Важный шаг на пути создания российского нефтяного индикатора для налогообложения

Юрий ЦВЕТАЕВ
Соискатель кафедры нефтегазотрейдинга и логистики, РГУ нефти и газа (НИУ)
им. И.М. Губкина
Е-mail: anna.gorshik@yandex.ru

Знаковым событием последнего времени на нефтяном рынке стало решение Министерства энергетики России об использовании отечественной информации при мониторинге стоимости российской экспортной нефти. Данный подход был зафиксирован на уровне официального документа (приказ Минэнерго № 95 от 22 февраля 2023 г. [1]) впервые. Теперь в перечень информации, принимаемой в расчёт государством для этих целей – ​наряду с информацией британского ценового агентства Argus Media Limited – ​включены данные, предоставляемые российской товарно-­сырьевой биржей и российским таможенным ведомством (АО «СПбМТСБ» и Федеральной таможенной службой). Опыт расчёта на их основе соответствующих индикаторов при проведении мониторинга имеет очевидный потенциал использования при налогообложении нефтяной отрасли.
Необходимость создания отечественного индикатора стоимости российской экспортной нефти для налоговых целей обсуждается на разных уровнях в течение ряда лет. Однако высокая инерционность рынка каждый раз определяли выбор в пользу модели, которой пользовалась наша страна в течение последних десятилетий. Кардинальные перемены в глобальной энергетике, свидетелями которых мы является сегодня, делают сохранение ныне действующий методики расчёта нефтяных цен всё менее рациональной. Настоящая статья посвящена текущей практике определения цен на отечественную экспортную нефть в налоговых целях; опыту, накопленному в данной области Санкт-­Петербургской Международной Товарно-­сырьевой Биржей (СПбМТСБ), и тем возможностям, которые последние решения Министерства энергетики создают для формирования полноценного отечественного нефтяного индикатора в этой важной сфере государственной энергетической политики.
Отечественная система налогообложения нефтяной отрасли (вплоть до марта текущего года) и порядок установления вывозных таможенных пошлин на нефть (вплоть до мая) были построены исключительно на показателях состояния конъюнктуры на средиземноморском и роттердамском рынках Urals, самого значимого сорта нефти, поставляемого нашей страной за рубеж. Порядок расчёта средней цены нефти данной марки для указанных целей установлен постановлением Правительства России от 26 февраля 2013 г. № 155 [2]. Речь идёт об использовании Urals NWE и Urals Med Aframax, ежедневно публикуемых Argus (в виде дифференциалов) оценок стоимости указанного сорта на соответствующем рынке (North West Europe (NWE) – ​«роттердамском»; Mediterranean (Med) – ​«средиземноморском»). Обе оценки стоимости танкерных партий на условиях поставки CIF (Cost, Insurance and Freight) включают транспортировку (фрахт) до портов голландского Роттердама или итальянской Аугусты, соответственно, а также страховку и ряд других расходов. Argus отражает Urals NWE и Urals Med Aframax в виде дифференциала (скидки/надбавки) к North Sea Dated, индикатору, публикуемому этим же агентством, но в виде абсолютной величины.
Однако в декабре 2022 г. оба названных рынка нефти оказались закрыты для Urals в результате введения США, Великобританией, ЕС и рядом других стран эмбарго на поставки нефти из России. Кроме того, профильным компаниям названных государств было запрещено осуществлять морские перевозки российской нефти и нефтепродуктов в любые страны мира, а также оказывать услуги, связанные с такими перевозками, в тех случаях, когда нефть реализована по ценам, превышающим предельные уровни, установленные инициаторами этих ограничений. В результате, на смену традиционным покупателям Urals из ЕС пришли государства, отказавшиеся от введения санкций против России. Эти изменения отрицательно отразились на ценовой конъюнктуре крупнейшего отечественного сорта. В феврале текущего года, с тем чтобы исключить полную зависимость поступлений в бюджет от индикаторов нефункционирующих более рынков, были приняты изменения в налоговый кодекс, согласно которым для Urals законодательно был установлен максимальный размер дисконта (скидки) относительно North Sea Dated, индикатора, также публикуемого Argus. Поэтому, начиная с апреля 2023 г., при расчёте налоговой базы используется большая из двух величин: (1) величина, получаемая согласно порядку, предусмотренному Постановлением Правительства № 155; (2) среднее арифметическое North Sea Dated (за тот же период) за вычетом предусмотренного Налоговым кодексом максимального дисконта (который в апреле, мае, июне и с июля 2023 года не может превышать, соответственно, 34 долл., 31 долл., 28 долл. и 25 долл. США за баррель). В апреле аналогичные изменения были внесены в закон «О таможенном тарифе» [4], которые действуют до конца текущего года, когда взимание пошлины прекращается.

Таким образом, в настоящее время при налогообложении нефтяной отрасли стоимость реализованного сырья определяется с использованием следующих элементов: предоставляемых агентством Argus индикатора North Sea Dated и дифференциалов к нему для сорта Urals на условиях поставки CIF (Urals NWE и Urals Med Aframax). При этом с ноября 2022 г. названные дифференциалы сами представляют собой сумму двух величин, на чём подробнее мы остановимся ниже. Сразу оговоримся, что в настоящей статье все индикаторы состояния нефтяной конъюнктуры, публикуемые ведущими ценовыми агентствами товарного рынка, рассматриваются исключительно с точки зрения той роли, которая отведена им в отечественной системе налогообложения.

Базовый элемент формулы

Как будет показано ниже, все величины, используемые для отражения стоимости экспортной нефти (как на условиях поставки как CIF, так и FOB), ранее поставлявшейся из портов Приморска, Усть-­Луги и Новороссийска в страны ЕС, выражены формулой, в основу которой положен один и тот же индикатор. От него же с апреля 2023 г. производится отсчёт зафиксированного в Налоговом кодексе максимального для стоимости Urals дисконта. Речь о North Sea Dated, ежедневно публикуемой агентством Argus оценке состояния конъюнктуры рынка «спот» нефтяной корзины Brent (на условиях поставки FOB), в которую сегодня входят шесть марок лёгкой низкосернистой нефти. В мае 2023 г. к пяти североморским сортам (Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk, Troll) добавлена западно-­техасская смесь WTI Midland [5]. Решение о реформе было принято из-за падения добычи в Северном море, что поставило под сомнение репрезентативность North Sea Dated, равно как и индикатора Dated Brent, его аналога, публикуемого агентством Platts.
Некогда это был ликвидный рынок (в 1980‑е гг. в отдельные даты под погрузкой у соответствующих терминалов в Северном море могло стоять около 30 танкеров) [6]. Однако в последние годы, отмечены календарные месяцы, за которые отгрузки всех пяти североморских сортов в среднем составляли менее одной танкерной партии в сутки. Например, в июне 2021 г. и апреле 2023 г. этот показатель был равен 580 тыс. [7] и 660 тыс. [8] б/с. Одним из следствий подобного положения является крайне небольшое число продавцов и покупателей контрактов North Sea Forward (форвардный рынок), положенного в основу оценки North Sea Dated (рынок спот). Низкие объёмы добычи и небольшое число участников делают форвардный рынок Brent, среди прочего, уязвимым для неблагоприятного воздействия как непредвиденных обстоятельств (аварий), так и плановых мероприятий (ремонтов). Добавление WTI Midland только повышает вероятность влияния случайных факторов. К возможности резкого снижения или увеличения поставок через Атлантику (в случае роста или падения спроса на данный сорт в США, АТР или Латинской Америке) добавляется риск аварий и традиционные проблемы с отгрузкой, вызванные погодными условиями в Мексиканском заливе (ураганы, штормы, туманы). Ещё одним фактором, который отныне будет влиять на оценку стоимости WTI Midland, и соответственно, корзины Brent (и при этом не затрагивает напрямую нефтяной рынок Западной и Центральной Европы), являются попытки министерства энергетики США маневрировать уровнем стратегических нефтяных резервов страны (SPRs) в надежде замедлить инфляцию в энергетической сфере. Таким образом, вероятность значимых и не связанных с фундаментальными показателями мирового рынка физической нефти колебаний цены форвардных контрактов Brent и спотового North Sea Dated существенно возрастает.
При этом следует отметить, что при формировании индикатора важен не столько общий объём добычи, и даже не количество фактически отгруженных танкерных партий, сколько число сделок, данные о которых фиксируют ценовые агентства для целей проведения оценки стоимости соответствующего сорта или нефтяной корзины. И для North Sea Forward, и для North Sea Brent число таких сделок в настоящее время невелико. Недавнее включение в корзину Brent западно-­техасской смеси WTI Midland призвано решить именно эту задачу. Однако оно в краткосрочной перспективе не гарантирует кратного роста числа информационных сигналов, принимаемых к рассмотрению при оценке обновлённого форвардного контракта Brent. Дело в том, что его новые условия крайне сложны именно применительно к поставкам из Мексиканского залива, а значительная часть экспортёров WTI Midland не имеют опыта работы на этом рынке. Специалисты полагают, что далеко не все баррели данного сорта, идущие в Западную и Центральную Европу из США, попадут в поле зрения ценовых агентств и будут отвечать множеству требований, предъявляемых к сделкам и заявкам для целей оценки North Sea Forward. Этот же вывод применим и к North Sea Dated. Соответственно, вопросы к репрезентативности названного индикатора сохраняются.

Кроме того, последние изменения означают, что корзина Brent перестала быть исключительно североморской, более того, ведущую роль в ней будет играть значительно более мощный нефтяной поток из Техаса и Нью-­Мексико. В результате, если до настоящего времени географической привязкой для North Sea Dated, как и его аналога Dated Brent от ценового агентства Platts, был северо-­запад Европы с основным центром потребления в Роттердаме и значимыми поставками в страны Средиземноморья (два региона, куда ранее направлялась основная часть Urals), то теперь эта оценка Argus в очень значительной степени служит мерилом стоимости крупного североамериканского экспортного сорта, объёмы поставки которого через Атлантический океан зависят не только от конъюнктуры в Великобритании и ЕС, но и на рынках, конкурирующих с западноевропейским (Восточная и Южная Азия, Латинская и Северная Америка). Столь разнонаправленные интересы продавцов WTI Midland означают, что неизбежны периоды достаточно низкой корреляция цен на указанный сорт (и, как следствие, во многих случаях и на всю корзину Brent) со стоимостью переориентированного на новые рынки Urals, высокосернистого сорта средней плотности, имеющего, соответственно, заметные качественные отличия от корзины Brent в целом. Это обстоятельство лишь усиливает сомнения в необходимости ориентироваться на стоимость указанной эталонной корзины при налогообложении доходов отечественных нефтяных компаний. Приведём в этой связи мнение Алексея Сазанова, заместителя министра финансов России: «Зачем использовать котировки в других странах, привязанные также к доллару и к Brent? Внебиржевые котировки в российских руб­лях реальны. Эта котировка уже существует. В её порядок расчёта нужно внести изменения, и тогда мы готовы для целей налогов, в том числе, использовать и эту котировку» [9].

Сорт Urals и средиземноморский и роттердамский рынки нефтяного сырья

И Urals NWE, и Urals Med Aframax представляют собой дифференциалы относительно North Sea Dated, публикуемые для сорта Urals либо для рынка Роттердама, либо – ​Аугусты. До ноября 2022 г. ценовое агентство Argus сначала оценивало оба эти дифференциала для танкерных партий на условиях поставки CIF, а затем на их основе проводило оценку индикаторов конъюнктуры основного российского экспортного сорта уже в портах РФ, то есть на условиях FOB (free on board), вычитая, соответственно, стоимость фрахта, страховки и ряд других расходов, и получая дифференциалы Urals fob Primorsk, Urals fob Ust-­Luga и Urals Aframax fob Novorossiysk [10]. Однако к началу 2023 г. средиземноморский и роттердамский мировые рынки нефтяного сырья для сорта Urals практически перестали существовать, а им на смену пришли рынки государств, отказавшихся вводить ограничения против отечественных энергетических компаний.
Эмбарго ряда традиционных покупателей российской нефти на её приобретение привело к масштабным изменениям географии поставок, в первую очередь, именно из портов Балтийского и Чёрного морей. В течение нескольких месяцев российским компаниям пришлось кардинально переориентировать нефтяные потоки из нашей страны на потребителей из других регионов, прежде всего, из Восточной и Южной Азии. Исчезновение крупнейшего традиционного рынка сбыта и появление новых крупных покупателей за его пределами создало проблемы и при определении стоимости российского нефтяного сырья для целей налогообложения. В частности, в настоящее время существенно искажено информационное поле, в котором функционирует мировой рынок нефти в той его части, которая касается отечественных нефтеэкспортёров. Всё это побудило Argus пересмотреть свои подходы к оценке стоимости ведущего экспортного потока России, и с ноября 2022 г. в качестве «первичных» для сорта Urals публиковать цены для поставок, осуществляемых на условиях FOB [11], то есть при отгрузке сырья из портов России (Urals fob Primorsk и Urals Aframax fob Novorossiysk). Обосновывая своё решение, ценовое агентство выпустило информационный меморандум, в котором, в частности, указало: «стало очевидно, что оценки стоимости сорта Urals в портах назначения, расположенных в ЕС, не в полной мере отражают справедливую стоимость названного сорта нефти» [12].

В результате, публикуемые сегодня агентством Argus цены Urals на средиземноморском и роттердамском рынках на условиях поставки CIF, используемые в России для налоговых целей, на практике включают в себя три элемента: (1) North Sea Dated; (2) соответствующий дифференциал, публикуемый Argus для Новороссийска/Приморска и получаемый опросным методом (Urals fob Primorsk и Urals Aframax fob Novorossiysk) и (3) оценку величины фрахта, страховки и иных расходов, которые были бы необходимы для доставки нефти в Аугусту/Роттердам. При этом, в частности, отсутствует ясность как в качестве основы для расчёта гипотетической цены в рамках гипотетической поставки в Роттердам может быть использована, например, цена FOB в Приморске по контракту, предусматривающему поставку в Индию, или же (в этих же целях) справочные ставки фрахта и страховки танкера, публикуемые применительно к маршруту «Baltic – ​UKC» (то есть из нероссийских портов на Балтике в Великобританию). Отсутствие в течение длительного времени фактических поставок на указанные рынки и невозможность верификации используемой информации данными реальных сделок может означать сугубо аналитический характер таких оценочных величин. В связи с этим уместен вопрос: в какой мере такая информация, доступная иностранным компаниям, специализирующимся на оценке нефтяной конъюнктуры, позволяет получить объективные индикаторы её состояния на современных целевых рынках данного вида сырья, поставляемого нашей страной. Приведём оценку Павла Сорокина, первого заместителя министра энергетики РФ, данную им 29 марта текущего года в выступлении на форуме «Биржевой товарный рынок – ​2023»: «Сейчас западные ценовые агентства предоставляют не соответствующую действительности цену на нефть, она не соответствует не только стоимости реального товара, но и реальному положению дел на рынке» [13].

Индикатор, основанный на фактически совершённых сделках

В современных реалиях сам факт появления сообщений о резком «провале» цен на сорт Urals имеет значительную отрицательную инерцию и способен оказывать влияние на его конъюнктуру достаточно продолжительное время, ослабляя переговорные позиции продавцов и отражаясь на размере поступлений в бюджет. Соответственно, задача выявления проверяемой информации в этой области становится для отечественной нефтяной отрасли одной из приоритетных.
В этих условиях в декабре 2022 г. Президентом России был принят указ № 961, устанавливающий запрет на поставки российской нефти и нефтепродуктов иностранным юридическим и физическим лицам в тех случаях, когда в контракте на эти поставки прямо или косвенно предусматривается использование механизма фиксации предельной цены [14]. В шестом пункте указа содержится поручение Министерству энергетики на регулярной основе проводить мониторинг его исполнения в порядке, определяемом правительством. В январе текущего года правила проведения такого мониторинга были утверждены постановлением Правительства России № 118 [15], после чего в феврале Минэнерго своим приказом № 95 [1] ввело в действие порядок осуществляемого в целях исполнения указа № 961 мониторинга цен на российскую нефть, поставляемую на экспорт.
Приказ Министерства энергетики предусматривает проведение на ежемесячной основе сбора информации о ценах на российские экспортные и другие марки нефти, сопоставление данных и подготовку (не позднее 10‑го числа следующего месяца) отчёта о результатах такого мониторинга цен. К источникам анализируемой информации о ценах на российскую нефть (Urals и ВСТО) и на иные марки нефти (добываемые в Персидском заливе и Венесуэле, а также об индикаторе North Sea Dated) отнесены:
а) «Санкт-­Петербургская международная товарно-­сырьевая биржа» (СПбМТСБ);
б) международное ценовое агентство «Аргус Медиа Лимитед»;
в) Федеральная таможенная служба Российской Федерации (ФТС).
Таким образом, с одной стороны, сохранена преемственность с действующим порядком, с другой – ​сделан важный шаг на пути использования в энергетической политике государства информации, в обязательном порядке предоставляемой отечественными экспортёрами таможенным органам и крупнейшей товарной бирже страны об уже совершённых операциях. Это тем более важно, что нет никаких гарантий того, что на очередном этапе давления на нашу страну не будет введён запрет на предоставление российским государственным органам и резидентам России ценовой информации, включая, информацию о стоимости нефти. В этих условиях создание собственного механизма её определения представляется совершенно необходимым шагом.
Что же представляют собой данные, которые в рамках мониторинга ежемесячно (не позднее 5‑го числа) биржа СПбМТСБ предоставляет в Минэнерго? В приказе № 95 они обозначены как «сводные цены» на нефть марки Urals, отгруженную на экспорт на условиях FOB из портов Новороссийска, Усть-­Луги и Приморска, а также марки ВСТО из порта Козьмино (поставляемой на побережье Тихого океана по трубопроводу «Восточная Сибирь – ​Тихий Океан») на условиях FOB. Эта информация отражает отгрузки отдельно для каждого порта и по каждому экспортёру. Источник данных – ​реестр внебиржевых договоров, данные о которых, согласно постановлению Правительства России от 23 июля 2013 г. № 623 [16], предоставляют на биржу лица, реализующие нефть на экспорт, и лица, действующие в их интересах и за их счёт. За каждой цифрой и датой в реестре стоят документы по заключённым и уже выполненным договорам купли-­продажи физической нефти, что обеспечивает широкий охват рынка, а также даёт возможность верифицировать полученную информацию. Так, в 2022 г. на бирже в общей сложности зарегистрировано внебиржевых договоров на 501,1 млн т нефти [17].

Необходимо отметить, что созданная в нашей стране система регистрации внебиржевых договоров с нефтью не имеет аналогов в мире. Она позволяет с высокой степенью точности зафиксировать все ключевые параметры: сорт нефти, порт отгрузки, дату отгрузки, объём, стоимость. За десять лет действия постановления Правительства № 623 экспортёрами хорошо освоен действующий порядок его исполнения. Что касается полноты данных, то биржа в рамках регистрации внебиржевых данных получает информацию о 90 % уже совершённых экспортных сделок по основным направлениям поставки российской нефти: порты Балтики, порты Черного моря, трубные поставки в западном направлении, а также порты Дальнего Востока [9]. Эта информация позволяет рассчитать по состоянию на ту или иную дату или же за период в прошлом цены «в каждом порту отгрузки или точке перехода границы таможенной территории РФ для трубных базисов» [9]. На основании сводных цен на основных направлениях поставок за рубеж рассчитывается средневзвешенный индикатор стоимости российской экспортной нефти за тот или иной период. Полнота и достоверность данных о реально совершенных сделках – ​важное преимущество созданного постановлением Правительства РФ механизма. Работа, проведённая СПбМТСБ и российскими компаниями, позволила сформировать целый ряд нефтяных индикаторов, которые обладают всеми характеристиками, отвечающие требованиям налогового администрирования.
В текущих условиях, когда растёт актуальность корректного определения в целях налогообложения стоимости ключевого сырьевого товара, поставляемого нашей страной за рубеж, биржа постоянно находится в процессе консультаций со всеми заинтересованными сторонами, в ходе которых происходит доработка принципов, положенных в основу расчётов таких индикаторов. Регистрируемые на бирже данные позволяют это делать. Так, в середине апреля заместитель министра финансов РФ Алексей Сазанов выразил готовность министерства использовать внебиржевые индексы СПбМТСБ для определения цены нефти марки Urals, добавив, что их адекватность могут искажать сделки со взаимозависимыми лицами, и предложив исключить информацию о них из соответствующих расчётов [18]. Проанализировав под этим углом применяемые методики, торговая площадка согласилась с тем, что сделки с аффилированными лицами можно исключить из базы расчёта без существенного влияния на репрезентативность полученного результата [19].
Подводя итог, отметим, что для целей налогообложения биржей СПбМТСБ на основе данных внебиржевого нефтяного рынка созданы индексы, которые имеют все основания рассматриваться как кандидаты на включение в разрабатываемую в настоящее время национальную систему индикаторов товарного рынка. Сегодня решение задачи по определению стоимости российской экспортной нефти при взимании налогов и экспортной пошлины представляет собой выбор между (а) суммой двух величин: оценки North Sea Dated и дифференциала, публикуемого агентством Argus для нефти Urals в портах Роттердам и Аугуста на условиях поставки CIF и (б) суммой двух других величин: оценки North Sea Dated и дифференциала, установленного Налоговым кодексом РФ. Использование в налоговой сфере репрезентативного и отличающегося высокой достоверностью отечественного индикатора, основанного на исторических данных, способно снизить зависимость от источников информации, находящихся за пределами нашей страны, и положить начало переходу к самостоятельному определению этого ключевого для российского бюджета показателя. В случае принятия соответствующего решения, индексы, рассчитываемые СПбМТСБ, могли бы первоначально использоваться параллельно с двумя указанными выше вариантами расчёта налоговой базы в нефтяной отрасли, а в дальнейшем и заменить их. При этом в дальнейшем на одном из промежуточных этапов возможно их применение одновременно с нормативно фиксированным дисконтом относительно одной из оценок иностранных ценовых агентств, обеспечивающей максимальную корреляцию со стоимостью российского нефтяного экспорта.