Президент подписал закон о корректировке демпфера, призванный сдержать цены на топливо после их разморозки. Однако демпфирующий механизм не стимулирует нефтяников снижать цены, а потому его корректировка вряд ли изменит ситуацию на топливном рынке.
В конце июля президент подписал закон о корректировке демпфера, формально оставшегося единственным рычагом сдерживания топливных цен после их разморозки. С его помощью правительство возмещает нефтяникам разницу между экспортной стоимостью топлива и его фиксированной внутрироссийской ценой, которая, согласно вступившему в силу документу, с 1 июля снижена для бензина с 56 000 до 51 000 рублей за тонну, а для дизеля — с 50 000 до 46 000 рублей.
Это увеличит шансы компаний на компенсационные выплаты, которых они отчасти были лишены из-за низких цен за рубежом: в I квартале, по данным Refinitiv, экспортная стоимость тонны АИ-92, за вычетом пошлин и транспортных расходов (нетбэк), была на 12% ниже условной внутренней цены (49 100 против 56 000 рублей), из-за чего нефтяники остались без компенсаций, притом что фактические оптовые цены (40 600 рублей за тонну в среднем за январь-март) были на 17% ниже нетбэка.
Помимо снижения условных цен, на руку компаниям сыграет и увеличение компенсируемой разницы с нетбэком, которая в первой половине года составляла 60%, а во второй увеличится до 75% и 70% для бензина и дизеля соответственно. Еще один бонус — надбавка к демпферу в 2000 рублей, право на которую получат поставщики топлива на Дальний Восток.
В этом же ряду стоит внедрение демпфера на авиакеросин, среди производителей которого доля крупнейших четырех компаний («Роснефти», «Лукойла», «Газпром нефти» и «Сургутнефтегаза») в прошлом году была почти столь же велика (80%, с учетом «Славнефти», которой на паритетных началах владеют «Роснефть» и «Газпром нефть»), что и в случае бензина и дизеля (86% и 82% соответственно; здесь и далее — данные ЦДУ ТЭК, если иное не оговорено специально).
В обмен на это нефтяникам пришлось согласиться с увеличением надбавки к НДПИ на 150 рублей за тонну добытой нефти
(при средней ставке НДПИ в 12 953 рубля, согласно отчетности «Роснефти» по МСФО за I квартал) и внедрением акциза на мазут и вакуумный газойль, которые ранее акцизами не облагались.
Экспортная альтернатива, которой нет
По замыслу регуляторов, демпфер должен компенсировать компаниям сдерживание бензинового экспорта, который в прошлом году сократился на 6%, до 3,8 млн т. Виной тому стал риск повышения пошлин на экспорт бензина с 30% до 90% (от величины пошлины на нефть), пойти на которое правительство пригрозило в случае резкого роста топливных цен.
Свою роль также сыграли обязательства компаний по увеличению отгрузок бензина на внутренний рынок, физический прирост которых по итогам 2018 года в полтора раза превзошел сокращение экспорта (369 000 т против 230 000 т), в том числе — из-за пристального контроля Федеральной антимонопольной службы (ФАС), выносившей предупреждения ряду компаний о недопустимости наращивания поставок за рубеж.
Впрочем, это не сильно уменьшило долю экспорта в производстве бензина (до 9,8%), которая была низка не только в 2018 году (3,8 млн из 39,5 млн т), но также в 2016-м (12,4%) и 2017-м (10,4%), когда еще не действовали серьезные экспортные ограничения.
Не особо изменилась и география бензинового экспорта, представленная в основном республиками бывшего СССР: в экспорте АИ-92 и АИ-95 их суммарная доля ненамного снизилась (с 78% и 92% соответственно, в 2017 году до 61% и 90% в 2018-м), как следует из данных ФТС, а в экспорте АИ-98 — незначительно увеличилась (с 85% до 87%). При этом доля стран ЕС (не считая Литвы, Латвии и Эстонии), увеличившаяся за тот же период в поставках АИ-92 с 4% до 10%, в экспорте АИ-95 и АИ-98 в прошлом году осталась ничтожно малой (0,6% и 0,03%).
Российским производителям бензина пока сложно выйти на рынки развитых стран, в том числе из-за невысокого качества топлива.
Об этом, к примеру, свидетельствуют слова генерального директора калужского завода «Фольксваген груп рус» Оливера Грюнберга. Пару лет назад на конференции «Автоэволюция-2017» он признался, что компания в течение десяти лет не могла найти в России поставщика топлива для первой заливки в новые автомобили — из-за этого ей пришлось в общей сложности импортировать 7,7 млн т бензина, заправка которого не несла риск повреждения двигателя.
Другой корень проблемы — в наследии плановой экономики с характерным для нее низким уровнем автомобилизации, из-за чего в советское время большинство НПЗ были ориентированы на выпуск мазута для энергетики и дизельного топлива для грузовой и военной техники. С переходом к рынку конфигурация НПЗ не сильно изменилась: в 1990-е вновь образованные компании интересовала в первую очередь консолидация активов в сегменте Upstream, а в дальнейшем, вплоть до большого налогового маневра середины 2010-х, у них было мало стимулов модернизировать НПЗ из-за разницы между более высокими пошлинами на нефть и более низкими на нефтепродукты, стимулировавшей производство мазута, экспорт которого с 1999 по 2014 год увеличился в три раза — с 26,7 млн т до 80,1 млн т, как следует из данных Росстата и Минэнерго.
Несмотря на произошедшее пару лет назад выравнивание пошлин на нефть и мазут, его выпуск до сих пор четырехкратно превосходит потребности российского рынка (46,4 млн т против 11,6 млн т в 2018 году), тогда как производство бензина превышает внутренние поставки лишь на 11% (39,5 млн против 35,6 млн т).
В ближайшие год-два последняя цифра немного увеличится, учитывая недавнее наращивание мощностей по производству бензина на Антипинском НПЗ и комплексе «Татнефти» «Танеко» (на 800 000 и 1,1 млн т в год соответственно). Однако даже в случае их загрузки исключительно под поставки за рубеж внешний рынок все равно будет оставаться для компаний глубоко вторичным, а экспортная альтернатива, которую, по идее, должен уравновешивать демпфер, — иллюзией, не имеющей под собой реальных отраслевых оснований.
Рычаги снижения цен
Что не менее важно, демпфер никак не стимулирует нефтяников снижать расценки, поскольку он складывается из величин, которые от них никак не зависят: стоимости топлива за рубежом и установленной регуляторами внутренней цены, с которой фактические цены могут сильно расходиться, как это уже было показано выше.
Реальное воздействие на цены может оказать лишь усиление конкуренции в сбыте нефтепродуктов, где доминирующих компаний ненамного больше, чем в их производстве.
На это, в частности, указывает исследование ФАС о состоянии конкуренции в топливной рознице, в последний раз проводившееся в 2016 году в 43 регионах страны: согласно его результатам, восемь крупнейших на тот момент компаний («Роснефть», «Лукойл», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз», «Башнефть», «Татнефть», «ТАИФ» и «ННК») занимали свыше 70% рынка розницы АИ-92 в 31 регионе из 43 и свыше 45% — еще в десяти; на розничном рынке АИ-95 таких регионов было 32 и 8 соответственно, а на рынке АИ-98 — 37 и 1.
Более поздних оценок ФАС не приводила, однако с тех пор конкуренция точно не стала выше — как из-за поглощения «Башнефти» «Роснефтью» и грядущего ухода с российского рынка финской Neste, так и ухудшения экономики независимых АЗС, которые летом прошлого года оказались в тисках фиксированных розничных цен и высоких цен в опте, где границы роста были установлены лишь в ноябре. Именно из-за низкой конкуренции у компаний есть возможность варьировать розничную маржу в зависимости от платежеспособности автомобилистов: в июне, по данным Росстата, средняя цена литра АИ-92 в Москве (42,41 рубля) была почти на 80 копеек выше, чем в Рязани (41,62 рубля), и на рубль с лишним, чем в Ярославле (41,10 рубля), притом что цена отгрузки тонны АИ-92 на Московском НПЗ (48 401 рубль) была ненамного выше, чем на Ярославском (48 000 рублей), и ненамного ниже, чем на Рязанском (49 043 рубля).
Учитывая олигополию в производстве и сбыте нефтепродуктов, у регуляторов де-факто есть лишь один рычаг сдерживания цен — принуждение нефтяников к продаже бензина на бирже, которое бы связало им руки в топливной рознице.
Пока что этот инструмент почти не задействован, поскольку компании обязаны поставлять на биржу лишь 10% производимого ими бензина. В прошлом году ФАС обсуждала возможность увеличения норматива до 15%, хотя реальный эффект принесет его повышение не менее чем до 35%. Это увеличит конкуренцию на биржевых торгах и тем самым снизит оптовые цены, от уровня которых зависит рентабельность независимых АЗС. Последние, по оценке ФАС, контролируют около 40% пролива топлива: уменьшение затрат на покупку бензина с биржи позволит им снизить конечные расценки для автомобилистов, что задаст естественный предел роста цен на заправках крупных компаний, которые будут вынуждены сдерживать собственные аппетиты из-за опасений утраты доли рынка.
Повышение норматива до 35% принесет особый эффект, если продажа на бирже станет директивной не только для крупнейших ВИНКов, но и вообще для всех поставщиков топлива: среди них есть значимые для региональных рынков компании, которые не являются доминирующими на федеральном уровне, что освобождает их от биржевых обязательств. Пример тому — Хабаровский НПЗ, один из двух крупнейших нефтеперерабатывающих заводов Дальнего Востока (наряду с Комсомольским НПЗ «Роснефти), или Антипинский НПЗ, до начала текущих финансовых проблем бывший вторым по величине производителем бензина в Западной Сибири.
Акцизная пауза вместо льгот
Установление общей для всех игроков нормы добавит симметрии отрасли, регулирование которой становится все более асимметричным. Это видно по второму за год решению повысить НДПИ в обмен на послабления в нефтепереработке (на такой шаг правительство шло в канун внедрения демпфера), которое ударит по компаниям, не имеющим нефтеперерабатывающих мощностей — в частности, «ИНК». Отчасти схожий эффект возымеет внедрение акциза на мазут: будучи призванным компенсировать увеличение выплат поставщикам бензина, оно затронет мини-НПЗ, на долю которых в прошлом году пришлось лишь 0,6% его производства (247 000 из 39,4 млн т).
То же самое касается возвратного акциза на нефть — вычета из стоимости сырья, право на который с нынешнего года получили только НПЗ со сравнительно высокой долей бензина в структуре нефтепереработки (5% и более). Это несмотря на то, что налоговый маневр приведет к удорожанию нефти абсолютно для всех Downstream-компаний: на внутреннем рынке ее цена рассчитывается как разница между экспортным бенчмарком и расходами на транспортировку и уплату пошлин, которые в ближайшие пять лет будут последовательно обнулены.
Универсальным и при этом действенным для топливных цен решением могло бы стать снижение и последующая фиксация акцизов, доля которых в структуре розничной стоимости литра АИ-92, по данным Росстата, выросла с 10,3% в 2011 году до 19,9% в 2017-м (более поздних оценок нет).
К подобному шагу правительство прибегало во второй половине «нулевых», когда в условиях взрывного роста сырьевых котировок акцизы на бензин и дизель были заморожены в течение пяти лет, с 2005 по 2009 год. Схожую меру правительство собиралось реализовать и во время налогового маневра 2015-2017 годов, когда на фоне повышения базовой ставки НДПИ (с 766 рублей до 919 рублей за тонну) и снижения экспортных пошлин (с 42% до 30%) акцизы на бензин 5-го класса должны были увеличиться лишь на 5% — с 5530 рублей до 5830 рублей за тонну. Однако на практике к 2017 году они выросли более чем на 80% — до 10 130 рублей за тонну, а к 2019-му — до 12 314 рублей за тонну, притом что базовая ставка НДПИ была доведена до запланированного уровня (919 рублей за тонну), равно как и экспортная пошлина на нефть (30%).
В этой ситуации двукратное сокращение акцизов означало бы возвращение к исходной конфигурации налогового маневра, которая не предполагала каких-либо дополнительных компенсаций для нефтяников — ни обратного акциза на нефть, ни демпфера, ни надбавки к нему за поставки топлива на Дальний Восток. Наряду с ликвидацией экспортных ограничений это стало бы тем «пряником», который регуляторы могли бы разменять на «кнут» в виде отказа от всех мер поддержки нефтепереработки и принуждения к продаже бензина на бирже — единственному реальному рычагу снижения цен в условиях олигополии, сложившейся во всех сегментах топливного рынка.
Преодолеть ее можно будет лишь за счет демонополизации нефтепереработки, наподобие той, что сейчас происходит в Бразилии, где местную Petrobras обязали продать половину из своих 13 НПЗ, чтобы лишить ее доминирующего положения в сегменте Downstream и в конечном счете стабилизировать цены. Однако это повестка совсем не близкого будущего.
