Выбор наиболее эффективного варианта налогообложения нефтяной компании

Введение

Цель моего курсового проекта — закрепление теоретических знаний и развитие навыков практического решения задач, связанных с налоговой стороной функционирования нефтегазовой отрасли.

Для достижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:

1. расчет основных параметров проекта;

2. определение экономической эффективности различных вариантов налогообложения.

Часть 1. Прогноз развития нефтегазового комплекса России и экспорта нефти, нефтепродуктов и газа на новые рынки АТР Согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач: рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; ресурсои энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти; углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах; расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Основным источником поставок нефти из России в Китай, особенно на первом этапе, будет крупнейший нефтедобывающий регион страны — Западная Сибирь. В связи с этим особую значимость приобретает прогноз добычи нефти в России с детализацией по всем макрорегионам с позиции обеспечения поставок на внутренний рынок, экспорта в традиционном западном и новом восточном направлениях.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний — издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

Мировая цена будет формироваться в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывалось влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти.

Наиболее высокий уровень международных цен на нефть сохранится примерно до 2010;2012 гг., хотя тенденция к снижению цен должна обозначиться уже в 2006;2007 гг. Это связано с инерционностью технологических систем нефтепотребления, которые сейчас используются в развитых странах и продолжают массово внедряться в Китае и других странах АТР. К 2010;2012 г. в развивающихся странах произойдет технологическое насыщение традиционным моторным транспортом, поэтому глобальный рост спроса на нефть замедлится. Это приведет к снижению цен на нее до уровня 40−45 долл/барр., что с учетом инфляции доллара соответствует современным 35−40 долл/барр.

В этих условиях в России в целом продолжится рост добычи нефти, хотя его темп в Западной Сибири замедлится, а в европейской части страны снизятся и абсолютные показатели. Годовая добыча нефти в стране может быть доведена в 2010 г. до 500 млн т, в 2020 г. — до 550 млн т, в 2030 г. — до 600 млн т, добыча в Западной Сибири составит в эти же годы 344,5, 350 и 355 млн т соответственно. В Западной Сибири при стабилизации и постепенном снижении добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе будет происходить ее рост на севере этого макрорегиона — в Ямало-Ненецком автономном округе.

В последние годы в российском секторе Каспийского моря выявлен и подготовлен детальными работами к глубокому бурению ряд нефтегазоносных структур, выявлено и подлежит дальнейшему изучению большое количество неантиклинальных объектов, в том числе высокоперспективные ловушки рифового типа, открыто пять месторождений. В соответствии с долгосрочной программой геологоразведочных работ к 2010 г. в районе планируется прирастить запасы нефти и конденсата в количестве 348 млн т. Это позволит к 2015 г. добывать в российском секторе Каспийского моря не менее 8 млн т, а к 2020 г. — до 20 млн т нефти и конденсата. Освоение Северо-Каспийской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций позволит в перспективе стабилизировать увеличение добычи нефти в европейской части страны до 140−150 млн т в год.

Кроме того, произойдет увеличение добычи нефти российскими компаниями за рубежом, прежде всего, в странах Каспийского региона — Казахстане, Туркменистане, Узбекистане, Азербайджане. Из этих стран также возможны поставки нефти российскими операторами в АТР, прежде всего, в Китай. Здесь лидерами будут выступать «ЛУКОЙЛ», «Газпром» (включая активы «Сибнефти»), «Роснефть» .

В перспективе крупнейшим источником экспорта нефти из России в Китай и другие страны АТР станут Восточная Сибирь и Дальний Восток. Нефть рассматриваемых регионов отличается высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. Это в основном легкие и низкосернистые сорта. Большая часть запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока имеет плотность менее 0,87 г/см3 и содержание серы менее 0,5%.

По прогнозам СО РАН в регионе имеются серьезные предпосылки для новых открытий и наращивания минерально-сырьевой базы. Правительство Российской Федерации в ряде документов («Стратегия экономического развития Сибири», утверждена распоряжением Правительства РФ N 765-р от 7.06.2002 г.; «Энергетическая стратегия России», утверждена распоряжением Правительства РФ N 1234-р от 28.08.2003; Постановление Правительства РФ от 13.03.2003 г.) одобрило формирование на этой базе нового крупного нефтегазодобывающего района. Ряд серьезных открытий сделан на северо-западе Сибирского федерального округа, в Туруханском районе Красноярского края и в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе.

К 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь 12−13 млн т. В этот период ожидается начало промышленной разработки Талаканского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений, будут организованы поставки конденсата с Ковыктинского месторождения. На шельфе о. Сахалин будет завершен ввод в эксплуатацию производственных объектов проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», что позволит довести суммарную добычу в Сахалинской области до 23 млн т. В дальнейшем при проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, резком расширении ГРР, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе) может быть к 2020 г. доведена до 140 млн т, а к 2030 г. — до 165 млн т.

На шельфе о-ва Сахалин будет сформирована новая крупная система нефтеобеспечения и расширены экспортные поставки в Китай, Южную Корею, Индию, Японию, Филиппины, другие страны АТР, а также на тихоокеанское побережье США. Кроме того, планируется увеличить загрузку сахалинской нефтью Комсомольский НПЗ. Поставки на Хабаровский НПЗ, вероятно, будут организованы с месторождений Республики Саха. В настоящее время уровень загрузки производственных мощностей Комсомольского НПЗ составляет чуть более 70%, Хабаровского — менее 60%. Доля сырья, поставляемого на эти заводы из Западной Сибири, свыше 80 и 100% соответственно.

К 2010 г. с учетом прогноза добычи и переработки нефти в России с детализацией по макрорегионам, экспорта в западном направлении, поставок на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока, ежегодный экспорт сырой нефти из России в страны АТР может достичь 44 млн т, в том числе из Западной Сибири — 20 млн т, из Восточной Сибири и Республики Саха — 6 млн т, с Сахалина — 18 млн т. К 2020 г. экспорт нефти составит около 135 млн т в год, к 2030 г. — 140 млн т в год.

Экспорт сырой нефти из России в Китай (включая транзит через Казахстан) возрастет с 8,5 млн т в 2005 г. до 32 млн т в 2010 г., свыше 80 млн т — в 2020 г., 90 млн т — в 2030 г.

Экспорт нефтепродуктов в АТР (в основном в Китай, Монголию, Японию) будет эффективен с НПЗ, находящихся в приграничных районах либо недалеко от портов (Ангарск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре). Объем экспорта, при условии значительного повышения качества продукции, может быть доведен до 12 млн т в год, в том числе в Китай до 11,5 млн т. Поставки будут осуществляться железнодорожным, морским и речным транспортом.

Ежегодный экспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ) в страны АТР может достигнуть уже к 2015 г. 1,0 млн т, в том числе в Китай — не менее 800 тыс. т. Представляется целесообразным в контрактах на поставку сырья на экспорт предусматривать обязательства по закупкам в России соответствующих объемов продуктов переработки и химии нефти.

В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2010 году до 681 млрд м3, в 2020 году — до 890 млрд м3, в 2030 году — до 910 млрд м3 в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию. Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления — Китай и другие страны АТР, а также США.

Главными источниками поставок газа из России в АТР, прежде всего, в Китай, будут месторождения Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд м3 в год, в Восточной Сибири — до 120 млрд м3 в год, на Дальнем Востоке — до 30 млрд м3 в год. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха следует учитывать высокое содержание в природных газах этого региона таких элементов, как этан, пропан, бутаны и конденсат. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена к 2020 г. до 135−150 млн м3 в год. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2007 г., а к 2010 г. объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» может быть доведен до 9,6 млн т, или 13,4 млрд 3 в пересчете на исходное вещество. Ожидается, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после 2015 г. может начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха. В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта «Сахалин-1» .

К 2012;2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного топлива, в Китае, будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. Ежегодный объем поставок газа из Западной Сибири в Китай может быть доведен к 2020 г. до 40 млрд м3, а к 2030 г. — до 60 млрд. м3. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР может быть доведен к 2020 г. до 78 млрд. м3 в год, к 2030 г. — до 145 млрд. м3 в год.

Фактором, сдерживающим расширение экспорта энергоносителей в Китай и другие страны АТР, является отсутствие эффективной системы транспорта нефти и газа, прежде всего, магистральных нефтеи газопроводов.

Россия располагает развитой сетью нефтеи газопроводов в Западной Сибири и европейской части, однако на востоке страны в настоящее время система магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» заканчивается в районе Ангарска (Иркутская область), Единая система газоснабжения ОАО «Газпром» — в районе Проскоково (Кемеровская область).

Экспорт сырой нефти с о. Сахалин и его шельфа осуществляется в основном через порты Хабаровского и Приморского краев (Де Кастри, Находка), а также с производственно-добывающего комплекса «Витязь» в Охотском море. Поставки нефти из Западной Сибири в Китай ведутся по железной дороге через Наушки и Забайкальск, а также транзитом через Казахстан по действующему нефтепроводу Омск — Павлодар — Атасу и далее по железной дороге до Алашанькоу, Душаньцзе. С середины 2006 г. транзитные поставки через Казахстан осуществляются по новому нефтепроводу Атасу — Алашанькоу.

Экспорт нефтепродуктов в Китай и другие страны АТР осуществляется в основном с Ангарского, Хабаровского и Комсомольского НПЗ железнодорожным транспортом и через порты Приморского и Хабаровского краев (Владивосток, Находка, Славянка, Ванино, Большой камень и др.). Оптовые поставки сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и на экспорт также осуществляются по железной дороге.

Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в Китай и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Важнейший нефтетранспортный проект: строящийся в настоящее время магистральный нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан с отводом на Китай. Проектная мощность нефтепровода 80 млн. т в год, в том числе первой очереди, завершение строительства которой намечено на 2008 год, 30 млн. т в год. Строительство первой очереди ведется со стороны Тайшета и со стороны Сковородино. Согласно поручению президента России, трасса нефтепровода будет проходить за водосборной зоной озера Байкал, по территории с низкой сейсмичностью и высокоперспективной на нефтегазоносность. Маршрут нефтепровода проходит вдоль трассы БАМ по линии Тайшет — Усть-Кут, от Усть-Кута — в северо-восточном направлении по левому берегу Лены (за водоохранной зоной) до Талаканского месторождения, что позволит существенно сократить проектно-изыскательские работы и строительство в целом. Далее маршрут обходит город Ленск с северной стороны, пересекает Лену в районе Олекминска и уходит на восток до города Алдан. От Алдана трасса идет в южном направлении, минуя Нерюнгри, до поселка Тында и далее на Сковородино. Строительство второй очереди нефтепровода предполагает выход к российским портам на Тихом океане и сооружение отвода в Китай в районе Сковородино. Прокладка нефтепровода вдоль Лены даст возможность использовать реку в качестве транспортной магистрали для доставки грузов и техники. Кроме этого, грузы будут поступать по железной дороге, а также воздушным транспортом, рассматривается возможность устройства дополнительных проездов и дорог.

Трасса нефтепровода проходит по территории высокоперспективной для поисков нефти; находится в непосредственной близости от открытых месторождений, что делает регион в целом более привлекательным для инвестиций в геологоразведку и разработку месторождений нефти и газа, ускорит ввод в разработку отдельных открытых и прогнозируемых к открытию месторождений; резко снизит инвестиции, необходимые для создания транспортной инфраструктуры, и уменьшит сроки окупаемости проектов; снизит затраты на транспорт восточно-сибирской и якутской нефти до Сковородино.

Должны быть построены подводящие нефтепроводы от месторождений Талакан — Верхнечонской зоны нефтегазонакопления (ТВЧЗ) до ВСТО, а также подключения Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) Пойма. В результате будет сформирован новый канал для поставок в восточном направлении как западносибирской, так и восточносибирской нефти.

Для экспорта нефти в западные районы Китая (СУАР) необходимо провести реконструкцию с увеличением пропускной способности нефтепровода Омск — Павлодар — Атасу. В настоящее время завершено строительство нефтепровода от Атасу в Казахстане до Алашанкоу в Китае протяженностью 980 км и начальной ежегодной пропускной способностью 10 млн т. Нефтепровод будет продлен до НПЗ Синьцзян-Уйгурского автономного района и во внутренние провинции КНР, а его мощность может быть увеличена до 30 млн т.

При формировании на востоке России новой системы газопроводов, в первую очередь, целесообразно провести газификацию юга Восточной Сибири, включая Забайкалье, соединение восточносибирской системы с ЕСГ. Это предполагает строительство газопроводов: Ковыктинское месторождение — Саянск — Ангарск, Иркутск — Улан-Уде — Чита, Чаяндинское месторождение — Ковыктинское месторождение, Ковыктинское месторождение — Иркутск — Проскоково. Для экспорта в восточном направлении на первом этапе возможно использование БАМа и Транссиба, что предполагает строительство заводов по сжижению природного и углеводородных газов и ж. д. терминалов по отгрузке СПГ и СУГ в Усть-Куте и Ангарске. После 2010 г., по мере наращивания объемов добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха и развития инфраструктуры газообеспечения в Восточной Азии, должно быть принято окончательное решение о строительстве экспортных газопроводов. Здесь экономически наиболее эффективным представляется маршрут Чита — Забайкальск — Харбин Далянь — Пекин, Пьентек (Pyeontaek) — Сеул.

В период до 2010 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок нефти и газа с о-ва Сахалин. На первом этапе не интегрированные в восточносибирскую систему нефтегазообеспечения проекты поставок нефти и газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, загрузку Комсомольского и Хабаровского НПЗ, экспортные поставки. Будет построен новый нефтепровод Северный Сахалин — порт Де Кастри, реализованы нефтеи газопроводные проекты: Северный Сахалин — Южный Сахалин со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ и нефти, Комсомольск-на-Амуре — Хабаровск. В дальнейшем эти проекты могут быть соединены с системами нефтеи газопроводов Восточная Сибирь — Дальний Восток в районе Хабаровска.

В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Корею, северо-восточные районы Китая, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа будет проводиться с использованием Северного морского пути.

Поставки трубопроводного газа в западные районы Китая могут осуществляться уже с 2012;2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу Запад — Восток. Это предполагает продолжение строящегося газопровода Барнаул — Бийск — Горно-Алтайск в направлении Кош-Агач — Канас — Бурчун — Карамай — Урумчи. В дальнейшем по мере наращивания поставок необходимо строительство дополнительных ниток газопровода в транспортном коридоре Уренгой — Сургут — Кузбасс — Алтай — Китай.

Для достижения намеченных целей развития НГК востока страны необходимо выполнение следующих условий:

— государство, нефтегазовые и энергетические компании должны осуществлять крупные капитальные вложения в создание объектов транспортной и энергетической инфраструктуры;

— следует резко увеличить финансирование геолого-разведочных работ (в том числе региональных работ за счет федерального бюджета) в районах предполагаемого прохождения нефтеи газопроводов, что повысит инвестиционную привлекательность освоения уже открытых месторождений, позволит расширить количество объектов лицензирования;

— необходимо последовательное сокращение разрыва между внутрироссийскими и международными ценами на нефть, нефтепродукты и газ за вычетом транспортной составляющей и таможенного тарифа.

Часть 2. Расчетно-проектная часть В расчетно-проектной части настоящего КП мной, на основе проведения соответствующих расчетов, выбран наиболее эффективный из 4-х вариантов способ налогообложения нефтяной компании.

В качестве мер налогового стимулирования рассматриваются варьируемые значения налога на прибыль и НДПИ, а так же предоставления «каникул» по налогу на прибыль на 5 лет с начала разработки месторождения.

При сопоставлении вариантов налогообложения в качестве базового мной принят 1-й вариант взимания налогов.

Расчетно-проектная часть состоит из 2-х разделов, а именно:

— расчет основных параметров проекта

— расчет таможенных и налоговых выплат Основной целью выполнения расчетов в рамках 2-го раздела КП является ответ на вопрос, какой вид налогообложения является наиболее эффективным с точки зрения активизации деятельности компании.

2.1 Расчет основных параметров проекта

2.1.1 Объем добычи нефти

В расчетно-проектной части настоящего КП мной, на основе проведения соответствующих расчетов, выбран наиболее эффективный из 4-х вариантов способ налогообложения нефтяной компании.

В качестве мер налогового стимулирования рассматриваются варьируемые значения налога на прибыль и НДПИ, а так же предоставления «каникул» по налогу на прибыль на 5 лет с начала разработки месторождения.

При сопоставлении вариантов налогообложения в качестве базового мной принят 1-й вариант взимания налогов.

Расчетно-проектная часть состоит из 2-х разделов, а именно:

— расчет основных параметров проекта

— расчет таможенных и налоговых выплат Основной целью выполнения расчетов в рамках 2-го раздела КП является ответ на вопрос, какой вид налогообложения является наиболее эффективным с точки зрения активизации деятельности компании.

2.1 Расчет основных параметров проекта

2.1.1 Объем добычи нефти

В данном курсовом проекте объем добычи нефти по первом году освоения месторождения принимаем равным нулю. По второму году объем добычи принимаем в соответствии с вариантом задания к КП. В моем варианте объем добычи нефти из одной скважины равен 46 тыс. т. в год.

По мере разработки месторождения и падения пластового давления добыча нефти из скважины падает. Поэтому для поддержания добычи нефти на заданном (плановом) уровне необходимо вводить в строй дополнительные скважины.

При выполнении расчетов условно принимаем, что количество скважин в первые 5 лет разработки месторождения увеличивается по сравнению с 1-м годом в 4 раза, а затем вводится в эксплуатацию по одной технологической скважине ежегодно. В моем случае изначальное количество скважин n=8, а срок разработки месторождения Т=25;

Тогда: 1 год — 8; 2 год — 8, 3 год — 16; 4 год -24; 5 год — 32, 6 год — 33 и т. д.

25 год — 52 скважин Рассчитать объем добычи нефти по всем годам разработки Объем добычи нефти (Q) рассчитывается по формуле

Qдоб = q * n_i,

где: n_i — количество скважин в i году разработки месторождения

q — объем добычи нефти из одной скважины, тыс. т/год;

Qдоб2 = 46 * 8 = 368 тыс. т./год и т. д. по годам разработки месторождения Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

2.1.2 Выручка от реализации нефти В = Цэ * Qэ + Цвн.р.*Qнпз,

где: В — выручка от реализации нефти, тыс. руб.;

Цэ — цена экспортируемой нефти, руб./т;

Цвн.р. — цена нефти, поставляемой на российский НПЗ, руб./т;

Qэ, Qнпз — объем добычи нефти идущей на экспорт и НПЗ соответственно в текущем году, тыс. т/год.

Qэ = Qдобi * dэ

Qнпз = Qдобi * dнпз

dэ, dнпз — доли от общего объема добываемой нефти, соотв. заданию Цэ = Цбар * Курс $ * 7,3

Цэ = 21,89 * 31,11 * 7,3 =4971,2 руб./т

Цвн.р. = 3080 руб./т

Далее рассчитываем выручку от реализации нефти по годам разработки месторождения, начиная со 2-го года.

В = 4971,2 * 0,3 * 368 + 3080 * 0,7 * 368 = 793 408,00 тыс. руб.

и т.д. по всем годам разработки Полученные данные сводим в таблицу 2.1

2.1.3 Эксплуатационные расходы Э = Эуд * Qi

где: Эуд — эксплуатационные расходы на тонну добытой нефти, руб./т;

Эуд = 987 руб./т

Qi — объем добычи в текущем году, тыс. т.

Qi = 387 тыс. т/год

Э = 987 * 368 = 363 216 тыс. руб./год

и т.д. по всем годам разработки.

Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

2.1.4 Амортизационные расходы Для простоты расчетов амортизационных отчислений определяем по 1-м пяти годам разработки месторождения, в течение которых вводилось наибольшее количество скважин.

Ai = У Квл * dвл * Na

где: У Квл — суммарные капитальные вложения в разработку месторождений;

dвл — доля капитальных вложений от суммарных по i-му году разработки месторождения, начиная со 2-го года (в долях от 1):

Na — норма амортизации, (в долях от 1).

А₂ = 680 * 0,75 * 0,0678 = 34,578 млн руб.

А₃ = 680 * 0,85 * 0,0678 = 39,188 млн руб.

А₄ = 680 * 0,95 * 0,0678 = 43,798 млн руб.

А₅ = 680 * 1 * 0,0678 = 46,104 млн руб.

Поскольку в последующие годы дополнительные капитальные вложения отсутствуют, то размер амортизационных отчислений не меняется.

Начисление амортизации производим до 15 года эксплуатации месторождения, т.к. период амортизации равен:

Там = 1 / 0,0678 = 14,74? 15 лет Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

2.1.5. Затраты на транспортировку нефти.

Затраты на транспортировку рассчитываются отдельно для нефти идущей на экспорт и поставляемой на НПЗ.

Расчет производим по формуле На экспорт: Трэ = Цтр * Lэ * Qэ * 0,01

На НПЗ: Трнпз = Цтр * Lвн. р * Qвн. р * 0,01,

где: Цтр — тариф на транспортировку нефти, руб./100т*км, дано

Lэ, Lнпз — расстояние до пункта назначения соответственно для экспорта и для поставок на НПЗ, дано

Qэ, Qнпз — объем нефти, поставляемой на экспорт и на НПЗ по годам разработки месторождения, соответственно.

0,01 — перевели тариф из руб./100 т. км в руб./т.км Трэ2 = 3,5 * 2137,5 * 110,4 * 0,01 = 8259,1 руб./т. км

Трнпз2 = 3,5 * 178,1 * 257,6 * 0,01 = 1604,8 руб./т. км и т. д. по всем годам разработки Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

Таблица 2.1

2.2 Расчет налоговых и таможенных выплат В данном разделе рассчитываются налоговые выплаты:

— налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ);

— налог на прибыль (НП);

— прочие налоги из выручки.

2.2.1 Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) Налогооблагаемой базой при расчете суммы НДПИ является количество добытой нефти в натуральном выражении. При этом базовая цена нефти определяется исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации за вычетом НДС (при реализации на территории РФ), таможенных пошлин и затрат на транспортировку нефти.

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается по формулам:

— при поставках нефти за рубеж НДПИэ = Ст^ндпи * (Цэ — ТП — Цтр * Lэ * 0,01) * Qэ

— при поставках на внутренний аынок НДПИвн.р. = Ст^ндпи * (Цвн.р — Цтр * Lвн.р. * 0,01 — НДС) * Qнпз где: Ст^ндпи — ставка НДПИ, доли ед.;

Цэ, Цвн.р. — стоимость тонны нефти при поставках за рубеж и на внутренний рынок соответственно, руб.;

ТП —таможенная пошлина, руб./т;

Цтр^э, Цтр^нпз — тариф на транспортировку нефти, руб./100т.км.;

Lэ, Lвн.р. — расстояние до порта отгрузки на экспорт и до НПЗ соответственно, км;

0,01 — перевели 100 т. в 1 т.

Qэ, Qвн.р. — объем поставок нефти на экспорт и на внутренний рынок по годам разработки месторождения соответственно, тыс.т.

Налог на добавленную стоимость в настоящее время составляет 18% от добавленной стоимости при реализации нефти.

При определении НДС будем считать, что добавленная стоимость составляет 40% от цены реализации нефти. При этом в формулу подставляется значение НДС в денежном выражении.

Расчет производим по четырем вариантам налогообложения по всем годам разработки месторождения начиная со второго года.

1 вариант:

НДПИэ1 = 0,157 * (4971,2 — 391 — 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368 000 = 78 090,98 тыс. руб.

НДПИвн.р.1 = 0,157 * (3080 — 3,5 * 178,1 * 0,01 — 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368 000 = 115 344,3 тыс. руб.

Итого: 193 435,25 тыс. руб.

НДПИэ2 = 0,182 * (4971,2 — 391 — 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368 000 = 90 525,85 тыс. руб.

НДПИвн.р.2 = 0,182 * (3080- 3,5 * 178,1 * 0,01 -3080* 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368 000 = 133 711,19 тыс. руб.

Итого: 224 237,04 тыс. руб.

НДПИэ3 = 0,167 * (4971,2 — 391 — 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368 000 = 83 064,93 тыс. руб.

НДПИвн.р.3 = 0,167 * (3080- 3,5 * 178,1 * 0,01 — 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368 000 = 122 691,04 тыс. руб.

Итого: 205 755,97 тыс. руб.

НДПИэ4 = 0,192 * (4971,2 — 391 — 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368 000 = 95 499,80 тыс. руб.

НДПИвн.р.4 = 0,192 * (3080 — 3,5 * 178,1 * 0,01 — 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368 000 = 141 057,96 тыс. руб.

Итого: 236 557,76 тыс. руб.

и т.д. по всем годам разработки месторождения

2.2.2 Прочие налоги из выручки Сумма прочих налогов определяется в процентах от выручки при реализации нефти по формуле:

У Hпp =У * В / 100

где: Упроцентная ставка прочих налогов, %.

Определяется по всем годам разработки месторождения в зависимости от размера выручки (экспорт + внутр. рынок) независимо от варианта разработки месторождения.

2 год: У Hпp1 = 5,5 * 1 342 228,4 / 100 = 73 822,562 тыс. руб.

И т.д. по всем годам разработки месторождения.

2.2.3 Налог на прибыль Размер налога на прибыль определяется как произведение ставки налога на прибыль и налогооблагаемой базы. При этом размер налогооблагаемой базы определяется в виде доходов от реализации нефти, уменьшенных на величину производственных расходов:

База _нп = В — Э — А — Тр — Н — TII * Q

где: В — выручка от реализации нефти, тыс. руб.;

Э — эксплуатационные расходы, тыс. руб.;

А — амортизационные отчисления, тыс. руб.;

Тр — расходы на транспортировку нефти, тыс. руб.;

Н — сумма налоговых выплат (НДПИ и прочие налоги из выручки), тыс. руб.;

1 вариант:

База _нп=1 342 228,4 — 363 216 — 34 578 — 9863,87 — 267 257,81 — 0,391 * 368 = 667 168,83 тыс. руб.

2 вариант:

База _нп = 636 367,04 тыс. руб.

3 вариант:

База _нп = 654 848,11 тыс. руб.

4 вариант:

База _нп = 624 046,32 тыс. руб.

И т.д. по всем годам разработки месторождения, начиная со 2 года.

Итоговые результаты по всем вариантам заносятся в таблицы 2.2−2.5

Затем определяем налог на прибыль по всем вариантам налогообложения.

Ставки по налогу на прибыль для вариантов 1−4 в соответствии с заданием соответственно равны:

19,9%; 20% (при предоставлении «каникул» на первые пять лет добычи); 20%; 17,9%.

Итак:

1 вариант:

НП_2год = 0,199 * 667 168,83 = 132 766,60 тыс. руб.

2 вариант:

Так как предоставлены «каникулы» на первые 5 лет добычи, то налог взимается только с 6 года добычи.

НП_6год = 0,2 * 2 805 412,69 = 561 082,54 тыс. руб.

3 вариант:

НП_2год = 0,2 * 654 848,11 = 130 969,62 тыс. руб.

4 вариант:

НП_2год = 0,179 * 624 046,32 = 111 704,29 тыс. руб.

Итоговые результаты по всем вариантам заносятся в таблицы 2.2−2.5

Таблица 2.2

Таблица 2.3

Таблица 2.4

Таблица 2.5

Часть 3. Расчетно-аналитическая часть В расчетно-аналитической части проводится оценка эффективности инвестиций по следующим показателям:

* ЧДД (Чистый дисконтированный доход);

* динамический срок окупаемости;

* ВНД (внутренняя норма доходности).

3.1 Чистый дисконтированный доход Чистый дисконтированный доход ЧДДt определяется по формуле:

ЧДДt = Rt * qt

где: Rt — поток наличности, тыс. руб.

qt — коэффициент дисконтирования.

Поток наличности Rt определяется как разница между положительными и отрицательными денежными потоками:

Rt = B — K — T3t — Ht

где: B — выручка от реализации в год t, тыс. руб.;

K — капитальные вложения в год t, тыс. руб.;

T3t — текущие затраты (сумма эксплуатационных расходов и расходов на транспортировку нефти) в год t, тыс. руб.;

Ht — сумма налоговых и таможенных выплат в год t, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования

qt = 1/(1+г)^(t-1)

где: r — процентная ставка (%); (т.к. у нас нет ее в задании, то берем ставку рефинансирования ЦБ, равную 13%)

t — текущий год.

Результаты расчетов потока наличности и коэффициента дисконтирования сводятся в табл. 2.6, результаты расчета ЧДД сводятся в табл. 2.7

Варианты расчетов представляются в виде графиков зависимости накопленного ЧДД по годам разработки месторождения.

Таблица 2.6

Таблица 2.7

Таблица 2.8

3.2 Срок окупаемости (Ток) Определяется по формуле:

ЧДД_t^н

Ток =t — __________________

ЧДД^н_t+1 — ЧДД^н_t

где: t — последний год, когда накопленный ЧДД меньше нуля;

t+1 — первый год, когда накопленный ЧДД больше нуля;

ЧДД^н_t+1, ЧДД^н_t — величина накопленного ЧДД соответственно в годы t и t+1

3.3 Внутренняя норма рентабельности

Для определения предельной процентной ставки, при которой покрываются все расходы в течение инвестиционного периода, используется формула

ЧДД₁^н(r₂ — r₁)

i =r₁— _______________________

ЧДД^н₂ — ЧДД^н₁

где: i — предельная процентная ставка;

r — процентная ставка, используема для расчетов;

ЧДД^н₂, ЧДД^н₁ — накопленный ЧДД при ставке процента r₁=13% и r₂ = 30%.

Результаты расчета показателей эффективности инвестиций в разработку месторождения при различных налоговых режимах заносятся в таблицу 10

нефтегазовый налоговый выплата налогообложение

Таблица 10

Также варианты расчетов можно представить в графическом виде, в соответствии с вариантом задания.

Заключение

Итак, в заключение можно подвести итог моей работы над курсовым проектом.

В теоретической части мы рассмотрели особенности российской налоговой политики нефтегазового комплекса.

В расчетно-проектной части мы посчитали основные параметры проекта: объем добычи, выручка, капитальные вложения, амортизационные отчисления, эксплуатационные расходы и затраты на транспортировку. Так же мы рассчитывали налоговые выплаты и таможенные пошлины по четырем вариантам: ставка налога на прибыль соответственно равна 19,9%; 20% (при предоставлении «каникул» на первые пять лет добычи); 20%; 17,9% и ставка налога на добычу полезных ископаемых 15,7%; 18,2%; 16,7%; 19,2%.

В расчетно-аналитической части мы рассчитывали показатели эффективности инвестиций по вариантам расчетов, а именно накопленный ЧДД по четырем вариантам, которые соответственно равны 14 365 842,37; 14 868 258,95; 14 071 809,77; 137 645 576,64 тыс. руб.; срок окупаемости — 0,94; 1,08; 0,92; 0,903 и внутренняя норма рентабельности — 15,1%, 13,6%, 15,9% и 16,7%.

По данным расчетов можно сделать вывод, что наиболее эффективным является вариант 4 налогового режима. При этом режиме инвестиции окупаются в кратчайший срок по сравнению с другими налоговыми режимами, а именно — за 0,903 года.