НДПИ/Royalty | Налог на прибыль/Corporate Income Tax (CIT) | НДС/VAT (экспорт/общий) | Экспортная пошлина/Export duty | Ограничения по экспорту | |
Россия | 11 руб. т бурый уголь 24 руб. т каменный уголь | 20% | 0%/20% Входящий НДС принимается к вычету при экспорте | 0% | нет |
Индонезия | 3% - 7%/13,5% (Coal Contracts of Work) | 25% | Нет/10% Добыча угля не облагается VAT, и входящий VAT не компенсируется | нет | Не менее 20% добычи - для внутреннего потребления по регулируемым ценам (Domestic Market Obligation ("DMO") |
1) сахалинский бурый уголь 3Б конкурентоспособен при поставках в Северную Азию и ЮВА, и ограниченно - при поставках в Южную Азию;
2) каменный уголь марок Д, ДГ конкурентоспособен при поставках с более коротким морским плечом;
3) в целом в среднесрочной перспективе (до 2030 г.) можно прогнозировать устойчивый спрос на сахалинский уголь, при условии предложения конкурентоспособных цен;
4) потенциальные ниши для расширения экспорта угля с Сахалина - страны ЮВА и Южной Азии (прежде всего - Индия);
5) преимущества индонезийских месторождений с точки зрения затрат на освоение (меньше коэффициент вскрыши, климатические условия), и логистики (более короткое транспортное плечо до Южной Азии и ЮВА) в значительной степени компенсируются лучшими условиями ведения угольного бизнеса в России (меньше налоги, нет ограничений на экспорт и т.п.);
6) темпы развития и объемы добычи на Сахалине в долгосрочном плане будут определять внутренние факторы, а преимущественно - возможность доразведки запасов действующих месторождений и ввода в эксплуатацию новых.
Таким образом, можно выделить основные вызовы (проблемы) в среднесрочном (10 лет) и долгосрочном планах (20 лет) для угольной промышленности региона:
1) исчерпание коммерчески доступных запасов угля в долгосрочной перспективе (10 - 20 лет). При максимальном объеме добычи (без доразведки и освоения новых запасов) действующие месторождения будут исчерпаны к 2033 г.;
2) способность поддерживать ценовую конкурентоспособность в условиях возможного снижения спроса и падения цен (5 - 10 лет). Суммарная возможность снижения затрат в технологической цепочке добычи и транспортировки (до потребителя) - 15%;
3) ограничение импорта низкокалорийного угля основными потребителями (Китай, Индия); рост потребления газа (в том числе СПГ); увеличение доли альтернативных источников энергии. Однако прогнозируемое снижение доли угля в производстве энергии отчасти компенсируется общим ростом потребления энергии в регионе;
4) растущие экологические и социальные проблемы, связанные с добычей угля.