Павел Завальный: Закон о НДД в случае одобрения в правительстве сначала будет носить характер отраслевого эксперимента

– Павел Николаевич, Вы поддерживаете  позицию нефтяных компаний по поводу выделения дополнительных льгот для месторождений с высокой выработанностью  в Западной Сибири? 

– Речь идет о двух подходах к методу определения ставок налогообложения нефтедобычи. С одной стороны, существуют традиционные дифференцированные ставки НДПИ, учитывающие условия добычи нефти. С другой – благодаря, в том числе, законодательной инициативе депутатов думы Югры, в Государственной думе обсуждается вопрос о введении новой системы налогообложения добычи. Это налог на добавленный доход (НДД), который чаще применяется в отношении разработки новых месторождений или налог на финансовый результат (НФР), призванный сделать более привлекательной разработку залежей нефти на поздних стадиях. Благодаря такой возможности у недропользователей появятся экономические стимулы для более эффективного использования запасов нефти.

НДПИ действует с 2001 года и зарекомендовал себя со стороны фискальных служб. Предложения по НДД и НФР пока еще не приняты и даже в случае одобрения будут носить в начале характер отраслевого эксперимента. Новый подход, а это будет конвергенция двух подходов, НДД и НФР, с тем, чтобы его можно было применять как для новых, так и для истощенных месторождений, коснется месторождений с объемами добычи до 10 млн тонн в год. Нужно будет посмотреть, насколько эффективно он будет работать и достигнет ли заявленных целей.

– Как Вы можете охарактеризовать работу Минэнерго и Минфина в вопросе поиска консенсуса по налогу на добавленный доход? 

– Позитивно. Почему? Есть уже согласованная редакция Минфина и Минэнерго. Подготовлен компромиссный документ, который, насколько я знаю, устраивает и наши ведущие нефтегазовые компании.

Но при этом вы должны понимать, что министерство энергетики решает задачу сохранения и возможного увеличения объемов добычи, то есть, обеспечивает устойчивое развитие отрасли. И при этом добивается, чтобы ее эффективность росла на фоне ухудшения структуры запасов и условий нефтедобычи.

У министерства финансов другая задача – сохранение и увеличение текущих доходов и балансировка бюджета. Особенно, когда бюджет расходов утвержден, не должно быть выпадающих доходов. Каждый преследует свои цели в рамках своих полномочий.

Поэтому обвинять кого-то в Минфине или Минэнерго в несогласовании, затягивании сроков нельзя. Здесь должен быть компромиссный процесс. При этом обязательно необходимо учитывать интересы нефтяных компаний. В том плане, что бизнес должен работать рентабельно. Тем более, если речь идет и о государственных ВИНКах. Они должны иметь финансовые источники для своего устойчивого развития.

У нас самый высокий в мире объем налоговой нагрузки на нефтяников, около 65%. Для сравнения, в Канаде - 35%. При этом, как я уже сказал, структура запасов ухудшается. Возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Пока же в эксплуатации в основном традиционные запасы. Сейчас из ТРИЗов в России мы получаем только 6% добытой нефти. При этом в общей структуре запасов они составляют уже более 40%.  Если говорить о Югре, то здесь более четверти разведанных пластов трудноизвлекаемые.  К ним можно отнести и истощенные месторождения. При этом из них мы получаем всего 4,5% объемов добычи.

То есть, сейчас добыча не соответствует структуре запасов. В перспективе себестоимость добычи нефти будет расти. И, конечно, мы должны находить другие мотивирующие режимы налогообложения, к которым относится и НДД.

С этим подходом мы снижаем удельное налогообложение тонны добытой нефти, но при этом увеличиваем жизненный цикл эксплуатации месторождения, что должно, в свою очередь, привести к увеличению общего объема добычи. Соответственно, возрастет общий объем налогов. И понятно, что когда вводится такой механизм для уже действующих месторождений, это может привести к временному снижению поступлений от налогов. В перспективе платежи возрастут. Но именно сейчас получается снижение доходов бюджета. Сегодня высока зависимость федерального бюджета и региональных бюджетов от объемов добычи и экспорта нефти и газа - около 40%. Поэтому Минфин очень аккуратно и консервативно подходит к решению этого вопроса. Но при этом понимает необходимость новых подходов. Надеюсь, не позже июня закон по НДД, согласованный правительством, будет внесен в государственную думу и рассмотрен.

– Павел Николаевич, предлагаю обсудить вопросы, связанные с развитием газовой отрасли. Наши японские партнеры не прекращают обсуждать строительство подводного газопровода между Россией и Японией. Однако российские компании, в частности, Газпром, уже высказывали свои опасения по поводу данной идеи (высокая сейсмическая активность подводной территории, где планируется проложить часть трубопровода, дороговизна проекта и т.д.). Как лично Вы оцениваете эту идею? Синергия от реализации сможет покрыть риски?

– Любой проект должен получить технико-экономическое обоснование. Оцениваются затраты, срок возврата инвестиций, время реализации проекта и, естественно, риски. В том числе и коммерческие, учитывающие колебания спроса и предложения. Будет ли это долгосрочный контракт? Предусмотрена ли фиксированная цена, которая гарантирует спрос и оплату в соответствии с этим спросом?

Например, по схеме «бери или плати» реализовывались все инвестиционно емкие проекты поставок газа для той же Европы. Это потом уже появился спотовый рынок, когда была создана необходимая инфраструктура. Появилось несколько источников поставок природного газа, в том числе в виде СПГ. Стали реальностью схемы более гибких поставок.

Но когда инфраструктуру надо только создать, фактически все риски на стороне инвестора и поставщика. Поэтому должен быть обеспечен спрос и оплата стоимости газа, которая гарантирует инвестору возврат денег. В этом проекте существуют и риски, связанные с зоной повышенной сейсмической активности. Они должны быть оценены и минимизированы. Сегодня большая часть поставок проекта «Сахалин-2» идет в Японию. Около 60% - в виде СПГ. Мы намерены расширять проект «Сахалин-2» до 15 млн тонн. Есть планы строительства дальневосточного завода СПГ. Мы предлагаем японским инвесторам поучаствовать в этом проекте и таким образом увеличить производство СПГ для своих потребителей.  Японская сторона предложила построить газопровод. Значит, наши партнеры должны сказать, что в этом случае они гарантируют безопасность спроса, возврат инвестиций, компенсируют потенциальные сейсмические риски. Сам проект находится на стадии оценки всех рисков. Идет технико-экономическое обоснование, сопоставление его с другим способом поставок газа в виде СПГ. Тем более, там есть с чем сравнивать. Схема отработана, цены согласованы.

– На Ямале продолжается рост добычи газа. При этом существует распространенное мнение, что в России голубого топлива уже сегодня добывают больше, чем достаточно. Для чего такая динамика роста? Куда пойдет новый газ Ямала?

– Основная добычная база по газу в нашей стране - север Тюменской области. Последние 30 лет добыча газа производилась в основном в  Надым-Пур-Тазовском регионе. Основные уникальные месторождения это Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и ряд других. При этом последнее крупнейшее месторождение, которое было разработано в этом районе, Заполярное, пока еще находится в режиме стабильной добычи и, по сути, является регулятором, то есть, покрывает сезонные колебания поставок газа. Месторождения в режиме падающей добычи регуляторами быть не могут. Там невозможно сегодня взять больше газа, а завтра меньше.

В России высокая сезонная неравномерность потребления природного газа. В зимний период по отношению к лету разрыв в поставках достигает 1,8 раза. Регулятором является Газпром. А в самой компании регуляторами являются отдельные месторождения, где можно взять газа то больше, то меньше. Но таких крупных регуляторов практически уже не осталось. Заполярное - последнее. Весь этот регион переходит в режим падающей добычи. Разработка месторождений сателлитов не компенсирует падения.

Новой добычной базой становится полуостров Ямал. Сегодня там разработано месторождение Бованенково. Построено три газовых промысла. Общий объем добычи составляет 67,5 млрд кубических метров. Работает двухниточная система газопроводов в европейскую часть России. Объем добычи выйдет на 115 млрд кубических метров не позднее 2019 – 2020 года. По сути, меняется основная добычная база. По мере снижения добычи в Надым-Пур-Тазовском регионе нагрузка все больше будет переходить на полуостров Ямал. Только Бованенково, Харасавей и сателлиты имеют запасы порядка пяти триллионов кубических метров газа. Если взять месторождения, которые находятся севернее, лицензии на которые также есть у Газпрома, общая сырьевая база региона превысит девять триллионов кубических метров газа.

В ближайшие 20-30 лет Ямал будет являться основной ресурсной базой для компенсации снижения объемов добычи в Надым-Пур-Тазовском районе и обеспечения поставок на экспорт по газопроводу «Северный поток – 2».