Лукавство, налоги и методики расчетов: что стоит за цифрами себестоимости добычи в проспекте IPO Saudi Aramco?

Дискуссия вокруг себестоимости добычи нефти, очевидно, болезненна для российского нефтегаза Государственная нефтегазовая компания Саудовской Аравии активно готовится к IPO. Тактика привлечения инвесторов у нее достаточно агрессивная. В частности, компания пытается доказать ценность своих активов, распространяя информацию о том, что в других нефтедобывающих странах производство нефти гораздо дороже. Например, по ее оценкам, стоимость добычи российского черного золота оказалась дешевле только сланцевой добычи США. Тем не менее инвесторы пока не слишком впечатлены таким «предпродажным пиаром». Крупнейшая мировая нефтегазовая компания BP, которая владеет 19,75% в «Роснефти», сообщила, что не видит причин для своего участия в IPO Saudi Aramco. Напомним, что, согласно мнению государственной нефтегазовой компании Саудовской Аравии, себестоимость саудовской нефти наряду с кувейтской самая низкая в мире — около $17 за баррель. Российское сырье обходится выше $40 за баррель, это дороже, чем добыча в Мексиканском заливе. В королевстве подсчитали, что еще больше приходится вкладывать в производство черного золота на территории Казахстана ($46–51), в сухопутных проектах США ($46), Анголы и Таиланда (порядка $50, офшорные проекты), Азербайджана, Индии и Китая ($55–60). Отраслевые эксперты не совсем понимают, откуда взяты эти цифры. По их оценкам, себестоимость добычи российской нефти, во-первых, гораздо ниже, а во-вторых, в отличие от Саудовской Аравии, имеет большой потенциал снижения только благодаря изменению налогооблагаемой базы. Вместе с тем большая дискуссия, которая развернулась вокруг данной темы, показывает, что она болезненна для российского нефтегаза. Можно даже констатировать, что благодаря Saudi Aramco удалось вновь поднять важный для отрасли вопрос: как долго политику ее развития будет определять Минфин? Напомним, что еще в феврале 2019 года замминистра энергетики Павел Сорокин в интервью изданию «Ведомости» называл $25 за баррель себестоимостью российской добычи: из них от $3 до $10 приходится на операционные затраты (непосредственное извлечение нефти из недр — прим. «НиК»), $5–10 — это капитальные затраты, $5 — транспортировка. При этом чиновник добавил, что страна постепенно переходит к освоению более дорогих запасов, а это означает, что себестоимость будет расти, и налоговая система должна подстраиваться под эти реалии, то есть бюджету придется уменьшить сборы, оставляя нефтяникам средства для инвестиций. Полностью согласен с мнением Сорокина руководитель информационно-аналитического центра «Альпари» Александр Разуваев. «Saudi Aramco врет (о стоимости российской добычи — прим. „НиК“) по причине того, что никто не хочет покупать их акции. Компания рассматривается как токсичный актив и с точки зрения политических рисков, и с точки зрения исков группы страховых компаний США в суд Манхэттена против саудовских компаний и банков из-за терактов 11 сентября 2001 года», — заявил аналитик в интервью «НиК». Он отметил, что не понимает, откуда они получили более $42 за баррель, поскольку даже с инвестиционными расходами добыча наших компаний на эту цифру не выходит. Оценка замминистра Павла Сорокина, по его мнению, точная. «В отчетности всех наших ВИНКов lifting costs (эксплуатационные расходы на добычу нефти за исключением затрат на бурение и завершение скважин, а также затрат на внешний транспорт нефти) составляют от $3 до $4 за баррель. Понятно, что у Saudi Aramco все равно себестоимость будет меньше, но у нее и риски выше — прежде всего терроризма, зависимости от пресной воды и прочие. На самом деле данные по стоимости, которые представлены Saudi Aramсо, — это такая предпродажная подготовка», — пояснил Разуваев. Консультант VYGON Consulting Денис Пигарев в своем комментарии для «НиК» отметил, что оценки Saudi Aramco представлены только для гринфилдов, а не для всех месторождений России. «Вместе с тем большая часть новых проектов запускается в районах Крайнего Севера, т. е. на территориях с отсутствием развитой инфраструктуры, и предполагает значительный объем инвестиций. Себестоимость добычи с учетом полной ставки НДПИ на таких месторождениях может составлять более $60 за баррель, поэтому государство предоставляет дополнительные стимулы в виде льгот. В частности, сейчас в правительстве рассматриваются законопроекты, предусматривающие снижение налога на добычу для проектов в Арктике», — пояснил Пигарев. По его мнению, важно, что представленная методика расчета учитывает затраты с учетом налогов. «Налоговые системы везде разные, в Саудовской Аравии действует специальный налог на прибыль, который недавно был снижен с 85% до 50%, но при этом Saudi Aramco большую часть налоговой ренты выплачивает за счет дивидендов. В России же действует валовая система налогообложения в виде НДПИ и экспортной пошлины, которые в текущих ценах на нефть могут изымать от 2% до 65% выручки. С учетом различной структуры запасов, от браунфилдов Западной Сибири с понесенными ранее инвестициями до новых месторождений континентального шельфа, диапазон оценки себестоимости добычи будет более широким. Реальное представление о себестоимости добычи и точке безубыточности всех месторождений в России будет получено по итогам оценки налоговых условий нефтяной отрасли, которую проводит Минэнерго по поручению правительства РФ. Отчет о результатах этой работы должен быть представлен к июню 2020 года», — рассказал эксперт. Член экспертного совета при Минэнерго РФ, первый проректор Самарского национального исследовательского университета имени С. П. Королева Роман Самсонов указал, что вообще-то сопоставлять российскую и арабскую нефть совершенно некорректно, неслучайно сами нефтяники всегда говорят, что это разная нефть, разные условия, технологии и последствия. По его словам, разговор о стоимости нефти на рынке сильно зависит от того, где она добывается, куда она доставляется для переработки и где потребляется. «Налоги в стоимости российской нефти составляют от 65% до 70%. Поэтому гибкая налоговая политика в отношении нефтяных компаний может иметь колоссальный резерв развития для добычных проектов. В настоящее время идет обширная дискуссия о том, что сегодняшняя фискальная нагрузка на отрасль не совсем удачна, не дает того эффекта, который нужен», — заметил эксперт. Он указал, что сейчас перспективы развития нефтяной отрасли сконцентрированы в министерстве финансов, а деятельность нефтяных компаний рассматривается исключительно с точки зрения формирования бюджета страны. «Но есть разница в освоении новых регионов и уже разработанных, поэтому более гибкая налоговая политика со стороны государства внесла бы ясность в стоимость добычи», — пояснил эксперт. Самсонов считает, что, кроме «налогового» резерва, у российской нефти есть еще ряд преимуществ. «Стоимость извлечения, например, арктической нефти или ТРИЗ будет дороже, но они имеют более высокое качество, поэтому при возможности снижения налогов есть резерв и конкурентные преимущества, которые достижимы. Малые и крупные российские нефтяные компании говорят, что при изменении налогового режима и учета именно реальной прибыли компаний они могут не только не снижать добычу, но еще и конкурентно выступать на рынке», — подчеркнул эксперт. Кроме того, он напомнил, что с точки зрения доставки в ряде случаев у нас есть резервы, которых нет у Саудовской Аравии. «Если мы говорим об освоенных месторождениях, где применяется повышение нефтеотдачи, то там уже есть инфраструктура и большой резерв по себестоимости из-за налаженной системы доставки», — уточнил Самсонов. По его словам, в Саудовской Аравии ситуация совершенно иная, там максимально снижены налоги и обеспечены комфортные условия для нефтяных компаний. «Поэтому там такого технологического решения для снижения себестоимости нет. И получается, что с этой точки зрения сопоставление стоимости добычи в России и Саудовской Аравии не очень корректное», — считает эксперт. Он также напомнил, что и нефть в королевстве разная. «В Саудовской Аравии пять сортов нефти по содержанию серы, от 0,5% сернистых соединений до 2,9%. Запасы Arab Super Light небольшие, гораздо значительнее запасы тяжелой нефти. И поэтому заявления Саудовской Аравии о себестоимости добычи $16 за баррель на суше и $18 для моря — это лукавство. И резервов для снижения себестоимости немного. При этом мы точно знаем, что в Саудовской Аравии структура месторождений более легкая, скважину пробурить значительно проще, там не требуется применение сложных технологических решений», — заметил Самсонов. Он предположил, что оценка стоимости добычи Saudi Aramco сделана именно в рамках IPO компании и ее сложно считать объективной. «При этом надо говорить, что технологический и технический запас позволяет российским сортам получать премию даже по отношению к Brent. Поэтому, с точки зрения специалистов, утверждать, что саудовская нефть — это единственный интересный актив, некорректно», — резюмировал эксперт. Старший аналитик Rystad Energy Дарья Сурова в своем комментарии для «НиК» также указала на достаточно странную цифру (выше $40), которая приводится Saudi Aramco. «Не совсем понятно, что же здесь имеется в виду — себестоимость добычи или цена безубыточности. Почему-то эти два понятия часто путают. Под себестоимостью добычи мы обычно понимаем операционные расходы (удельные или неудельные), которые компания несет с целью добычи и реализации нефти. Часто представители наших компаний, говоря о себестоимости, называют цифры от $2 до $5 за баррель — это то, что мы называем production opex, та часть операционных расходов, которая связана непосредственно с извлечением нефти из недр и поднятием ее на поверхность. Эти затраты не включают расходы на увеличение продуктивности скважин. Если говорить о полной себестоимости скважин, тогда необходимо включать также затраты на первичную подготовку, транспортировку и реализацию нефти. По оценкам Rystad Energy, удельная полная себестоимость (включающая все виды операционных затрат) добычи нефти в 2019 году в России составляет в среднем $7,5 за баррель. Если в понятие себестоимости вкладывать также все виды налогов, тогда она возрастает (для России в 2019 году) до $32,5 за баррель, на налоги в этом случае приходится больше половины», — рассказала эксперт. Согласно ее оценке, важно понимать, как в понятие себестоимости, помимо операционных затрат, включаются и капитальные, поскольку основные расходы на строительство инфраструктуры, бурение и обустройство скважин, интенсификацию добычи компания несет до начала добычи. Поэтому обычно капитальные затраты в расчет себестоимости не включаются. «Цена безубыточности — это цена, при которой NPV проекта равен нулю. NPV рассчитывается как сумма дисконтированных к настоящему моменту будущих свободных денежных потоков, которые, в свою очередь, рассчитываются как годовая выручка за вычетом всех расходов (капитальных и операционных, налогов) за год. Если говорить о цене безубыточности в России, то, по оценкам Rystad Energy, для еще не санкционированных к разработке открытых морских месторождений она составляет в среднем $45 за баррель, для континентальных — $49 (однако при расчете этой цены не учитывались некоторые льготы по НДПИ, зависящие от характеристик пластов и месторождений, поскольку данная информация недоступна). Данные расчеты основаны на полном цикле затрат — от строительства инфраструктуры и подготовки скважин до ликвидации месторождений после вывода их из эксплуатации», — уточнила Сурова. «Наши расчеты подтверждают вывод о том, что без налоговых льгот и послаблений себестоимость действительно будет расти, добыча будет становиться менее рентабельной. На наш взгляд, оптимальный вариант — полное реформирование налоговой системы: отказ от адресных льгот в пользу налоговой системы, основанной на налогообложении чистого дохода (НДД или его аналоги). В этом случае, в частности, достигается справедливость налогообложения, а не как сейчас, когда выпадающие доходы из-за льгот для „Роснефти“ и „Газпром нефти“ по Приобскому месторождению Минфин пытается компенсировать, предложив ввести для всех компаний НДПИ на ПНГ», — считают в Rystad Energy. Стоит отметить, что проблема исчерпаемости традиционных запасов нефти в среднесрочной перспективе весьма актуальна для всего мира — и Саудовская Аравия не является исключением. По мнению Rystad Energy, в течение ближайших 20 лет в добыче будут доминировать уже действующие месторождения, хотя их доля будет падать с 95% в 2025 году до 80% в 2040-м. При этом среди новых месторождений, которые в течение этого периода начнут вводиться в разработку, будут преобладать морские. «Серьезный прирост добычи в офшорном секторе Саудовской Аравии ожидается со второй половины 2020-х, однако его вклад в общую добычу будет оставаться незначительным», — заметили в компании. Тем не менее очевидно, что ввод шельфовых месторождений обязательно отразится на себестоимости добычи в королевстве. Если же Саудовская Аравия будет обходиться без новых проектов, не совсем понятно, как она будет поддерживать качество собственного сырья и как будет меняться экономика ее нефтедобычи. Екатерина Вадимова