Глава Минэнерго РФ А. Новак ответил на вызовы современности в энергетике.
16 февраля 2015 г он в интервью Интерфаксу поведал о влиянии низких цен на нефть и дорогих кредитов на нефтяную отрасль России, и о системе налогообложения с финансового результата.
Насколько серьезно низкие цены на нефть и снижение потребительского спроса ударили по российской нефтяной отрасли промышленности?
- Нужна комплексная оценка, потому что прямое снижение цен на нефть частично компенсируется девальвацией рубля. Внутри структуры каждой компании разная себестоимость в рублях и в долл США. Компании, которые использовали импортное оборудование, производили много затрат в валюте, имеют рост издержек. Компании, работавшие в российских рублях, с российскими партнерами, имеют незначительные изменения в издержках.
Нефтяники считают, что ситуация приемлемая. Главный вопрос - отсутствие кредитных средств, а не цена нефти. В результате отсутствия финансирования у нефтяников уменьшаются объемы инвестпрограмм за счет заимствований. Теперь какое-то время они будут рассчитывать только на собственную выручку.
Какие проекты наиболее пострадали или пострадают в ближайшее время из-за изменения экономической ситуации?
Возможно, компании отменят бурение по каким-то новым залежам в связи с тем, что эти проекты при такой цене на нефть неэффективны или нет возможности заимствовать деньги в банках на их разработку. Глобальные проекты, которые сегодня реализуются, никто не собирается откладывать, все будут продолжать работу.
Позволят ли цены в 60-70 долл США/ баррель сохранять добычу нефти на достигнутых уровнях в течение нескольких лет?
Нельзя сбрасывать со счетов котировки национальной валюты. Цена нефти 70 долл США/ баррель при действующем курсе рубля или при его частичном укреплении вполне приемлемая для нефтяных компаний. Нужно банковское финансирование и нормальную ставку. Со ставкой под 25%-30% никто кредиты брать не будет.
Другим ключевым моментом, сильно влияющим на уровень добычи нефти, является система налогообложения. Если мы в ближайшие 5-7 лет не перейдем на налогообложение финансового результата (НФР) или налог на добавленный доход (НДД), а будем продолжать одинаково подходить к эффективным и неэффективным проектам, то мы можем увидеть снижение добычи нефти после 2020 г на 5-10 % к той полке добычи, которую мы прогнозируем в Энергостратегии.
Уже к 2020 году добыча может составить 508-510 млн т.
Если не поставить задачу в 2021 - 2022 гг выйти на новую систему налогообложения, более дифференцированную по отношению к дорогим проектам, которые учитывали бы более высокую себестоимость третичных, четвертичных методов добычи, то не будут буриться скважины, нерентабельные при действующей системе налогообложения. Это даст падение и, существующие прогнозы по добыче могут снизиться, как минимум, на 50 млн т/год.
Как найти компромисс с Минфином по вопросу перехода на НФР?
- В 1ю очередь, мы должны рассмотреть пилотные проекты, а во 2ю - обсудить этот вопрос в рамках Энергостратегии, когда внесем ее в правительство.
Минфин считает, что нефтяные компании начнут самыми разными способами оптимизировать налоговые выплаты, что приведет к потерям бюджета. Пилотные проекты для того и нужны, чтобы отработать механизм, который бы позволил хорошо администрировать эти налоги. Пока нет практики - все останется на уровне теоретических рассуждений.
Сохраняются ли планы у компаний по реализации таких крупных инвестпроектов, как Дальневосточный СПГ и Владивостокский СПГ?
- Цены на нефть упали, и неопределенность этих проектов повысилась.Эти проекты подлежат новой оценке с учетом нынешних условий, тем более что в этих проектах не все объемы законтрактованы. Нужно понимать, какая будет финансово-экономическая модель. Компании сейчас этим занимаются и официально об изменении планов не заявляли. Проект Ямал СПГ на 1/3 уже реализован, поэтому там других вариантов нет.
- Как будет решаться вопрос с дефицитом мощностей ВСТО? Сохраняются ли планы по его расширению? Что делать с дефицитом в ближайшее время?
- Дефицита мощностей по ВСТО нет. В соответствии с инвестиционной программой Транснефти, рассмотренной и согласованной в правительстве до 2020 г, мощности ВСТО-1 возрастут до 80 млн т/год с нынешних 58, а ВСТО-2 - с 30 млн т/год до 50. В 2015 г заявки на прокачку нефти по ВСТО не превышают мощности. В 2015 г будет введен в эксплуатацию нефтепровод - отвод от ВСТО на Хабаровский НПЗ, и уже во2м полугодии часть нефти пойдет на завод.
Дальше все зависит от планов компаний по разработке месторождений.
Мы уже поручили Транснефти рассмотреть вопрос о расширении мощностей инфраструктуры спецморнефтепорта Козьмино. Нужно расширять до объема, который будет реально востребован.
