Алексей Фаддеев
Фото Reuters
Доходы от нефтегазовой, а особенно от нефтяной отрасли являются крайне важными для наполнения федерального бюджета. Минфин России традиционно к нефтегазовым доходам относит:
– налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по нефти, газу и конденсату;
– налог на дополнительный доход (НДД);
– экспортные пошлины (применяются для газа, до 2024 года применялись для нефти и нефтепродуктов).
Кроме того, с обратным знаком учитываются бюджетные платежи по обратному акцизу на нефтяное сырье и по демпферному механизму.
Таким образом, понятие «нефтегазовые доходы» включает только специфичные налоги, применяющиеся для изъятия ренты. В связи с этим надо учитывать две оговорки:
– нефтегазовая отрасль обеспечивает и «обычные» налоги – НДФЛ, налог на прибыль, акцизы на нефтепродукты и т.д.;
– наряду с федеральным бюджетом существуют региональные и местные бюджеты, а также внебюджетные социальные фонды.
Если рассматривать оба понятия в узком смысле (нефтегазовые доходы в терминологии Минфина; федеральный бюджет), то по итогам 2024 года нефтегазовые доходы обеспечили 30% доходов федерального бюджета, из них на нефть приходится около 25 процентных пунктов (п.п.). Интересно, что если учитывать все налоги и социальные отчисления от деятельности по добыче нефти и газа, предоставлению услуг в области добычи нефти и газа, а также по нефтепереработке, то они составят примерно ту же величину – 29%, но уже от консолидированного бюджета (то есть суммы федерального, региональных и местных бюджетов) с учетом внебюджетных социальных фондов.
Таким образом, нефть по-прежнему остается ключевым источником наполнения бюджета. С другой стороны, зависимость бюджета от нефти снижается в последние 10 лет: для сравнения, в 2011–2014 годы нефтегазовые доходы составляли 50–51% поступлений в федеральный бюджет, а нефтяные доходы – 44–45 п.п.
Проблемы прошлого года
Российский бюджет в 2025 году испытывает серьезные проблемы с доходами от нефтяной отрасли: по данным Минфина России, за 11 месяцев 2025 года совокупные поступления от НДПИ на нефть (c учетом конденсата) и НДД за вычетом платежей из бюджета по обратному акцизу (с учетом демпфера) были на 21% ниже аналогичного уровня 2024 года. Главным фактором спада налоговых поступлений является снижение мировых цен на нефть. Стоимость основных сортов оказалась на 14–15% ниже (график). Цена Urals снизилась ниже «цены отсечения» в 60 долл./барр. и достигла 45 долл./барр. в ноябре 2025 года. Дополнительным фактором было укрепление рубля. В среднем за 11 месяцев 2025 года доллар стоил на 8% ниже уровня того же периода 2024 года (по данным Банка России). В результате цена Urals в рублях была на 23% ниже.
Одним из значимых факторов, повлиявших на текущее снижение цен, является постепенное снятие ограничений на добычу нефти странами – участницами соглашения ОПЕК+. Данное соглашение впервые было заключено в 2016 году для координации поставок нефти на мировой рынок между членами ОПЕК и крупными производителями нефти за пределами организации. В настоящее время соглашение охватывает пять членов ОПЕК (Алжир, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия, ОАЭ) и три других страны (Казахстан, Россия, Оман). На эти страны пришлось 38% мировой добычи нефти в 2024 году. В ОПЕК+ не входят крупные производители нефти на Американском континенте.
По состоянию на октябрь 2025 года объем добычи, выведенный из-под добровольных сокращений, превысил 2,2 млн барр./сут., что эквивалентно примерно 110 млн т/год. Последние договоренности предусматривают, что к сентябрю 2026 года следующая часть добровольных ограничений перестанет действовать в полном объеме, что добавит на рынок еще примерно 1,65 млн барр./сут. (более 80 млн т/год), а значит, ожидать восстановления ценовой конъюнктуры на рынке нефти в 2026 году сложно.
Подобное снижение цен выглядит драматично, но оно, вероятно, не будет долгосрочным. Международное энергетическое агентство (МЭА) оценивает, что по итогам 2025 года мировые инвестиции в нефтедобычу сократятся на 6%. Обычно вслед за периодом недофинансирования в разведку и добычу следует период высоких нефтяных цен. Также, по оценкам МЭА, при снижении цены ниже 60 долл./барр. добыча легкой сланцевой нефти в США сократится в 2026 году. По различным оценкам, характерный диапазон рентабельности добычи многих «сланцевых» проектов в США составляет 45–50 долл./барр., что обеспечивает мировому рынку определенную устойчивость и своеобразную страховку от сверхнизких цен.
В перспективе ближайших лет вероятнее восстановление цен на основные сорта нефти до 80 долл./барр. Так, МЭА в обзоре World Energy Outlook 2025 оценивает, что этот уровень сохранится не только в «высокоуглеродном» сценарии развития мировой энергетики (Current Policies Scenario, CPS), но и в сценарии с выполнением заявленных целей по сокращению выбросов парниковых газов (Stated Policies Scenario, STEPS). Таким образом, из кризиса 2025 года российская нефтянка и бюджет выйдут без критических потерь. Однако российская нефтяная отрасль сталкивается с долгосрочными вызовами, которые фактически блокируют дальнейшее наращивание экспорта и рентных доходов.
|
|
Динамика стоимости нефти по данным Всемирного банка и Argus. График предоставлен авторами |
В настоящее время нефть оказалась почти настолько же уязвимым к энергопереходу ископаемым энергоресурсом, как и уголь. Дело в том, что спрос на нефть зависит в первую очередь от потребления нефтепродуктов в автотранспорте: на него приходится около 45% потребления данного вида топлива в мире (оценка МЭА). Перспективы спроса в данном сегменте в значительной степени зависят от темпов внедрения электромобилей, а они в настоящее время весьма высоки. По оценкам МЭА, в 2024 году более 20% общих продаж авто по всему миру пришлось на электромобили. Среднесрочные прогнозы тоже заряжены оптимизмом. Ожидается, что к 2035 году даже в «высокоуглеродном» сценарии (CPS) доля электромобилей в общем объеме продаж по всему миру превысит 40%.
С другой стороны, по оценкам того же МЭА, глобальный рынок электромобилей в 2024 году вырос фактически только благодаря Китаю. На других же крупнейших рынках – в Европе и США рост фактически остановился, а на некоторых (Германия, Франция, Япония) продажи и вовсе упали. Поэтому ситуация на авторынке остается одним из многочисленных факторов неопределенности для рынка нефти.
Для угля также характерно его замещение иными энергоресурсами – природным газом или безуглеродными источниками энергии. Но основным сектором его потребления является не транспорт, а электроэнергетика. И стремительный рост спроса на электроэнергию в развивающихся странах вынуждает по-прежнему обращаться к углю как к топливу, которое зачастую оказывается наиболее дешевым. Кроме того, угольная генерация сохраняет преимущество над возобновляемой в виде предсказуемости выработки вне зависимости от погоды.
Остальные сектора потребления нефти не смогут компенсировать спад спроса в автотранспорте – в результате только в «высокоуглеродном» сценарии (CPS) МЭА ждет незначительный рост потребления нефти (+4% за 2024–2035 годы). Этот прогноз подтверждается анализом первичных данных.
В целом по миру эластичность потребления нефтепродуктов по ВВП составила 0,4 за период 2008–2024 годов (оценка по данным Всемирного банка и Energy Institute).
Всемирный банк прогнозирует рост мирового ВВП на 2,4–2,6% в ближайшие два года. Следовательно, рост потребления нефти при сохранении текущей ситуации (например, доли электромобилей в автопарке) в ближайшие пару лет ожидается в размере около 1% в год.
В сценарии STEPS ожидается стагнация (спад на 1% к 2035 году), а в «низкоуглеродном» сценарии (Net Zero Scenario) – резкий спад (на 33%). Апокалиптические сценарии маловероятны, но стагнация мирового потребления нефти и выход на тот самый «пик нефти» налицо. Даже Китай перестает быть бездонным растущим рынком – так, в китайской компании CNPC ожидают выхода на пик потребления нефти в стране уже в 2025 году. Таким образом, новой надеждой для российского нефтяного экспорта становятся Индия, страны Юго-Восточной Азии и Африка – в этих странах и регионах МЭА ожидает роста потребления даже по сценарию STEPS. Именно в этих странах прогнозируются наиболее высокие темпы роста экономики и, соответственно, спроса на энергоресурсы.
В перспективе ближайших лет для России вызовом является рост предложения на нефтяном рынке. Производители Западного полушария, не участвующие в соглашении «ОПЕК+», резко наращивали добычу в предыдущие годы, в особенности за счет разработки нетрадиционных запасов. В первую очередь это касается США: по данным Energy Institute, разработка сланцевой нефти привела к росту добычи в 2008–2024 годах на 556 млн т! Канада за счет разработки нефтяных песков увеличила добычу на 137 млн т, Бразилия за счет глубоководных (подсолевых) месторождений – на 83 млн т. Даже небольшая Гайана за считаные годы стала значимым производителем нефти с объемом более 30 млн т.
В ближайшее десятилетие ожидается продолжение этого процесса. МЭА ожидает, что добыча в Северной и Южной Америке к 2035 году вырастет на 160–180 млн т (сценарии CPS и STEPS). Помимо вышеуказанных производителей вклад в рост добычи внесут Аргентина за счет добычи на сланцевой формации Вака Муэрте и Суринам за счет глубоководной добычи. Кроме того, ожидается рост добычи на Ближнем Востоке. Например, в Саудовской Аравии в разработку вводится месторождение «Джафура», где наряду с огромными запасами сланцевого газа планируется извлечение конденсата. В результате МЭА ожидает роста добычи в регионе на 100–170 млн т. Наконец, дополнительным, пусть и маловероятным, фактором усиления конкуренции на рынке нефти в перспективе десятилетия может стать снятие санкций с Ирана и Венесуэлы.
Ужесточение конкуренции на мировых рынках для России осложняется ухудшением сырьевой базы. Со временем происходит исчерпание крупных месторождений в традиционных регионах нефтедобычи, а поддержание объемов добычи требует освоения месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. За 2005–2023 годы доля Ханты-Мансийского АО в структуре добычи сократилась с 57 до 41%, а доля трех восточных регионов (Иркутской области, Красноярского края и Якутии) выросла с 0,1 до 10%. В перспективе планируется дальнейшее наращивание добычи на севере Красноярского края (проект «Восток Ойл»). Однако разработка месторождений в регионах нового освоения требует значительных капитальных затрат, что, в свою очередь, практически невозможно без налоговых послаблений. Поэтому новые регионы нефтедобычи еще не скоро станут значимым фактором наполнения бюджета.
Кроме того, в традиционных регионах нефтедобычи расширяется освоение малых месторождений, месторождений с низкой проницаемостью пластов. В ограниченных масштабах ведется добыча сланцевой нефти, из которой наиболее известна баженовская свита. Добыча нефти в подобных условиях характеризуется высокой себестоимостью, а значит, перспективы разработки напрямую связаны с мировыми ценами.
Ухудшение сырьевой базы – не уникальный для России процесс, он проявляется по всему миру. Например, США впервые преодолели пик добычи еще в 1970 году. Однако США, как и многие другие страны Западного полушария, в недавнем прошлом смогли преодолеть падение добычи за счет освоения нетрадиционных запасов. Россия же находится еще в начале пути разработки таких ресурсов. Рассмотренные факторы ведут к тому, что в ближайшие годы экспорт нефти из России, вероятно, будет несколько сокращаться или сохраняться на прежнем уровне. Подобная трезвая оценка присутствует и в недавно принятой Энергетической стратегии до 2050 года. Согласно этому документу, экспорт нефти в 2036 году по двум из пяти сценариев (включая целевой) будет лишь на 0,4% выше уровня 2023 года. В инерционном и стрессовом сценариях экспорт сократится, и лишь в «сценарии технологического потенциала» ожидается рост на 11%.
Налоговая нагрузка
Сочетание вероятных исходов по ценовым и объемным показателям (восстановление цен на нефть, но сокращение объемов экспорта) предполагает, что объем выручки от экспорта нефти в валютном выражении в ближайшие годы будет довольно стабильным. Впрочем, нефтяной экспорт уже давно не является постоянным драйвером российского экономического роста. Но дополнительную сложность представляет то, что налоги с экспорта нефти не удается собирать в тех же объемах, как раньше. Во-первых, ухудшение сырьевой базы вынудило снижать налоговую нагрузку по НДПИ. Сначала вводились различные коэффициенты к формуле налоговой ставки, затем был введен НДД. Он предполагает обложение не выручки, а расчетной прибыли за вычетом себестоимости. Предполагается, что это позволит вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы и удаленные месторождения, но распространение такой схемы предполагает снижение налоговых поступлений в расчете на тонну добытой нефти. Во-вторых, для стимулирования модернизации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в 2021 году была введена надбавка к обратному акцизу. Фактически она означает бюджетное субсидирование развития нефтепереработки. В-третьих, для защиты внутренних цен на моторное топливо от колебаний мировых цен на нефть был введен «демпферный механизм». Он предполагает дополнительное налогообложение нефтепродуктов в случае низких цен на нефть и дополнительное субсидирование нефтепродуктов в случае высоких цен на нефть. Доход в бюджет демпферный механизм принес лишь по итогам 2020 года. Все остальное время он работает в качестве субсидии, которая в 2024 году достигла 1,8 трлн руб. При этом практика применения демпфера расширяется. Задачи по защите внутреннего рынка нефтепродуктов и снижению инфляции оказываются более приоритетными, чем наполнение бюджета.
Сейчас нефтяная промышленность России имеет достаточную устойчивость, чтобы пережить период низких цен. Но в долгосрочной перспективе возможности развития за счет экспорта крайне ограничены. Параллельно идет снижение налоговой нагрузки в пользу нефтяных компаний (стимулирование разработки новых месторождений и модернизации НПЗ) и потребителей топлива (сдерживание цен). Государству приходится искать другие источники доходов, и неудивительно, что ими становятся налоги общего характера – например повышение НДС.
