсидии в виде разницы между пошлиной на нефть и нефтепродукты. Совокупный эффект на экономику ВИНК налоговых изменений с 2015 года оказался отрицательным: EBITDA 2017-го был ниже на 3%. В 2018 году происходили минимальные изменения в налогообложении: был увеличен размер слагаемого Кк при расчете НДПИ на нефть до 357 рублей за тонну, что привело к сокращению EBITDA нефтедобычи до 1% и никак не повлияло на переработку.

В рассмотренном нами выше примере модельной нефтедобывающей компании мы не учитывали существующие льготные системы налогообложения как по экспортной пошлине, так и по НДПИ, под которые подпадает свыше 40% добываемой в России нефти. Например, по некоторым видам месторождений льготы могут заключаться в уменьшении ставки НДПИ или даже в нулевой ставке, которая применяется, в частности, при добыче нефти из залежей Баженовской свиты. В 2019 году у нефтедобывающих компаний в рамках пилотного проекта Минэнерго появится возможность перевода некоторых групп месторождений на режим налогообложения добавленного дохода (НДД), что увеличит количество одновременно действующих режимов налогообложения до 20. Стандартный режим НДПИ предусматривает уплату налога в отношении выручки от добытого объема нефти безотносительно к затратам на добычу. Основная идея НДД заключается в налогообложении разницы между расчетной выручкой и затратами, связанными с добычей, подготовкой и транспортировкой нефти. Это, по задумке, должно естественным образом предоставлять компаниям льготы при разработке трудноизвлекаемых запасов, доля которых в структуре добычи будет постепенно расти. На текущий момент для таких месторождений уплата НДПИ остается, но с применением пониженной ставки. У нас есть понимание, что нефтедобывающие компании будут переводить свои активы на пилотный режим НДД только в случае наличия существенных экономических выгод в сравнении с действующим режимом налогообложения. Это означает, что проект НДД исключительно позитивно влияет на кредитоспособность отрасли.

Завершение налогового маневра нейтрально для компаний нефтедобывающей отрасли и НПЗ, получивших компенсации в виде обратного акциза на нефть, при игнорировании новаций в регулировании внутреннего топливного рынка.

В 2018 году правительство приняло поправки в Налоговый кодекс, связанные с завершением налогового маневра: в течение 6 лет в отрасли поэтапно должны быть отменены экспортные пошлины с синхронным, на этот раз равноценным, ростом НДПИ. Для сохранения таможенной субсидии НПЗ был введен обратный акциз на нефть, который в точности дублировал ранее существовавшие выгоды от разницы в пошлинах на нефть и нефтепродукты. Однако такую компенсацию смогли получить не все НПЗ, а только те, которые поставляют на внутренний рынок автобензин соответствующего качества или нафту для нужд нефтехимической отрасли в объеме не менее 10% от структуры выпуска. Аналогичные привилегии могли быть предоставлены НПЗ компаний, находящихся под санкциями, а также тем, кто заключил с Минэнерго инвестиционное соглашение на модернизацию. В январе 2019 года были подписаны 9 инвестиционных соглашений с последними крупными НПЗ, не подпадавшими под компенсационные критерии, в результате чего около 98% российских перерабатывающих мощностей сохранили свое субсидирование. Важно отметить, что для НПЗ, заключивших инвестиционное соглашение, Минэнерго предусмотрело ежегодный мониторинг, по результатам которого в случае неисполнения плана по капитальным вложениям возможна отмена субсидий. Для ряда удаленных от границ России НПЗ, то есть тех, которые наиболее остро нуждаются в субсидировании логистического отставания, концепцией предусмотрен логистический коэффициент, который увеличивает объем получаемого возвратного акциза НПЗ, по сути, улучшая их экономику по сравнению с условиями 2017 года. Правда, недостатком такого рода стимулирования по-прежнему видится зависимость его объемов от рублевой цены на нефть: при низкой стоимости нефти подобные НПЗ особенно нуждаются в поддержке, так как сокращается величина получаемой ими косвенной субсидии, однако выплаты по внедренному механизму будут меньше пропорционально снижению цен на нефть.

В 2019 году нефтедобывающая компания сталкивается с ростом налоговой нагрузки из-за очередного повышения Кк в формуле расчета НДПИ – до 428 рублей за тонну нефти, что снижает EBITDA сегмента на 1%. В 2020 году изменений в налоговой нагрузке не предвидится. EBITDA модельного НПЗ, получающего обратный акциз на нефть, не претерпевает изменений в 2019 и 2020 годах. Однако все эти результаты верны только при игнорировании новшеств в регулировании внутреннего топливного рынка, которые мы рассмотрим далее.

Демпфирующий механизм может стимулировать рост внутренних цен на топливо вместо того, чтобы их сдерживать, и приводить к повышенной, малопредсказуемой волатильности денежных потоков НПЗ. Для нефтедобывающих компаний (в том числе не имеющих перерабатывающих мощностей) действие демпфера может привести к снижению EBITDA на 3%.

Средняя цена на нефть сорта Brent в 2018 году составила около 71 доллара за баррель, продемонстрировав исключительный рост с 54 долларов за баррель в 2017 году. Применение Минфином бюджетного правила, а также влияние санкций и глобальный отток капитала с развивающихся рынков в результате торговых войн нарушили привычную корреляцию валютного курса и цен на нефть, что привело к росту валютно-ценовых рисков для всех компаний-экспортеров. Относительная стабильность курса рубля по итогам года дала более чем 40%-ное увеличение стоимости рублевого эквивалента барреля нефти, обеспечив, с одной стороны, сопоставимый рост EBITDA в нефтедобыче, а с другой стороны, вызвав сложности на топливном рынке внутри РФ, так как привела к удорожанию цен на топливо, зависящих от величины экспортного нетбэка. Исторически цены на топливо на внутреннем рынке росли сопоставимо с уровнем инфляции, при этом не уменьшаясь даже в периоды низких цен на нефть, что объяснялось относительной стабильностью рублевой стоимости барреля нефти, а также ростом акцизов.

Для сдерживания цен на автобензин и дизельное топливо в октябре 2018-го Минэнерго, ФАС, ВИНК и независимые НПЗ подписали соглашение о «заморозке» цен, в соответствии с которым до 31 марта 2019-го по регионам устанавливаются потолки цен на оптовом топливном рынке, которые планируется в случае продления договоренности индексировать на уровень годовой инфляции.

Также для целей сдерживания роста цен на топливо и недопущения его дефицита1 Минэнерго с начала этого года внедрило демпфирующий механизм, призванный компенсировать НПЗ часть разницы (60% в 2019-м и 50% в 2020-м) между справедливой ценой на топливо, определяемой величиной экспортного нетбэка в портах Северо-Западного федерального округа, и условной оптовой ценой на топливо (с учетом НДС и акциза), устанавливаемой регулятором. Механизм предусматривает отрицательный размер компенсации, то есть, по сути, налог или штраф, в случае если величина экспортного нетбэка на топливо опускается ниже условной оптовой цены, что может стимулировать НПЗ повышать цены реализации для его оплаты. При этом сам механизм действует только до тех пор, пока фактические средние оптовые цены реализации топлива на внутреннем рынке не выходят за 10%-ный коридор условных оптовых цен, ежегодно индексируемых на 5%. Условные оптовые цены на топливо были установлены регулятором на уровне 56 тыс. рублей за тонну бензина АИ-92 и 50 тыс. рублей за тонну дизельного топлива 5-го класса, однако затем идейно снижены на 10%, что, по нашим расчетам, значительно уменьшает вероятность получения НПЗ, производящего и автобензин, и дизельное топливо, совокупных убытков (суммарно по автобензину и дизельному топливу) при реализации топлива на внутреннем рынке по предельным «замороженным» ценам, но одновременно порождает возможность скачкообразного изменения платежей при падении нетбэка ниже уровня изначальной условной базовой цены. Это возникает потому, что НПЗ в соответствии с таким идейным снижением получает дополнительную компенсацию в виде бонуса от сокращения условной оптовой цены, только если экспортный нетбэк на топливо превышает старую условную оптовую цену. Если экспортный нетбэк ниже старой условной оптовой цены, НПЗ по-прежнему имеет отрицательную компенсацию, даже в ситуации, когда этот нетбэк выше новой условной оптовой цены, НПЗ вынужден повышать цены на топливо. Это может привести к сложностям при прогнозировании денежных потоков НПЗ, так как платежи по демпферу способны менять свой знак при минимальных изменениях рублевых цен на нефть. По нашим расчетам, даже в обстоятельствах стабильной внешней конъюнктуры, но, например, при индексации условной базовой цены НПЗ может из-за особенностей демпфирующего механизма генерировать EBITDA с волатильностью около 20%, что способно затруднить процесс принятия решений инвесторами о вложении средств в отрасль.

Половина объема дополнительной компенсации НПЗ за счет упомянутого идейного снижения условной оптовой цены в соответствии с НК РФ должна быть возмещена повышением НДПИ, но в размере не более 235 рублей за тонну нефти в 2019 году и 197 – в 2020-м, что создает потенциальный риск сокращения EBITDA нефтедобывающих компаний на 3%. Возникает ситуация, когда даже компания, не имеющая собственных перерабатывающих мощностей, может столкнуться с ростом налоговой нагрузки из-за изменения конъюнктуры на топливном рынке.

Риски, связанные с действием демпфирующего механизма, могут быть нивелированы его отменой в 2020 году и введением режима плавающего акциза на топливо, что зависит от того, будет ли найден компромисс между позициями Минэнерго и Минфина.

Демпфирующий механизм имеет и другие, менее заметные недостатки. Например, платеж по демпферу неизвестен в начале каждого месяца его действия, то есть НПЗ будут вынуждены самостоятельно прогнозировать, чтобы учесть этот момент в ценах. Принимая во внимание сложность такого упражнения, логично, что НПЗ постарается максимально завысить цену на свою продукцию, чтобы минимизировать объем возможных потерь, точнее штрафов по демпферу, в случае если нетбэк по топливу в портах СЗФО будет ниже, чем условная оптовая цена. Важно отметить, что оба компонента этого неравенства никак явно не связаны с реальными ценами на топливо на внутреннем рынке. Следовательно, мы снова приходим к тому, что демпфирующий механизм противоречит изначальной цели своего создания – сдерживанию роста цен на топливо. Более того, непонятно, каким образом регулятор будет поступать с участниками рынка, строго исполняющими требование продавать топливо по ценам в 10%-ном диапазоне условной оптовой цены, в случае если значительная доля игроков уклонится от этой обязанности и, соответственно, средняя фактическая оптовая цена топлива выйдет за рамки установленного коридора? Будет ли такой участник рынка несправедливо лишен компенсационного платежа, на текущий момент непонятно.

Насколько мы понимаем, по итогам I квартала 2019-го Минэнерго будет анализировать фактическое применение демпфирующего механизма, и в принципы его работы, возможно, внесут изменения. Также в течение этого года в правительстве должны обсуждать проект введения плавающего акциза на топливо, который, по нашему мнению, способен исправить недостатки демпфирующего механизма и оказать стабилизирующее влияние на внутренний рынок топлива. Плавающий акциз на топливо должен зависеть от рублевой цены на нефть на мировых рынках и заменить действующие фиксированные ставки. Таким образом, в случае роста рублевых цен на нефть уменьшение ставки акциза компенсирует повышение экспортного нетбэка на топливо, не допустив его удорожания для конечного потребителя. Введение этого более простого механизма регулирования цен на топливо было невозможно при принятии законопроекта о завершении налогового маневра из-за того, что от поступлений денежных средств с фиксированных акцизов зависит в соответствии с утвержденным бюджетом Минфина финансирование дорожного строительства. Минэнерго предстоит убедить Минфин в том, что для целей ценовой стабильности топливного рынка и всей отрасли необходим поиск иных источников финансирования.

EBITDA нефтедобывающих компаний после рекордных значений 2018 года ждет коррекция до 6% в 2019-м и до 1% 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ скорректируется сильнее, до 12 и 4% соответственно. Действие демпфирующего механизма может создать повышенные кредитные риски для компаний, оперирующих независимыми НПЗ.

Ранее мы использовали предпосылку неизменности валютного курса и цены на нефть в рассматриваемом периоде с 2015 года до прогнозного 2020-го для того, чтобы продемонстрировать влияние изменений в налогообложении на EBITDA в отрасли. Теперь опустим эту предпосылку и сделаем суждение по поводу прогнозной динамики EBITDA нашей модельной нефтедобывающей компании, НПЗ и ВИНК в 2019 и 2020 годах. Как и ранее, предположим, что средний курс рубля к доллару в прогнозном периоде составит 67, цена на нефть сорта Brent – 62,5 долларов за баррель. Введем дополнительное допущение о том, что объем добычи нефти компании снизился на 2% за отметку 2018 года, чтобы отразить консерватизм в отношении периода действия соглашения ОПЕК+, и учтем индексацию тарифов на транспортировку нефти и нефтепродуктов на уровне 4%.

EBITDA нефтедобывающей компании в базовом сценарии сокращается в 2019 году на 6% и в 2020-м на 1% в сравнении с рекордно прибыльным 2018-м. В абсолютном выражении показатель остается более чем на 30% выше уровня 2017 года. Сдерживающее влияние на EBITDA в прогнозном периоде будут оказывать: 1) снижение уровня добычи нефти в результате реализации сделки ОПЕК+; 2) снижение рублевой цены на нефть; 3) индексация тарифа на транспортировку нефти; 4) рост НДПИ в результате увеличения слагаемого Кк в формуле до 428 рублей за тонну нефти.

Перерабатывающий сегмент в нашей модели также имел рекордную прибыль в 2018 году, поддержанную ростом рублевых цен на нефть и соответствующим увеличением косвенной субсидии в виде разницы в экспортных пошлинах на нефть и нефтепродукты. EBITDA НПЗ в базовом сценарии сокращается на 12% в 2019 году и на 4% в 2020-м. При этом в абсолютном выражении сегмент демонстрирует EBITDA на 25% больший, чем за весь рассматриваемый нами период с 2015 года1. Сдерживающее влияние на EBITDA НПЗ в прогнозном периоде будут оказывать снижение рублевой цены на нефть и рост транспортных тарифов. Мы воздерживаемся от явного прогнозирования итогов действия демпфирующего механизма, при этом отмечаем, что он может привести к потере нефтедобывающими компаниями 3% своего EBITDA. На EBITDA перерабатывающего сектора, на наш взгляд, демпфер может оказать смешанное, малопредсказуемое влияние, что негативным образом отражается в первую очередь на кредитоспособности независимых НПЗ. Динамика совокупного EBITDA ВИНК в базовом сценарии дублирует динамику нефтедобывающей компании.

1 Вероятно возникновение ситуации, когда НПЗ из-за регулятивных ограничений цен на топливо на внутреннем рынке будет выгодно переориентировать структуру выпуска посредством уменьшения доли выпуска автобензина и увеличения доли выпуска нафты, что может при повсеместном применении привести к дефициту топлива на рынке.

2 При моделировании мы исходили из предпосылки стабильности крек-спредов.

1. В целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого — стандарту организации.

Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

2. Видами добытого полезного ископаемого являются:

1) горючие сланцы;

1.1) уголь (в соответствии с классификацией, установленной Правительством Российской Федерации):

антрацит;

уголь коксующийся;

уголь бурый;

уголь, за исключением антрацита, угля коксующегося и угля бурого;

2) торф;

3) углеводородное сырье:

нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная;

газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Для целей настоящей статьи переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки;

газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее — попутный газ);

газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа;

метан угольных пластов;

4) товарные руды:

черных металлов (железо, марганец, хром);

абзац исключен. — Федеральный закон от 29.05.2002 N 57-ФЗ;

многокомпонентные комплексные руды;

5) полезные компоненты многокомпонентной комплексной руды, извлекаемые из нее, при их направлении внутри организации на дальнейшую переработку (обогащение, технологический передел);

6) горно-химическое неметаллическое сырье (апатит-нефелиновые и фосфоритовые руды, калийные, магниевые и каменные соли, борные руды, сульфат натрия, сера природная и сера в газовых, серно-колчеданных и комплексных рудных месторождениях, бариты, асбест, йод, бром, плавиковый шпат, краски земляные (минеральные пигменты), карбонатные породы и другие виды неметаллических полезных ископаемых для химической промышленности и производства минеральных удобрений);

7) горнорудное неметаллическое сырье (абразивные породы, жильный кварц (за исключением особо чистого кварцевого и пьезооптического сырья), кварциты, карбонатные породы для металлургии, кварц-полешпатовое и кремнистое сырье, стекольные пески, графит природный, тальк (стеатит), магнезит, талько-магнезит, пирофиллит, слюда-московит, слюда-флогопит, вермикулит, глины огнеупорные для производства буровых растворов и сорбенты, другие полезные ископаемые, не включенные в другие группы);

8) битуминозные породы (за исключением указанных в подпункте 3 настоящего пункта);

9) редкие металлы, являющиеся попутными компонентами в рудах других редких металлов, образующих собственные месторождения, рудах других полезных ископаемых, многокомпонентных комплексных рудах;

10) неметаллическое сырье, используемое в основном в строительной индустрии (гипс, ангидрит, мел природный, доломит, флюс известняковый, известняк и известковый камень для изготовления извести и цемента, песок природный строительный, галька, гравий, песчано-гравийные смеси, камень строительный, облицовочные камни, мергели, глины, другие неметаллические ископаемые, используемые в строительной индустрии);

11) кондиционный продукт пьезооптического сырья, особо чистого кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья (топаз, нефрит, жадеит, родонит, лазурит, аметист, бирюза, агаты, яшма и другие);

12) природные алмазы, другие драгоценные камни из коренных, россыпных и техногенных месторождений, включая необработанные, отсортированные и классифицированные камни (природные алмазы, изумруд, рубин, сапфир, александрит, янтарь);

13) полупродукты, содержащие в себе один или несколько драгоценных металлов (золото, серебро, платина, палладий, иридий, родий, рутений, осмий), получаемые по завершении комплекса операций по добыче драгоценных металлов, в том числе:

лигатурное золото (сплав золота с химическими элементами, шлиховое или самородное золото), соответствующее национальному стандарту (техническим условиям) и (или) стандарту (техническим условиям) организации-налогоплательщика;

концентраты.

При этом под добычей драгоценных металлов в целях настоящей главы понимаются извлечение минерального сырья, содержащего такие металлы, из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений и последующая его первичная переработка с получением концентратов и других полупродуктов, содержащих драгоценные металлы, в соответствии с согласованной и утвержденной в установленном порядке проектной документацией на разработку соответствующего месторождения полезных ископаемых и (или) первичную переработку минерального сырья, содержащего драгоценные металлы;

14) соль природная и чистый хлористый натрий;

15) подземные воды, содержащие полезные ископаемые (промышленные воды) и (или) природные лечебные ресурсы (минеральные воды), а также термальные воды;

16) сырье радиоактивных металлов (в частности, уран и торий);

17) извлекаемые полезные компоненты (за исключением редких металлов), являющиеся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых.

3. Абзац исключен. — Федеральный закон от 29.05.2002 N 57-ФЗ.

3. Полезным ископаемым также признается продукция, являющаяся результатом разработки месторождения, получаемая из минерального сырья с применением перерабатывающих технологий, являющихся специальными видами добычных работ (в частности, подземная газификация и выщелачивание, дражная и гидравлическая разработка россыпных месторождений, скважинная гидродобыча), а также перерабатывающих технологий, отнесенных в соответствии с лицензией на пользование недрами к специальным видам добычных работ (в частности добыча полезных ископаемых из пород вскрыши или хвостов обогащения, сбор нефти с нефтеразливов при помощи специальных установок).

См. все связанные документы >>>

Статья 337 НК РФ содержит положения, касающиеся добытого полезного ископаемого, которое в силу пункта 1 статьи 336 НК РФ признается объектом налогообложения НДПИ.

В пункте 1 статьи 337 НК РФ дается понятие полезного ископаемого и отмечается, что не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

Судебная практика.

В пункте 1 Постановления Пленума ВАС РФ от 18.12.2007 N 64 разъяснено, что при применении пункта 1 статьи 337 НК РФ надлежит исходить из следующего. Положение пункта 1 статьи 337 НК РФ о том, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

В связи с этим при определении объекта НДПИ судам следует иметь в виду: поскольку в силу абзаца второго пункта 1 статьи 337 НК РФ не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого и являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности, не признается по общему правилу полезным ископаемым и продукция, в отношении которой были осуществлены предусмотренные соответствующими стандартами технологические операции, не являющиеся операциями по добыче (извлечению) полезного ископаемого из минерального сырья (например, операции по очистке от примесей, измельчению, насыщению и т.д.).

Актуальная проблема.

Подлежит ли обложению НДПИ серебро, попутно извлеченное из недр в ходе добычи золота лигатурного; серебро, полученное в результате аффинажа концентрата золота лигатурного?

Рассмотрим позицию официальных органов по данному вопросу.

Официальная позиция.

В письме ФНС России от 30.08.2013 N АС-4-3/15780 «Об определении вида добытого полезного ископаемого при добыче драгметаллов» указано, что из совокупности понятия добычи драгметаллов, данного Федеральным законом от 26.03.1998 N 41-ФЗ «О драгоценных металлах и драгоценных камнях» (далее — Закон N 41-ФЗ), и классификации этого вида деятельности в ОК 029-2001 следует, что получение из указанного минерального сырья концентратов, содержащих драгметаллы, рассматривается как неотъемлемая часть процесса добычи этих драгметаллов и, следовательно, относится непосредственно к виду добычных работ.

В своем письме ФНС России отмечает, что золото лигатурное представляет собой вид добытого полезного ископаемого и, соответственно, объект обложения НДПИ, поскольку является:

а) в соответствии с положениями пункта 1 статьи 337 НК РФ — продукцией горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащейся в фактически добытом (извлеченном) из недр минеральном сырье (т.е. в руде и песках, содержащих драгметаллы), первой по своему качеству соответствующей техническим условиям организации-недропользователя (ТУ 117-2-7-75);

б) в соответствии с положениями подпункта 13 пункта 2 статьи 337 НК РФ — золотосодержащим концентратом, полученным при извлечении драгметаллов из коренного (рудного) месторождения.

Из буквального толкования пункта 1 статьи 338 НК РФ следует, что как объект обложения НДПИ рассматриваются полезные ископаемые, попутно извлеченные (т.е., согласно положениям пункта 1 статьи 337 НК РФ, фактически добытые) из недр в процессе осуществления добычи основного полезного ископаемого (а следовательно, и в процессе получения золотосодержащего концентрата).

Таким образом, согласно разъяснениям ФНС России, обложению НДПИ подлежит серебро, попутно извлеченное (добытое) из недр в ходе осуществления процесса добычи золота (включая и процесс получения золотосодержащего концентрата).

В названном письме ФНС России указывает, что в случае, если серебро (например, ввиду отсутствия у недропользователя технических возможностей для его извлечения из содержащего драгметаллы концентрата) было получено после осуществленного аффинажа лигатурного золота (и, соответственно, без участия недропользователя), оно не может рассматриваться как добытое полезное ископаемое, извлеченное из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого.

Судебная практика.

Позиция судов по вопросу признания серебра, попутно извлеченного из недр в ходе добычи золота лигатурного, и серебра, полученного в результате аффинажа концентрата золота лигатурного, аналогична позиции, изложенной в рассмотренном письме ФНС России.

Таким образом, серебро, попутно извлеченное из недр в ходе добычи лигатурного золота, подлежит обложению НДПИ, а серебро, полученное в результате осуществленного аффинажа содержащего драгметаллы концентрата, не является объектом обложения НДПИ.

В пункте 2 статьи 337 НК РФ перечислены виды добытого полезного ископаемого.

Новая редакция.

На основании части 2 статьи 1 Закона N 278-ФЗ подпункт 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ дополнен абзацем 6, согласно которому к такому виду добытого полезного ископаемого, как углеводородное сырье, относится метан угольных пластов.

В силу части 2 статьи 3 Закона N 278-ФЗ положения абзаца шестого подпункта 3 пункта 2 статьи 337 (в редакции Закона N 278-ФЗ) применяются к правоотношениям, возникшим с 1 января 2013 года.

В пункте 2 статьи 337 НК РФ содержится 16 видов добытого полезного ископаемого, которые могут быть признаны объектом налогообложения НДПИ, при этом перечень таких полезных ископаемых является открытым.

Пункт 3 статьи 337 НК РФ содержит указание на то, что полезным ископаемым признается также определенная продукция.

Открыть документ в вашей системе КонсультантПлюс:
Подборка судебных решений за 2018 год: Статья 342 «Налоговая ставка» главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» НК РФ
(Юридическая компания «TAXOLOGY»)Налогоплательщик заявил все нормативные потери полезных ископаемых за 2012 и 2013 годы в декларациях за декабрь 2012 года и декабрь 2013 года, применив к годовому объему фактических потерь ставку 0 процентов по НДПИ. Налоговый орган и суд указали, что налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц, поэтому потери полезных ископаемых должны учитываться не по итогам года, а в каждом налоговом периоде — календарном месяце. Налогоплательщик оспаривал конституционность п. 3 ст. 339, ст. 341, подп. 1 п. 1 ст. 342, п. 2 ст. 343 НК РФ, поскольку они не позволяют в полном объеме учитывать нормативные потери полезных ископаемых для целей применения льготной налоговой ставки (0 процентов) НДПИ. Отказывая в принятии жалобы к рассмотрению, КС РФ указал, что оспариваемые нормы, предоставляя налогоплательщику право использования налоговой ставки 0 процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых, конкретизируют порядок обложения НДПИ и подлежат применению с учетом специфики недропользования как вида экономической деятельности. При этом исчисление налога, в том числе с учетом предусмотренных налоговых льгот, должно осуществляться во взаимосвязи со всеми элементами налогообложения: объект налогообложения, налоговая база, налоговый период, налоговая ставка, порядок исчисления налога, порядок и сроки уплаты налога, установление порядка учета нормативных потерь не могут расцениваться как нарушающие конституционные права налогоплательщика.

Т.А. Фролова
Налогообложение предприятия
Конспект лекций. Таганрог: ТТИ ЮФУ, 2010.

8.4. Налог на добычу полезных ископаемых

Налог на добычу полезных ископаемых – это обязательный, индивидуально безвозмездный платеж, взимаемый с пользователей недр при добыче (извлечении) полезных ископаемых из недр (отходов, потерь). Введен в действие главой 26 НК РФ.

Плательщиками налога на добычу полезных ископаемых являются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством РФ.

Пользователями недр являются субъекты предпринимательской деятельности, в том числе участники простого товарищества, иностранные граждане, граждане РФ на условиях соглашений о разделе продукции, юридические лица, частные предприниматели, не имеющие статуса юридического лица объединения юридических лиц. Установлены ограничения при ведении работ по добыче радиоактивного сырья: в этом случае пользователями недр могут быть только юридические лица, зарегистрированные на территории РФ и имеющие лицензии на ведение работ по добыче и использованию радиоактивных материалов, токсичных и иных опасных отходов.

Предоставление недр в пользование оформляется специальным государственным разрешением в виде лицензии, Пользователи недр должны встать на учет по месту нахождения участка недр, предоставленного им в пользование.

При добыче полезных ископаемых на континентальном шельфе РФ, в исключительной экономической зоне РФ, а также за пределами РФ плательщики налога становятся на учет по месту своего нахождения (государственной регистрации).

Объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются:

· полезные ископаемые, добытые из недр на территории РФ, на континентальном шельфе РФ, в исключительной экономической зоне, а также за пределами РФ (на арендуемых территориях или используемых на основании международного договора);

· полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в соответствии с законодательством РФ о недрах.

Налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых. Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно в единицах нетто массы (объема) прямым или косвенным методом.

Прямой метод предполагает определение количества полезного ископаемого посредством измерительных приборов.

Косвенный метод применяется в том случае, когда количество добытых полезных ископаемых прямым методом определить невозможно. Количество добытого полезного ископаемого определяется расчетным путем по показателям содержания добытого полезного ископаемого в извлекаемом минеральном сырье (например, по доле содержания).

По драгоценным металлам и драгоценным камням при добыче их из коренных, россыпных и техногенных месторождений установлены особенности определения количества добытого полезного ископаемого. Так, по драгоценным металлам количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учета при добыче в соответствии с законодательством РФ о драгоценных металлах и камнях, то есть по химически чистому металлу.

Налоговый период – квартал.

Ставка по налогу определена по видам добытых полезных ископаемых, по отдельным добытым полезным ископаемым, а также по полезным ископаемым, обладающим определенными признаками. Например, конкретно по торфу установлена ставка 4%, по горнорудному неметаллическому сырью в целом — 6%, по полезным ископаемым, добываемым при разработке некондиционных запасов, — 0%.