Участникам специальных инвестиционных контрактов (СПИК) предложат новые возможности и преференции. Усовершенствованную модель привлечения инвестиций, известную как СПИК 2.0, утвердила во вторник в первом чтении Госдума.

В чем заключаются изменения

Задача нового механизма — сделать СПИК более востребованным и увеличить инвестиции. Новшества прописаны в трех внесенных правительством законопроектах: поправках в закон "О промышленной политике в России", Бюджетный и Налоговый кодексы. Они предполагают серьезную трансформацию механизма СПИК:

• Расширятся сферы для заключения специнвестконтрактов. Кроме сугубо промышленных проектов льготы получат проекты в сельском хозяйстве, энергетике и т.д.
• Сторонами СПИК станут не только федеральные, но и региональные, и муниципальные власти — с ними будет согласовано место размещения производства. "Вовлечение муниципалитета призвано устранить элементы саботажа: муниципалитет фиксирует свои обязательства на момент подписания СПИК, и конфликтные ситуации мы проходим до реализации СПИК, — пояснил в докладе перед депутатами Госдумы заместитель министра промышленности и торговли Василий Осьмаков. — Упреждающее решение конфликтных ситуаций будет на пользу инвестиционной активности региона".
• Срок действия контрактов продлят до 15 лет для проектов с инвестициями до 50 млрд руб. и до 20 лет — выше 50 млрд руб. Ранее СПИК действовал до десяти лет.
• Будет отменено требование о минимальном объеме инвестиций. Сейчас участники СПИК обязаны вложить в проект не менее 750 млн руб.
• Льгота по налогу на прибыль будет действовать весь срок реализации проекта, а не до 2025 года, как сейчас.
• Нулевая ставка по налогу на прибыль будет применяться на все доходы от проекта в рамках СПИК. Сейчас инвестор может претендовать на нулевую ставку, если получает более 90% доходов от предмета СПИК.
• Появится возможность раздельного налогового учета доходов и расходов деятельности в рамках СПИК.
• Объем государственной поддержки будет ограничен: теперь налоговые и неналоговые вложения из бюджета не превысят 50% от вложений инвестора в СПИК. Ранее этого ограничения не было. "Это ограничение необходимо для обеспечения бюджетной эффективности механизма, своего рода предохранительный клапан, — отметил директор Ассоциации кластеров и технопарков Андрей Шпиленко. — Государство не должно тратить из бюджета больше, чем сам инвестор. Такое ограничение не должно оттолкнуть потенциальных инвесторов, поскольку экономия 50% за счет субсидий или налоговых льгот — это и так крайне привлекательные условия, которые позволяют сократить срок окупаемости проекта до нескольких раз".

Налоговый режим усовершенствуют

Главное новшество СПИК 2.0 — отмена ограничения действия льготы по налогу на прибыль. Налог обнулят на весь срок проекта, а не до 2025 года. "Самое время отменить это ограничение, — уверен партнер Taxology Алексей Артюх. — При лимите до 2025 года большинство участников СПИК смогут воспользоваться льготой лишь два-три года, потому что новые предприятия выйдут на окупаемость лишь через несколько лет".

Другое важное изменение — возможность раздельного налогового учета деятельности в рамках СПИК. "Это снимает вопросы процентных доходов и непрофильных доходов не от СПИК", — отметил Артюх.

Возможность раздельного налогового учета наиболее существенна для региональных проектов, большинство из которых направлено на модернизацию существующего производства, в то время как федеральные — на строительство нового, объясняет эксперт. "Например, у завода при реконструкции одной из линий в рамках СПИК появится возможность раздельного учета производства на этой линии", — пояснил Артюх.

К льготам не допустят без конкурса

А вот требования к инвесторам станут более жесткими. Желающим заключить СПИК предстоит конкурсный отбор. Если проект связан с технологиями военного, специального или двойного назначения, конкурс будет закрытым.

Это наиболее спорное новшество, считает управляющий партнер Vegas Lex Александр Ситников. "Условия отбора станут полем для дискуссий. Хотя с точки зрения государства совершенно разумно определять приоритеты инвестиционной политики и создавать преимущества для одних проектов перед другими", — отметил Ситников.

Требование внедрять высокие технологии

Заключить специальный инвестиционный контракт смогут только компании, разрабатывающие или внедряющие инновации. Технология должна быть включена в перечень правительства во время подачи инвестором заявки на заключение СПИК.

"Изменится сам фокус специальных инвестиционных контрактов. Если раньше в приоритете были инвестиции и создание нового промышленного производства, то теперь к этим приоритетам добавился трансферт технологий. Участник СПИК должен разработать технологию или приобрести права на иностранную технологию в том объеме, чтобы на ее основе иметь право создать новую и в дальнейшем производить уникальный продукт или товар с высоким экспортным потенциалом", — объяснила РБК директор Института проблем правового регулирования НИУ ВШЭ Анна Дупан. У производителей будет возможность инициировать включение технологий в правительственный список, замечает эксперт.

Привлекут ли новые возможности больше инвесторов

Пока сложно оценить, насколько новшества повысят интерес инвесторов к СПИК, считает партнер налоговой практики KPMG Нина Гулис. "Бизнесу предстоит адаптироваться к новым требованиям: конкурсному отбору и обязанности локализовать технологию в России — эти дополнительные процедуры удлинят срок согласования инвестпроектов", — отмечает эксперт.

Управляющий партнер Vegas Lex Александр Ситников ожидает роста популярности СПИК. "В первой редакции СПИК не гарантировал ничего, кроме заморозки регуляторных изменений. В обмен на неизменность законодательства участник СПИК брал на себя обязательства не только проинвестировать, но и обеспечить определенный объем выпуска продукции на своем предприятии. И даже когда СПИК практически ничего не предоставлял, мера была востребована, и инвесторы достаточно активно ее использовали", — подчеркивает Ситников.

Однако поправки не учитывают пожелания бизнеса упростить таможенное регулирование, отмечает Анна Дупан. Предприниматели высказывали пожелания снизить таможенные пошлины, снять ряд ограничений в рамках ВТО и Таможенного союза. "Однако эта тема осталась за бортом, баланс интересов бизнеса и государства найти не удалось", — констатирует она.

Ксения Назарова, Ольга Агеева

UC Rusal попросила зампреда правительства Дмитрия Козака проверить стоимость наиболее дорогих проектов модернизации ТЭС, которые правительство предложило одобрить без конкурса: удельные капитальные затраты в этих проектах значительно выше, чем максимум, достигнутый на конкурсе. Об этом говорится в письме, которое UC Rusal отправила Козаку 28 мая. "Ведомости" ознакомились с копией документа, его достоверность подтвердил представитель UC Rusal.

Станции должны быть модернизированы по договорам о предоставлении мощности (ДПМ), которые гарантируют инвесторам возврат средств с фиксированной доходностью. Затраты на строительство и прибыль генерирующих компаний оплачивают промышленные потребители — и они неоднократно выступали за удешевление программы. Всего в 2022-2024 гг. планируется модернизировать около 11 ГВт. Модернизация большей части мощностей разыграна на конкурсах, победителям которых гарантирована прибыль в 14%. Судьбу 1,7 ГВт мощности определит правительственная комиссия.

Заседание комиссии назначено на 29 мая. В материалах к нему, разосланных Минэнерго в понедельник, говорится, что всего для участия в отборе были поданы заявки общей мощностью 10,155 ГВт, но заявленным критериям отвечают только проекты на 1,783 ГВт. Представитель Минэнерго подтвердил "Ведомостям" эту информацию.

В первой ценовой зоне критериям отвечают проекты модернизации Пермской ТЭЦ-9 (два энергоблока на 190 МВт) и Ижевской ТЭЦ-2 (125 МВт) "Т плюса", а также энергоблоков на Автовской ТЭЦ (236 МВт) ТГК-1 (входит в "Газпром энергохолдинг"), Краснодарской ТЭЦ (450 МВт) "Лукойла", Нижнекамской ТЭЦ (195 МВт) "Татнефти" с установкой ПГУ, блока на 50 МВт на Невинномысской ГРЭС "Энел Россия" итальянской Enel и на 130 МВт на Смоленской ТЭЦ-2 "Квадры".

Во второй ценовой зоне в программу модернизации могут попасть Красноярская ТЭЦ-1 (два блока 160 МВт) и ТЭЦ-3 (185 МВт) Сибирской генерирующей компании (СГК, подконтрольна СУЭК Андрея Мельниченко), а также Иркутская ТЭЦ-6 (65 МВт) "Иркутскэнерго" (подконтрольна En+).

Эти проекты стоят в общей сложности 63,5 млрд руб., или 49% общей цены модернизации в 2022-2024 гг., пишет UC Rusal. Во второй ценовой зоне вне конкурса обновят проекты, цена которых составляет 67% всей сибирской модернизации. Почти половина денег здесь уйдет на строительство нового блока на принадлежащей СГК Красноярской ТЭЦ-3. Модернизация 1 кВт на этой станции будет стоить энергорынку 124 115,4 руб. Это почти в два раза больше, чем предельные капитальные затраты на модернизацию ТЭС в конкурсном отборе, пишет UC Rusal: в отличие от открытого конкурса при отборе на правительственной комиссии не определены предельные затраты на строительство, и приоритет могут получить дорогостоящие проекты, которые проходят по другим критериям. Если такие проекты отбираются, возврат капитальных затрат осуществляется по принципу "сколько попросят", пишет UC Rusal.

Письмо официально не пришло, однако в аппарате Дмитрия Козака его видели, сказал представитель вице-премьера. Он отметил, что UC Rusal сможет поднять этот вопрос на заседании комиссии.

Заявка Сибирской генерирующей компании оформлена в соответствии с установленными требованиями, сказал представитель компании. По его словам, стоимость мероприятий по модернизации рассчитывалась специализированной проектной организацией, и расчеты уже представлены в "Совет рынка" и в Минэнерго.

Удельные капитальные затраты в проектах дополнительного отбора могут в 8,7 раза превысить показатели проектов, прошедших по конкурсу во второй ценовой зоне, и в 3,2 раза — в первой ценовой зоне, посчитали в Сообществе потребителей энергии. Подобные предложения как минимум требуют аудита, говорит представитель ассоциации.

При правительственном отборе сделан фокус на экологию и увеличение производства тепла, а не уменьшение инвестиций, поэтому отбираемые проекты будут дороже, рассуждает аналитик Moody’s Юлия Прибыткова — и выражает надежду, что это позволит привлечь инвестиции "в реально востребованные потребителями мощности, что не всегда происходило в предыдущей программе ДПМ".

Правительство вправе само определять критерии отбора, делать акценты на тепло, инновации и экологию, считает и аналитик "ВТБ капитала" Владимир Скляр. И хотя вся программа модернизации нацелена на привлечение наиболее дешевых инвестиций, важны и вторичные цели — производство тепла, внедрение инновационных технологий, локализация производства энергооборудования и др., полагает Скляр.

Представитель Минэнерго не ответил на запрос "Ведомостей".

Елена Вавина

Финансовые проблемы Антипинского НПЗ начались в прошлом году из-за снижения выручки и роста себестоимости продаж, следует из отчета компании по РСБУ за 2018 г., который был подписан 29 марта — за месяц до того, как она инициировала собственное банкротство. "Ведомости" ознакомились с документом, подтвердил его подлинность собеседник, близкий к НПЗ, и один из его кредиторов.

По итогам 2018 г. чистый убыток был 35,7 млрд руб., долговая нагрузка — 21,4 EBITDA, а все вырученные средства компания направляла на обслуживание кредитов и плату поставщикам, следует из отчета. "В начале этого года покупатели отказались от предоплат за продукцию Антипинского НПЗ, а именно эти предоплаты должны были пополнить оборотный капитал для закупок нефти", — говорил гендиректор завода Максим Андриасов.

"У компании отрицательный оборотный капитал еще с 2013 г. В конце 2018 г. его удалось снизить на 20% к уровню 2017 г., частично этому помог кредит Сбербанка на пополнение оборотного капитала (10 млрд руб.). Но за январь — март отрицательный оборотный капитал снова вырос на 5% до 100,9 млрд руб.", — говорит один из собеседников.

За прошлый год Антипинский НПЗ получил 187,3 млрд руб. выручки и всего 606 млн руб. прибыли от продаж. К убытку привели отрицательные курсовые разницы (24,7 млрд руб.) и возросшие платежи за пользование кредитами (почти в 2 раза — 15,1 млрд руб.). "В I квартале 2019 г. ситуация изменилась не сильно, при выручке 36,2 млрд руб. чистый убыток был 4 млрд, а продавал нефтепродукты завод себе в убыток — коммерческие (6,6 млрд) и управленческие (0,8 млрд) расходы превышали валовую прибыль (2,6 млрд руб.)", — говорит источник "Ведомостей".

Общий долг завода — около $5 млрд, из них $3 млрд — у Сбербанка, говорили источники, близкие к кредиторам. По данным отчета по РСБУ (не консолидирует долги дочерних обществ), общий долг на конец года был 171,3 млрд руб. ($2,5 млрд по курсу ЦБ), на Сбербанк приходится 123,7 млрд ($1,8 млрд) задолженности. В 2018 г. завод нарушил ковенанты перед Сбербанком, указано в отчете, в связи с этим банк получил право требования досрочного погашения всей задолженности. 17 апреля завод оказался под контролем Сбербанка.

Сбербанк сделал максимум возможного для сохранения работоспособности предприятия, говорит его представитель: "Бесперебойная работа была возможна при продолжении авансирования со стороны трейдеров. К сожалению, недружественные действия одного из крупных трейдеров не позволили реализовать данную возможность и привели к остановке предприятия".

Основной долг сформировался, пока строился Антипинский НПЗ, говорит главный экономист Vygon Consulting Сергей Ежов. Первая очередь на 500 000 т введена в 2006 г., к 2015 г. мощность выросла до 9 млн т. "После налогового маневра в 2015 г. и падения цен на нефть первоначальная бизнес-модель компании, которую закладывали на стадии привлечения финансирования, дала сбой. Кроме того, долг был номинирован в долларах, что негативно сказалось на балансе завода", — говорит Ежов.

"Ситуация на Антипинском НПЗ показывает, что в текущих налоговых и макропараметрах независимая нефтепереработка обречена", — говорит вице-президент Moody’s Денис Перевезенцев. Рентабельность заводов, которые 5-10 лет назад могли работать с прибылью на чужой нефти при высоких пошлинах на нефть и низких пошлинах на мазут, в условиях снизившейся субсидии нефтепереработки стремится к нулю, отмечает он: "Рост НДПИ и девальвация рубля привели к росту стоимости сырья, индексация акцизов и административное регулирование рынка нефтепродуктов будут продолжать оказывать давление на рентабельность нефтепереработки".

Виталий Петлевой

Средняя мировая цена нефти грядущим летом имеет все шансы сохраниться на том же уровне, что и сейчас — около 70 долларов или даже подрасти. Однако перед этим котировки могут ожидать "американские горки". Торговый конфликт между США и Китаем, противостояние США и Ирана, изменение прогнозов мировой экономической активности — все эти факторы успешно уравновешивают цену нефти, но биржи не застрахованы от периодических провалов, как случившийся на прошлой неделе. Однако править бал будет сделка ОПЕК+.

Так, с 20 по 24 мая баррель Brent подешевел на шесть долларов — до менее 68. Катализатором падения стал обмен американской и китайской сторонами жесткими заявлениями по поводу торговых споров. Любые подвижки на этом поле тревожат инвесторов. Негативный эффект быстро себя исчерпал: в начале этой недели цена Brent стабилизировалась в коридоре 68-70 долларов. Причина в том, что Китай, как сообщила газета WSJ, отказалась от иранских нефтяных поставок.

"На данный момент мы сохраняем оптимистичный взгляд на нефть и считаем, что котировки продолжат восстановление к уровням выше 70 долларов с наступлением лета", — говорит главный аналитик "БКС Премьер" Антон Покатович. До заседания ОПЕК+ 25-26 июня котировки могут сильно колебаться, это же событие станет "отправным пунктом", который позволит определить среднесрочный вектор движения цен.

Первый сценарий — продление сделки ОПЕК+ до конца года с перевыполнением условий, как сейчас, говорит Покатович. Вероятность — 40-45 процентов, ожидаемый уровень цен — 74-77 долларов. Второй сценарий — ОПЕК+ "ослабляет гайки", то есть возвращается к стопроцентному выполнению условий вместо перевыполнения. Вероятность сценария та же, но цена более стабильная — 70 долларов. Третий сценарий — завершение сделки в случае геополитической напряженности и падение цен до 50-55 долларов. Вероятность — 10-20 процентов.

Геополитика исключает с рынка весьма масштабный объем предложения — до трех миллионов баррелей в сутки, оценивает Антон Покатович. Это затрудняет принятие решений, оказывающих влияние на средне- и долгосрочную перспективу рынка. К таким решениям относится и вопрос продления сделки ОПЕК+ в июне, заключает эксперт.

Александра Воздвиженская