Экспертный совет при правительстве раскритиковал поправки Минэнерго в закон "Об электроэнергетике" о включении в стоимость техприсоединения (ТП) к сетям инвестиционной составляющей на строительство новой инфраструктуры, говорится в заключении совета (копия есть у "Ведомостей"). С одной стороны, серьезно вырастет стоимость подключения к сетям для среднего бизнеса и промышленности, так что в энергодефицитных регионах предприятия станут неконкурентоспособными, с другой — сетевые компании потеряют стимулы оптимизировать существующую инфраструктуру, указывают эксперты. При этом усилится заинтересованность сетевых компаний "закрывать" центры питания и наращивать активы, говорится в заключении. Это приведет к созданию избыточной инфраструктуры, содержание которой в конце концов ляжет на плечи потребителей, беспокоятся эксперты.

Запрет на включение инвестсоставляющей в плату за техприсоединение был введен с 2011 г., чтобы повысить доступность инфраструктуры и обеспечить экономический рост. Законодатели также хотели уйти от непрозрачности и избыточности инвестиционных затрат сетевых компаний. Но Минэнерго все равно предлагает отказаться от запрета и включать инвестиционную составляющую в плату за техприсоединение уже с 1 января. Потребители с мощностью энергопринимающих устройств от 5 МВт смогут подключиться к сетям без доплаты за инвестиции, если будет такая техническая возможность. Но этой опцией смогут воспользоваться только крупные потребители, которые подключаются к центрам питания с заведомо избыточной мощностью, отмечают эксперты.

Если будут приняты поправки Минэнерго, вырастут риски злоупотреблений и уровень коррупции в отношении малого и среднего бизнеса, приводят эксперты еще одно замечание. Сетевые компании могут навязывать им в качестве добровольных дополнительные расходы, говорится в заключении.

Эксперты отмечают невозможность контролировать обоснованность отнесения расходов на развитие существующей инфраструктуры на отдельных потребителей. Нужно усовершенствовать и действующее регулирование расчета платы за ТП. Например, разработать механизм возмещения заявителю расходов на оплаченное им сетевое хозяйство, применять механизмы софинансирования, когда потребитель компенсирует инвестсоставляющую, получая права на построенные объекты, предлагается в заключении. При этом совет поддержал перенос на три года (до октября 2020 г.) полного исключения для потребителей с мощностью энергопринимающих устройств 15-150 кВт из платы за ТП расходов на строительство сетей ("строительство последней мили").

Представитель "Россетей" защищает поправки Минэнерго. Сейчас плата за техприсоединение не отражает реальных затрат сетевых компаний, говорит представитель компании. За полгода 2015 г. затраты на одно ТП льготного потребителя (до 15 кВт) составляют в среднем 60 000 руб., а по договору — 550 руб., затраты на ТП предприятия малого и среднего бизнеса (до 150 кВт) — в среднем около 500 000 руб., а плата за подключение — 128 000 руб., приводит он примеры. Представитель Минэнерго не смог оперативно ответить на вопросы "Ведомостей".

Если инвестиционную составляющую на развитие сетей не закладывать в стоимость присоединения для конкретных потребителей, сетевая компания соберет эти деньги со всех потребителей через тариф, говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. Для потребителей, которые не планируют присоединяться, инициатива Минэнерго может быть выгодна при условии снижения тарифа на передачу, предполагает эксперт.

Иван Песчинский

Минэкономразвития предлагает нефтяникам, лишенным льгот на разработку истощенных месторождений, покупать эти льготы за деньги. Компаниям это даст налоговую стабильность, а бюджету — $20-30 млрд дополнительных доходов.

Льгота для зрелых месторождений

​Суть новой налоговой инициативы в нефтяной отрасли изложена в презентации Минэкономразвития "Структурная реформа на рынке нефтедобычи в России" (есть в распоряжении РБК). У нефтяников была возможность ознакомиться с этим документом на заседании президентской комиссии по ТЭКу, которое прошло 27 октября, рассказали РБК трое участников этой встречи. Само предложение, по их данным, на встрече не обсуждалось.

Основная задача нефтяной отрасли — максимизация налоговых поступлений в бюджет, говорится в презентации Минэкономразвития. Чиновники считают, что увеличить поступления от нефтянки можно в первую очередь за счет зрелых месторождений. "Это та добыча, которая дает максимальный налоговый эффект, потому что шельф у нас полностью безналоговый", — объяснял недавно глава ведомства Алексей Улюкаев. В связи с этим очередную налоговую реформу Минэкономразвития предлагает провести точечно — в отношении высоковыработанных участков в Западной Сибири. Для этих месторождений сейчас действует минимум налоговых льгот, поэтому государство изымает с них в виде налогов до 80% выручки.

Но при такой ренте инвестировать в повышение эффективности разработки становится невыгодно, поэтому добыча на западносибирских участках снижается на 3-4% в год, следует из расчетов министерства.

Суть предложения Минэкономразвития заключается в том, чтобы предоставить для разработки этих месторождений льготы по уплате НДПИ.

Льгота по НДПИ для выработанных месторождений существует и сейчас. Но она распространяется только на те участки, запасы которых были выработаны на 80% и больше по состоянию на 1 января 2006 года (для них льгота растет по мере разработки и на пике составляет 70% от обычной ставки НДПИ). Минэкономразвития предлагает распространить эту льготу и на те проекты в Западной Сибири, которые сейчас ее лишены. Речь идет примерно о 25 месторождениях (с добычей на каждом свыше 1 млн в год), в том числе о таких крупных, как Самотлорское и Малобалыкское месторождения "Роснефти", Вынгапуровское "Газпром нефти" и Федоровское "Сургутнефтегаза".

Если эти месторождения получат льготу, у нефтяников появится стимул для дополнительных инвестиций в их разработку и к 2024 году добыча нефти в России суммарно вырастет на 20 млн, подсчитали эксперты министерства. В деньгах это не меньше $5 млрд дополнительных поступлений от НДПИ в год.

Деньги вперед

Правда, получить льготу бесплатно не выйдет: идея Минэкономразвития заключается в том, чтобы нефтяники оплатили ее деньгами — авансом на 5-10 лет вперед. Цена льготы, предположительно, будет высчитываться как разница между суммой, которую компании заплатили бы в течение этого срока при действующей ставке НДПИ, и льготной налоговой ставкой налога для истощенных месторождений. Стоимость льготы определяется как приведенная стоимость выпадающих налоговых поступлений, поясняется в презентации ведомства. В чем же тогда выгода компаний?

Без льгот денежный поток от разработки старых месторождений будет неуклонно снижаться, а вслед за ним и стоимость активов. Предлагаемая реформа позволит нарастить добычу и ликвидность, а также получить гарантии, что на время действия льгот налоговый режим по конкретным участкам останется неизменным, объясняется в презентации Минэкономразвития.

Сейчас НДПИ рассчитывается исходя из мировых цен на нефть Urals и устанавливается ежемесячно исходя из среднего курса доллара к рублю за месяц. Льгота, предположительно, будет рассчитываться на основе некой фиксированной цены нефти — возможно, исходя из консервативного прогноза по цене, заложенного в бюджет (сейчас это $53 за баррель), пояснил РБК один из чиновников Минэкономразвития. В случае роста цены нефтяники будут выигрывать.

В презентации ведомства порядок расчета НДПИ для определения стоимости льготы не описан. Конкретный механизм расчета цены и предоставления льгот еще только предстоит разработать, говорит собеседник РБК.

Миллиарды авансом

Минэкономразвития ожидает, что покупка нефтяниками налоговых льгот может увеличить прямые доходы бюджета в 2016-2018 годах на $20-30 млрд (как именно сделан расчет, в презентации не поясняется). В 2014 году доходы бюджета от НДПИ на нефть составили 2,46 трлн руб. ($64,1 млрд по среднему курсу за 2014 год).

Механизм продажи льгот по выработанным месторождениям Западной Сибири до конца не ясен и требует проработки, отмечает управляющий директор Vygon Consulting Григорий Выгон. "Если в сегодняшних условиях расчет льготы будет осуществляться при цене нефти $40 за баррель и курсе доллара в 70 руб., то при различной динамике цен и курса может выиграть как государство, так и компания, — рассуждает эксперт. — Захотят ли они играть в эту рулетку? Я думаю, вряд ли".

В России, и в первую очередь в Западной Сибири, действительно есть целый ряд месторождений, на которых можно нарастить добычу при предоставлении льгот, говорит директор Московского нефтегазового центра Ernst & Young Денис Борисов. Правительство и представители отрасли уже давно обсуждают единый механизм, который позволил бы учитывать затраты по проектам в составе налогооблагаемой базы (например, налог на финансовый результат), но решения до сих пор нет. В этой ситуации альтернативы новым "адресным преференциям" нет, считает эксперт.

Сами нефтяники пока с осторожностью относятся к идее Минэкономразвития. В условиях высоких кредитных ставок и непредсказуемых цен на нефть оплачивать льготу на годы вперед рискованно, считает сотрудник Независимой нефтяной компании. Выгоднее было бы платить по текущей ставке, но с рассрочкой платежей на несколько лет, полагает он.

Источник РБК в ЛУКОЙЛе называет схему министерства "сырой": нет методики расчета дельты по каждому из месторождений, нужно четко понимать, на какой срок компания получит льготу и каковы гарантии неизменности налогового режима. Но если схему доработать, то компания приветствует новый инструмент получения налоговых льгот, добавляет он. Менеджер "Роснефти" утверждает, что компания пока не видит юридических механизмов реализации схемы Минэкономразвития, а также считает ее "коррупционноемкой". Официальные представители "Газпром нефти", "Роснефти", ЛУКОЙЛа не комментируют предложения Минэкономразвития.

Сам механизм применения льгот по выработанности месторождений остается сомнительным, говорит Григорий Выгон. Его​ эффективность в плане роста добычи и налоговых выплат еще предстоит оценить. В презентации Минэкономразвития в качестве успешного примера применения этой льготы приводится "Башнефть". Но основной прирост добычи у этой компании был достигнут не после получения льготы, а в результате смены собственника (до прошлого года основным акционером "Башнефти" была АФК "Система", до нее — компании, связанные с Уралом Рахимовым) и оптимизации технологических процессов, заключает эксперт.

Людмила Подобедова

Три российские и одна хорватская компании заявили о готовности разрабатывать иранское месторождение Шангуле, сообщило Tehran Times со ссылкой на агентство IRNA. Среди них "Роснефть" и "Зарубежнефть", пишут издания. Эти компании уже подали заявки на участие в проекте и они находятся на рассмотрении, сказал менеджер по развитию проекта Али Аббаси Ларки. По его словам, победитель будет определен после конференции в Тегеране (пройдет 27-28 ноября), где будут раскрыты условия новых нефтяных контрактов. Министр нефти Ирана Бижан Намдар Зангане говорил ранее, что для иностранных компаний эти условия будут привлекательнее тех, что были до введения режима санкций. "Там никогда не было соглашения о разделе продукции, всегда были сервисные контракты", — говорил в интервью "Ведомостям" президент "Лукойла" Вагит Алекперов.

Названия третьей российской и хорватской компании, претендующей на Шангуле, не сообщаются. Крупнейшая нефтедобывающая компания Хорватии — INA. Прежде она работала в Иране — например, в 2008 г. она подписывала соглашение с National Iranian Oil Company (NIOC) на исследование блока Мугань-2. Представитель INA на запрос не ответил.

У "Зарубежнефти" есть меморандум с Iranian Central Oil Fields Company о сотрудничестве в области использования технологий для разработки и повышения нефтеотдачи на иранских месторождениях Пейдар, Западный Пейдар, Абан и Нафт-Шахр. Представитель "Зарубежнефти" от комментариев отказался.

У "Роснефти" в Иране проектов не было. Представитель "Роснефти" не ответил на запрос.

Месторождение Шангуле входит в проект "Анаран" (запасы — 2 млрд барр., состоит из 4 структур: Азар, Шангуле, Мусиан и Дехлоран). До введения санкций США в отношении Ирана геологоразведкой там занимался "Лукойл" с норвежской Statoil (владели 25 и 75% в проекте соответственно). В 2005 г. было открыто крупное нефтяное месторождение Азар. Позже — месторождение на блоке Шангуле. Заключить контракты на их разработку компании не смогли из-за санкций. Алекперов говорил недавно, что компания активно готовится к началу инвестиционного цикла по проектам в Иране после снятия санкций. В сентябре он встречался с замминистра нефти Ирана Амиром Хоссейном Заманиния. По данным иранского агентства Shana, стороны обсудили "сотрудничество по увеличению производительности нефтедобычи, восстановлению старых и разведке новых месторождений нефти в Иране". "Газпром нефть" тоже хотела войти в проекты Азар и Шангуле. В 2009 г. она подписала с NIOС меморандум о взаимопонимании, но до контракта дело не дошло. Представители "Газпром нефти" и "Лукойла" не ответили на запросы.

Шангуле расположено на западе Ирана. Страна делит его с Ираком. Ожидалось, что на первом этапе разработки Шангуле добыча составит 15 000 барр. в сутки, на втором — 40 000-50 000 барр. в сутки. В 2014 г. Иран добывал 3,6 млн барр. нефти в сутки (180 млн т в год). Ожидается, что санкции могут быть сняты в начале 2016 г. К марту 2021 г. Иран рассчитывает добывать уже 4,7 млн барр. в сутки (235 млн т нефти в год), говорил управляющий директор NIOC Рокноддин Джавади.

"Иран представляет колоссальный интерес для всех нефтегазовых компаний", — говорил в сентябре Алекперов в интервью "Ведомостям". Запасы нефти Ирана составляют 157,8 млрд барр., России — 103,2 млрд барр. (данные ВР). Снижение цен на нефть и инвестиций по всему миру не отпугнет компании от намерения инвестировать в иранские проекты, считает старший аналитик Альфа-банка Александр Корнилов. В нефтегазовые проекты власти Ирана хотят привлечь $185 млрд до конца 2020 г. Преимущества российских компаний — опыт работы в Иране и Ираке, но политика будет играть главную роль, уверен Корнилов. У российских компаний есть хорошие шансы вернуться в приостановленные проекты в Иране, говорил министр энергетики Александр Новак.

Галина Старинская