Влияние систем налогообложения на экономическую эффективность нефтегазовых предприятий

Базой для исчисления налога является стоимость экспортируемой сырой нефти (исходя из рыночной цены) с учетом качественных характеристик за вычетом транспортных расходов. Недропользователи, осуществляющие деятельность по контрактам Модели 1 налогового режима, облагаются налогом на сверхприбыль в порядке и по ставкам, рассматриваемым ниже. С 1 января 2004 года процедура исчисления налога на сверхприбыль значительно изменилась. До этой даты налог исчислялся на основе расчета условной внутренней нормы прибыли. В действующем налоговом режиме налоговая база рассчитывается как чистый доход недропользователя, превышающий 20 процентов от суммы налоговых вычетов. Поправки в Налоговый кодекс, вступившие в силу с 1 января 2005 года, обозначили момент начала применения налога на сверхприбыль. Налог на сверхприбыль начинает применяться после того, как отношение накопленных доходов к накопленным расходам (рассчитанное так же, как и для целей корпоративного подоходного налога) превысит 1,2.

В Налоговый кодекс также было введено определение чистого дохода для целей уплаты налога на сверхприбыль. Чистый доход представляет собой разницу между налогооблагаемым доходами корпоративным подоходным налогом (плюс налог на чистую прибыль постоянного учреждения нерезидента там, где это применимо). Налог на сверхприбыль исчисляется путем умножения налоговой базы на ставки, приведенные ниже:

Отношение накопленных доходов к накопленным расходам Ставка налога на сверхприбыль Менее 1,2 0% От 1,2 до 1,3 10% От 1,3 до 1,4 20% От 1,4 до 1,5 30% От 1,5 до 1,6 40% От 1,6 до 1,7 50% Свыше 1,7 60%

Далее приведен пример расчета налога на сверхприбыль в соответствии с новым налоговым режимом (с 2005 года).

Таблица 3.

2.1. Расчет налога на сверхприбыль

№ Описание Пример 1 Пример 2 Предположим: 1 Накопленный доход, доллары США 1200 1400 2 Накопленные расходы, доллары США 1000 1000 3 Отношение накопленного дохода к накопленным расходам 1,2 1,4 4 Доход от реализации в течение налогового года, доллары США 100 100 5 Вычитаемые расходы в течение налогового года, доллары США 70 30 6 Налогооблагаемый доход, доллары США 30 70 7 Корпоративный подоходный налог, доллары США 9 21 8 Чистый доход, доллары США 21 49 Тогда: 9 20% от вычетов, доллары США

(строка 5, умноженная на 20%) 14 6 10 Налоговая база, доллары США

(строка 8 минус строка 9) 7 43 11 Ставка налога на сверхприбыль

(в соответствии со Статьей 308) 10 30 12 Сумма налога на сверхприбыль, доллары США 0,7 12,9

Налоговым периодом для НСП является календарный год. Срок подачи налоговой декларации — 10 апреля года, следующего за отчетным. Налог подлежит уплате до 15 апреля года, следующего за отчетным.

Для всех новых СРП (т. е. тех, что заключены после 1 января 2004 года) доля недропользователя при разделе продукции определяется как наименьшее из трех процентных значений, соответствующих нижеследующим трем триггерам (которые подробно обсуждаются далее):

1) R-фактор (показатель доходности) — отношение накопленных доходов недропользователя к накопленным расходам по проекту;

2) Внутренняя норма рентабельности (ВНР) подрядчика — ставка дисконтирования, при которой реальный чистый дисконтированный доход (предположительно чистая текущая стоимость) достигает своего нулевого значения;

3) Р-фактор (ценовой коэффициент) — отношение дохода недропользователя к объему добычи за отчетный период.

Для целей расчета триггеров термин «реальная» означает сумму, исчисленную как 1/12 среднегодового индекса инфляции по состоянию на отчетный период реализации проекта. Вероятно, для этой цели используется среднее значение трех индексов инфляции: индексов инфляции для потребительской корзины, промышленного сектора и сферы обслуживания.

Как будет показано из анализа инвестиционного проекта, приведенного ниже, значения триггеров довольно быстро меняются от максимальных значений доли инвестора до ее минимальных значений.

В соответствии с изменениями в Налоговый кодекс, вступившими в силу с 1 января 2005 года дополнительный платеж недропользователя, осуществляющего деятельность по контракту о разделе продукции (существующий с 1 января 2004 года, но не в качестве отдельного налога) получил статус налога со своими сроками по сдаче отчетности и уплате налога. Этот налог представляет собой дополнительный платеж в бюджет, обеспечивающий, что доля государства в СРП составляет не менее 10% от стоимости общего объема добытой продукции до достижения окупаемости проекта и не менее 40% после достижения окупаемости проекта.

Подводя итог, необходимо отметить, что в свете повышенного внимания со стороны правительства к вопросам защиты окружающей среды сумма экологических сборов и других обязательных платежей в бюджет могут составить ощутимую долю налогового бремени недропользователя. Более того, получение различных разрешительных документов для использования определенных природных ресурсов может потребовать от налогоплательщика значительных временных затрат и усилий.

Поэтому, планируя деятельность в Казахстане, недропользователю необходимо уделить достаточно большое внимание таким платежам.

3.

3. Оценка экономической эффективности нефтегазового проекта в условиях формирования новой системы налогообложения Республики Казахстан

Для моделирования экономического эффекта налогового режима, введенного 1 января 2005 года, мы создали гипотетический набор проектных данных, которые могли бы применяться ко вновь заключаемому морскому проекту в Каспийском регионе. [38, с. 108 ]

В общем виде они могут быть представлены следующим образом:

• Цена на нефть — 25 долларов США за баррель в ценах 2005 года;

• Извлекаемые запасы — 742 млн. баррелей;

• Затраты на геолого-разведочные работы — 0,116 доллара США/баррель;

• Расходы на освоение — 3,354 доллара США/баррель;

• Эксплуатационные затраты — 2,864 доллара США/баррель;

• Подписной бонус — 50 млн. долларов США;

• Срок реализации проекта — 42 года.

В нашей модели приведенный выше набор данных был применен к типичным моделям СРП и НСП, которые могли быть заключены в 2004 и 2005 гг.

Далее в таблицах проводится сравнение данных, полученных в результате моделирования. Модели были проанализированы на чувствительность к изменению цен и к разработке при обнаружении менее значительных запасов. В двух дополнительных примерах представлены данные, полученные при цене на нефть, равной 40 долларам за баррель, и в случае снижения объема производства на 50% и повышения капитальных и операционных расходов на 1/3. Кроме того, чтобы продемонстрировать влияние изменений, внесенных в Закон «О недропользовании» и вступивших в силу 1 января 2005 года, мы провели анализ влияния обязательства по финансированию доли участия Национальной нефтяной компании (т. е. КМГ) по расходам на геологоразведку на ВНР инвестора и долю поступлений государству от проекта. В случае 50%-го участия Национальной нефтяной компании в СРП, от инвестора требуется профинансировать долю расходов КМГ, связанных с этапом разведки, которые затем возмещаются инвестору из продукции, относимой на долю КМГ в случае успешной разведки.

В приведенном далее анализе предполагается, что финансирование доли КМГ осуществляется в виде кредита, имеющего ставку вознаграждения 8% годовых и погашающегося из 50%-ной доли КМГ в компенсационной продукции. Мы также изучили влияние отсрочки возврата налога на добавленную стоимость, уплаченного на стадии подготовительных работ, предполагая, что вся полученная в проекте продукция идет на экспорт. 35, с.214]

Таблица 3.

3.1. ВНР инвестора

2004 г.

Цена (25) 2004 г.

Цена (40) 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 2005 г.

Цена (25) 2005 г.

Цена (40) 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 СРП 9,6 13,4 4,3 12,9 16,7 9,4 НСП 10,8 17,45 6,71 12,2 19,7 9,2 СРП с финансированием КМГ 11,8 14,9 8,7 СРП с финансированием КМГ и отсроченным возвратом НДС 10,24 13,31 7,43

Можно видеть, что налоговый режим 2005 года как для СРП, так и НСП, в общем, более благоприятен, чем налоговый режим 2004 года. В соответствии с налоговым режимом 2005 года при цене нефти 25 долларов за баррель СРП без финансирования доли участия Национальной компании в геологоразведке (далее «финансирование КМГ») дает наилучший результат, в то время как эффект от повышения цены наиболее благоприятен в режиме НСП. Без учета риска безрезультатности разведочных работ требование по финансированию доли КМГ снижает ВНР инвестора на 1,1% в том случае, если цена на нефть составляет 25 долларов за баррель, и на 1,8% в том случае, когда цена составляет 40 долларов за баррель, в то время как уменьшение запасов вызывает снижение всего лишь на 0,5%.

Уменьшение запасов больше всего снижает ВНР для СРП при режиме 2005 года (на 3,5%) по сравнению с НСП согласно режиму 2005 года (3%). Отсроченный возврат НДС еще более снижает ВНР проекта, при этом самый значительный эффект имеет место в том случае, когда цена на нефть составляет 40 долларов США за баррель (снижение ВНР на 3,49%).

Доля поступлений государства анализируется с точки зрения составляющих ее компонентов, и сравнение производится как для СРП, так и для НСП. В приведенной ниже таблице представлен анализ состава доли поступлений государства при режиме СРП.

Таблица 3.

3.2. Состав доли поступлений государства по модели СРП

2004 г.

Цена (25) 2004 г.

Цена (40) 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 2005 г.

Цена (25) 2005 г.

Цена (40) 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 КПН 17 8 26 15 8 19 Прибыльная нефть 82,2 91,3 71,2 67,8 81,71 50,98 Дополнительный платеж 0 0 0 6 3 18 Бонус 1,0 0,5 2,2 0,9 0,4 2 Роялти 10,15 7,82 9,44

Можно видеть, что состав доли государства в соответствии с налоговым режимом 2004 года отличается от состава доли государства по налоговому режиму 2005 года. Роялти и дополнительный платеж больше не играют никакой роли. В 2005 году доминирующим фактором остаются прибыльная нефть и корпоративный подоходный налог. Это результат изменений режима налогообложения, введенных в действие 1 января 2005 года.

Далее проведем анализ влияния изменений в налоговом режиме на реальный чистый денежный поток. В соответствии с режимом 2005 года при увеличении цены на нефть государство получает большую часть дохода через прибыльную нефть, а при снижении объема добычи на первый план в составе доли государства выходит корпоративный подоходный налог. По режиму 2004 года дополнительный платеж оказывал наибольшее влияние в случае разработки менее значительных запасов.

В таблице 3.

3.3. представлен анализ состава доли поступлений государства по проекту НСП в соответствии с режимами 2004 и 2005 годов. Роль НСП и роялти уменьшилась, но рентный налог на экспортируемую нефть все еще играет доминирующую роль в составе доли государства. С точки зрения прочих налогов существенной разницы между показателями за указанные годы нет.

Таблица 3.

3.3. Состав доли поступлений государства по модели НСП

2004 г.

Цена (25) 2004 г.

Цена (40) 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 2005 г.

Цена (25) 2005 г.

Цена (40) 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 Роялти 11,3 9 12,5 11 8,8 10,7 Рентный налог на экспорт нефти 30,1 51 38 31,4 50,5 37,7 Корпоративный подоходный налог 30,8 22,7 31,1 29,9 22,4 28,4 НСП 26,1 16,6 15,6 26 17,5 20,5 Налог на имущество 1,7 0,8 2,8 1,7 0,7 2,7

В следующих двух таблицах представлен анализ доли поступлений государства в виде процента от дохода по проекту, выраженного в текущих долларовых ценах, в реальном исчислении при 0%-ной ставке дисконта и в реальном исчислении при 10%-ной ставке дисконта.

Для целей данного анализа доход от проекта определяется как валовой доход от проекта за вычетом всех затрат. В целом по СРП в режиме 2005 года доля поступлений государства уменьшилась (на 10% в реальном исчислении при 10%-ном дисконте в базовом сценарии, когда цена на нефть составляет 25 долларов США за баррель). Более того, налоговый режим стал более гибким к изменениям цен и к разработке при обнаружении менее значительных запасов.

Таблица 3.

3.4. Доля поступлений государства в режиме СРП

2004 г.

Цена (25) 2004 г.

Цена (40) 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 2005 г.

Цена (25) 2005 г.

Цена (40) 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 В текущих ценах ($) 84 90 87 77 87 69 В реальном исчислении с 0-м дисконтом 85 90 90 78 88 71 В реальном исчислении с 10% дисконтом 101 96 129 91 92 104

Можно заметить аналогичное снижение доли поступлений государства при режиме НСП, если рассчитывать ее как процент от дохода по проекту (на 3% ниже в реальном исчислении при 10%-ном дисконте в базовом сценарии, когда цена на нефть составляет 25 долларов США за баррель).

Таблица 3.

3.5. Доля поступлений государства в режиме НСП

2004 г.

Цена (25) 2004 г.

Цена (40) 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 2005 г.

Цена (25) 2005 г.

Цена (40) 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3 В текущих ценах ($) 77 80 78 76 79 73 В реальном исчислении с 0-м дисконтом 79 81 81 78 79 75 В реальном исчислении с 10% дисконтом 97 88 119 94 86 105

Представленная далее таблица 3.

3.6 показывает влияние требования по финансированию инвестором КМГ на размер доли поступлений государства от проекта, выраженной как процент дохода по проекту для СРП в налоговом режиме 2005 года. Предполагается, что КМГ имеет 50%-ную долю участия в проекте и финансирование КМГ структурировано в виде кредита со ставкой вознаграждения 8% годовых, погашаемого за счет 50% компенсационной нефти, относимой на долю КМГ. В реальном исчислении при 10%-ном дисконте доля поступлений государства повышается на 3% при цене нефти 25 долларов США за баррель.

В случае менее значительных запасов требование по финансированию доли КМГ повышает долю поступлений государства на 5%.

Таблица 3.

3.6. Доля поступлений государства: сравнение сценариев «финансирование КМГ» и «финансирование КМГ» + «отсроченный возврат НДС»

2004 г.

Цена (25)

Фин. КМГ 2004 г.

Цена (40)

Фин. КМГ 2004 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3

Фин. КМГ 2005 г.

Цена (25)

Фин. КМГ и отсрочен. возврат НДС 2005 г.

Цена (40)

Фин. КМГ и отсрочен. возврат НДС 2005 г.

Цена (25)

Произв. 50%

Кап./Текущ. 2/3

Фин. КМГ и отсрочен. возврат НДС В текущих ценах ($) 77 87 68 79 88 71 В реальном исчислении с 0-м дисконтом 78 87 70 80 88 74 В реальном исчислении с 10% дисконтом 94 93 110 99 95 120

Кроме того, в таблице 3.

3.6 представлен анализ влияния отсроченного возврата налога на добавленную стоимость, который был уплачен на стадии разработки месторождения.

Предполагается, что вся полученная продукция экспортируется, следовательно, все обороты по реализации облагаются НДС по нулевой ставке. Как видно из таблицы 3.

3.6, в реальном исчислении при 10%-ном дисконте доля государства увеличивается еще на 5% при цене на нефть 25 долларов США за баррель. [21 ]

Самым чувствительными к НДС сценарием является сценарий, предусматривающий менее значительные запасы (дальнейшее увеличение доли государства на 11% в реальном исчислении при 10%-ном дисконте).

Диаграмма 3.

3.1. Сравнение чистого денежного потока в 2004;2005 гг.

На диаграмме 3.

3.1 представлен экономический эффект ключевых изменений, внесенных в режим СРП с 1 января 2005 года, с точки зрения реального чистого денежного потока инвестора. Основной эффект на повышение чистого денежного потока с 1400 млн. в 2004 году до 2057 млн. в 2005 году оказывает снижение дополнительного платежа и прибыльной продукции.

И, наконец, на диаграмме 3.

3.2 показана динамика R-фактора и доминирующего триггера в режимах СРП 2004 и 2005 годов. Можно заметить, что R-фактор практически полностью определяет форму функции доминирующего триггера и, таким образом, оказывает наибольшее воздействие при расчете доли инвестора. Первоначальные стадии раздела продукции направляются Р-фактором, и, следовательно, графики не совпадают. График также показывает, как быстро уменьшается доля инвестора с 70% до 20% в течение 2017 — 2020 годов как при налоговом режиме 2005 года, так и при налоговом режиме 2004 года.

Уменьшение доли инвестора около 2014 года обусловлено Р-фактором, на который влияют относительно более высокие объемы компенсационной нефти в первые годы добычи.

Диаграмма 3.

3.2. Сравнение триггеров 2004;2005 гг.

Заключение

Подводя итог работы, можно сделать следующие выводы.

Длительное время нефтяная промышленность является донором экономики России: почти половина доходной части бюджета формируется из поступлений от нефтегазовой отрасли. Но сегодня сама отрасль нуждается в коренной перестройке. Десятилетиями эксплуатирующиеся нефтегазовые объекты требуют замены и обновления. Промедление в решении вопросов технического перевооружения нефтегазодобычи может привести к таким экологическим ситуациям, последствия которых трудно представить. Выработаны или находятся на последней стадии разработки месторождения с крупными и высокоэффективными запасами нефти.

При выработке запасов существующих месторождений объективно ухудшаются технологические и экономические показатели разработки. Основными технологическими характеристиками являются уменьшение объемов добычи, рост обводненности добываемой жидкости, снижение дебитов нефтяных и газовых скважин.

Поскольку эксплуатация высокообводненных скважин приводит к резкому увеличению затрат, падает эффективность работы нефтяных скважин. Рост затрат на добычу нефти привел к тому, что скважина становится убыточной при дебите менее 5 тонн в сутки и обводненности более 80%. Преобладание малодебитных скважин на месторождениях делает их разработку, при сложившихся в стране рыночных условиях и мировой цене на нефть нерентабельными из-за большой себестоимости нефти.

Политика принуждения добывающих организаций к продолжению эксплуатации нерентабельного фонда скважин на завершающей стадии эксплуатации при рыночных условиях не эффективна из-за отсутствия стимулов. Пользователь недр заинтересован в рациональной использовании активов, позволяющих получить максимальную прибыль.

Главной экономической характеристикой падения добычи является сокращение доходов от добычи углеводородов. Это связано как с уменьшением объемов добычи, так и с ростом издержек. Открытие новых месторождений на нефтяных и газовых провинциях уже не способно скомпенсировать объемы отбираемых из недр жидких углеводородов, так как сырьевая база не восполняется в достаточном объеме для компенсирования общего снижения добычи нефти.

Невозможность коренного изменения ситуации вводом новых нефтебодывающих провинций и больший удельный вес в балансе добычи месторождений, длительное время находящихся в разработке, предопределяют их важное значение в экономике отрасли ТЭК.

Именно в результате разработки месторождений могут быть сформированы средства, которые обеспечат проведение новых геолого-разведочных работ в широких масштабах для обновления мощностей нефтедобывающей промышленности.

Если не внести коррективы в систему налогообложения, неизбежны дальнейший спад добычи нефти, катастрофическое сокращение объема работ и соответствующие сокращение финансовых потоков как в регионе, так и по всей нефтедобывающей промышленности страны.

Именно поэтому в последнее время в отрасли остро встал вопрос о выработке новых организационно-экономических условий взаимодействия государства и предприятий, предусматривающих более гибкую систему компенсации предприятию необходимых, с точки зрения разрабатываемого объекта, затрат, обеспечивающих возникновение дохода государства и раздел получаемой с месторождений ренты на основе обоюдной выгоды с учетом перспектив развития государства и предприятия.

Высокие ставки налогов и недостаточная эффективность действующей налоговой системы являются одной из основных причин кризиса неплатежей в стране. Действующая налоговая система, как правило, носит чисто фискальный характер.

На практике общая сумма налоговых выплат настолько велика, что предприятия в существенной степени теряют интерес к наращиванию производства.

На фискальный характер налогообложения указывает тот факт, что в Российской Федерации, где доля предприятий топливно-энергетического комплекса в объеме промышленной продукции составляет 30%, предприятия ТЭК обеспечивают свыше двух третей налоговых поступлений в федеральный бюджет.

Необходимо определить, обосновать и сформулировать условия и критерии применения льгот — «предельные показатели» (предельный уровень затрат и нормативный уровень прибыли), выйдя за границы которых добыча становится убыточной даже при применении современных методов нефтеотдачи, и установить жесткий контроль за их выполнением.

Законодательно оформленная методика определения предела эксплуатации каждой скважины с указанием льгот позволит увеличить эффективность работы нефтегазодобывающих предприятий и создаст реальную основу для совершенствования и перестройки всей налоговой системы в нефтяном комплексе.

Сравнивая налогообложение России и Казахстана следует отметить, что налоговая нагрузка на иностранные сырьевые компании в Казахстане в целом существенно ниже чем в России. Налоговая нагрузка РК достаточно сильно варьируется по проектам, что связано с различием в налоговых условиях контрактов, геологическими особенностями месторождений и этапами жизненного цикла проекта (начало разработки, пик производства или завершающие стадии добычи). Коэффициент налоговой нагрузки (то есть отношение налоговых выплат и доли правительства в добываемой нефти к валовой выручке от реализации нефти) в нефтегазовом секторе РК составляет порядка 15 — 20 процентов. Это несколько ниже средней налоговой нагрузки на нефтегазовые компании в России. Причины заключаются в следующем:

1) Большая часть производимой в России нефти добывается национальными (то есть российскими) компаниями, которые подчиняются действующему налоговому законодательству РФ. В зависимости от изменения экономических условий, российские власти регулируют налоговую нагрузку на производителей нефти путем изменения пошлин на экспортируемую нефть и других налоговых выплат. В Казахстане же основные производители нефти имеют специальные налоговые режимы, условия которых зафиксированы в контрактах, заключенных с правительством. Поэтому у казахстанского правительства нет возможности изменить налоговую нагрузку для большинства производителей нефти в РК. Например, введенные в 2005 году изменения в Налоговый кодекс не коснулись многих нефтегазодобывающих компаний, работающих в республике.

2) Большая часть производимой в РФ нефти добывается на давно освоенных месторождениях, в то время как в Казахстане наиболее крупные месторождения все еще находятся на ранней стадии разработки. Как правило, налоговые условия наиболее крупных проектов в РК смещают налоговую нагрузку на более поздние этапы в жизненном цикле проекта. Это позволяет иностранному инвестору быстрее вернуть вложенные инвестиции, но существенно снижает налоговые выплаты правительству на ранних этапах добычи. Среди иностранных нефтяников есть даже специальный термин для такого подхода к конструированию налоговых условий контракта — (смещение доли правительства на конец) (back-loading of Government take). Это достигается за счет того, что ставки налогообложения либо раздела продукции привязываются к так называемым триггерам — например, внутренней норме рентабельности проекта, либо к R-факторам, либо к накопленной добыче. Как правило, набор триггеров и пороги их включения подбираются так, чтобы они срабатывали на поздней стадии реализации проекта, либо не срабатывали вообще. На практике это означает, что в первые 5 — 10 лет добычи нефти налоговая нагрузка может составлять менее 10 процентов от валовой реализации. Например, в случае одного крупного проекта доля правительства в добываемой нефти составляет всего 2 процента до тех пор, пока инвестор полностью не окупит свои инвестиции. Поскольку объем этих инвестиций составляет многие миллиарды долларов, это произойдет не скоро.

3) Необходимо учитывать, в каких условиях заключались контракты недропользования в начале 90-х годов. Казахстан только появился на мировой арене как независимое государство, и еще никто не мог судить, насколько приверженными будут его власти к соблюдению прав иностранных инвесторов. Кроме этого, очень важным фактором риска было наличие экспортных возможностей — единственным экспортным маршрутом для казахстанской нефти являлся трубопоровод Атырау — Самара, и не существовало никаких гарантий того, что россияне готовы увеличивать квоты на транзит казахстанской нефти. Учитывая все эти факторы риска, иностранные инвесторы требовали более выгодных экономических условий в заключавшихся тогда контрактах, чтобы компенсировать свои риски. Также немаловажным фактором было отсутствие у казахстанской стороны достаточного опыта в контрактах подобного рода.

Сравнивать структуру налогообложения в нефтяном секторе Казахстана и России крайне сложно по той причине, что налогообложение нефтяного сектора в Казахстане крайне неоднородно — существуют налоговые условия индивидуальных контрактов, и большая часть производителей работает именно по таким индивидуальным условиям; наряду с этим существует также Налоговый кодекс, которому подчиняются совсем немногие.

Все же можно выделить одно характерное различие в налоговой системе РФ и налоговых условиях основных контрактов, заключенных в РК. В России значительная часть налоговых поступлений от экспортируемой нефти приходит в виде экспортной пошлины, размер которой фиксируется на тонну экспортируемой нефти. В казахстанских контрактах, напротив, фиксированные выплаты невысоки, и налоговая нагрузка сильно зависит от прибыльности проекта. Подоходный налог в Казахстане составляет 30%. В дополнение к корпоративному подоходному налогу чистый доход (налогооблагаемый доход за минусом корпоративного подоходного налога) юридического лица-нерезидента, осуществляющего деятельность в Республике Казахстан через постоянное учреждение, подлежит налогообложению по ставке 15%. В результате совокупное налоговое бремя по подоходному налогу составляет 40,5% от налогооблагаемого дохода. Побочным эффектом такого подхода является то, что недропользователю становится выгодно завышать затраты.

Например, по контракту СРП, повышение затрат недропользователя на 1 доллар влечет не только снижение 30-процентного подоходного налога, но и приводит к увеличению доли так называемой (компенсационной нефти), получаемой подрядчиком, на 1 доллар. Кроме этого, на увеличенные затраты начисляется так называемый — аплифт (uplift) — то есть недропользователь имеет право «накручивать» на свои затраты определенную норму рентабельности и требовать возмещения из добываемой нефти. Наконец, увеличение затрат влияет на ранее упомянутые триггеры — показатели, определяющие пропорции раздела (прибыльной нефти). Данный эффект типичен для сильно прогрессивной шкалы налогообложения, в которой ставки налогообложения и пропорции раздела продукции очень зависят от прибыльности подрядчика. Такие фискальные системы стимулируют подрядчика завышать свои затраты, поскольку показывать высокую прибыльность становится невыгодно.

Плюсом российской системы налогообложения является то, что налог на прибыль и НДС, напротив, имеют регрессивные черты. Их доли падают в два раза: с 24 до 12,5% и с 17 до 8,5% процентов, соответственно, при повышении цены нефть с 10 до 40 долл./бар.

Однако с ростом мировой цены основную налоговую нагрузку на нефтяной комплекс России формируют так называемые специальные нефтяные налоги — налог на добычу полезных ископаемых, таможенные пошлины и акцизы на нефтепродукты.

Для существенного повышения рентабельности добычи нефти малодебитными скважинами необходимо разработать и ввести специальный налоговый режим, основная цель которого — отмена части налогов, входящих в состав себестоимости для малодебитного фонда скважин.

Определенный шагом к решению данной проблемы было введение дисконтированной ставки НДПИ с 1 января 2007 г. С 1 января 2007 года, в качестве механизма налогового стимулирования, наконец-то вступил в силу закон о дифференциации НДПИ.

Документ устанавливает нулевую ставку НДПИ для участков недр, расположенных полностью или частично в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края). Данная льгота действует, пока накопленный объем добытой нефти на участке недр не превысит 25 млн. т, или срок разработки участка недр не превысит 10 или 15 лет в зависимости от вида лицензии. Нулевая ставка НДПИ устанавливается также для сверхвязкой нефти.

Для месторождений со степенью выработанности более 80% устанавливается понижающий коэффициент (будет использоваться только после наработки практики применения). Базовая налоговая ставка сохраняется на уровне 419 руб./т.

Данная мера может возыметь некоторый положительный эффект в будущем. Льготы, должны применяться, прежде всего, для нерентабельных скважин при применении современных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также для проектов, разработка которых стратегически необходима для страны и невозможна при существующем уровне развития технологии и налоговом режиме.

Подобная льгота сыграла важную роль в развитии добывающей промышленности США. Действует она и ныне и заключается в разрешении списывать 15% совокупной выручки от стоимости капитальных вложений (плюс 1% на каждый доллар, когда цена сырой нефти снижается ниже $ 20 долл. за баррель). По своим размерам скидка может достигать 50% корпорационного налога.

Что касается нового налогового кодекса РК, то ему будут подчиняться в основном новые контракты, связанные с разведкой месторождений на шельфе Каспия. Такие проекты (с нуля) потребуют 10 — 15 лет для начала добычи (2 года на переговоры с правительством, 2 — 3 года на разведку, 2 года — на оценку и 3 — 5 лет на разработку), и то в случае успешной разведки. Следовательно, в течение следующих 15 лет влияние нового Налогового кодекса на доходы правительства от нефтегазового сектора будет достаточно ограниченным.

Методические рекомендации по проектированию разработки нефтегазовых месторождений от 21.

03.2007 г. № 61.

Налоговый кодекс Российской Федерации. Часть II.

Федеральный Закон Российской Федерации № 2395−1 ФЗ «О недрах»

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства РФ от 28.

08.2003 г.

Акинин П.В., Жидкова Е. Ю. Налоги и налогообложение — М.: Эксмо, 2008.

Аккофф. Р. Планирование будущего корпорации. — М.: «Сирин: МТ: Пресс», 2006.

Алафинов С. В. Прогнозирование и планирование в транснациональной нефтяной компании: принятие стратегических решений в условиях неопределенности. — М.: «Дело», 2007.

Алакперов В. Ю. Вертикальная интеграция и конкуренция на рынке нефти и нефтепродуктов // Нефть и бизнес. 2005. № 2.

Алакперов В. Ю. Нефть России. Взгляд топ-менеджера. М.: «Классика», 2006.

Алакперов В. Ю. Стратегические направления системной реорганизации управления нефтяными компаниями (на примере ОАО «Лукойл») — М.: «Дело», 2007.

Алексеенков С. О. Роль и место топливно-энергетического комплекса в удвоении ВВП России. — М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007.

Андрианов В.А. «Сырьевая пауза» может затянуться // Нефть России. 2005. № 4.

Астахов А. С. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых. — М.: «Недра», 2006.

Атаян Н. Х. Управление нефтегазовой финансово-промышленной группой: методологический и методический организационно-экономический аспект. — СПб: «Питер», 2007.

Бард В. С. Финансово-инвестиционный комплекс: теория и практика в условиях реформирования российской экономики. — М.: Финансы и статистика, 2007.

Боковня Р. В. Особенности управления проектными рисками в нефтегазодобывающей отрасли // Нефть и капитал, февраль 2006.

Глобализация мирового хозяйства и национальные интересы России / под ред. Проф. В. П. Колесова. — М: Гардарики, 2005.

Глухов В.В., Барков А. А. Стратегическое управления в нефтяной компании. — СПб: «Питер», 2007.

Гужновский Л. П, О совершенствовании управления нефтегазодобычей // Экономика и управление нефтяной и газовой промышленностью. 2006. № 6.

Дмитриев М.Н., Кошечкин С. А. Количественный анализ риска инвестиционных проектов. М.: ИНФРА-М, 2008.

Измухамбетов Б. С. Развитие нефтегазовой отрасли Республики Казахстан. // Нефть

ГазПраво Казахстана № 3'2006.

Ильин А. И. Планирование на предприятии. М.: Новое знание, 2006.

Итоги работы нефтяного комплекса России за 2007 г. // Нефть и бизнес. 2008. № 2.

Калугин В. А. Многокритериальная оценка инвестиционных проектов// Экономика и управление нефтегазовой промышленности. — 2005. — № 7.

Кирсанов К. А., Михайлов Л. А., Буянов В. П. Рискология. Управление рисками. М.: Экзамен, 2007.

Ковалев В. В. Финансовый анализ: Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. М.: Финансы и статистика, 2006.

Козырин А. Н. Налогообложение зарубежных стран. СНГ. — М.: Манускрипт, 2007.

Комаров М. А. Белов Ю.П. Рентное налогообложение в недропользовании — минеральные ресурсы России. — М.: Недра, 2008.

Конопляник А. А. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их последствия для инвесторов — М.: Инфра-М, 2007.

Кудинов Ю. С. Экономические проблемы развития топливно-энергетического комплекса РФ. — М.: Изд-во НУМЦ Минприроды, 2006.

Мировая экономика и международные экономические отношения: Учебник / под ред. Проф. Р. И. Хасбулатова — М.: Гардарики, 2006.

Москвин В. А. Управление рисками при реализации инвестиционных проектов. М.: Финансы и статистика, 2006.

Нефтегазовый сектор в России в теории и практике / под ред. В. А. Крюкова. — М: Финансы и статистика, 2007.

Разовский Ю. Сверхприбыль недр. — М.: Инфра-М, 2006.

Региональная экономика: Учебник для вузов / Т. Г. Морозова, М. П. Победина, Г.

Б. Поляк и др.; Под ред. проф. Т. Г. Морозовой. -

2-е изд., перераб. и доп. — М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 2003.

Садовник П.В. О мерах по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородов // Минеральные ресурсы России. 2006. № 4.

Сажина М. А. Формирование налоговой системы России в условиях становления рыночной экономики // Финансы и кредит. — 2005. № 8.

Сухецкий С. П. Нефтяной бизнес: Влияние налоговой нагрузки на инвестиционный процесс. — М.: Ком

Книга, 2006.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица 1. Сравнение налогообложения недропользователей Республики Казахстан до и после принятия Налогового кодекса от 12.

06.2001 г

Основные показатели сравнения Закон РК «О налогах и других обязательных платежах в бюджет»

Налоговый кодекс

Плательщики Категория плательщиков не выделена Физические и юридические лица, осуществляющие операции по недропользованию в РК, включая извлечение полезных ископаемых из техногенных минеральных образований (статья 280) Специальные платежи и налоги недропользователя 1. Бонусы: подписной, коммерческого обнаружения; 2. Роялти; 3. Налог на сверхприбыль; 4. Доля РК по разделу продукции.

1. Налог на сверхприбыль; 2. Специальные платежи недропользователей; бонусы: а) подписной б) коммерческого обнаружения; 2) роялти; 3) доли РК по разделу продукции. Порядок и принципы установления роялти, бонусов Отсутствуют Установлены фиксированные ставки бонуса коммерческого обнаружения и унифицирована методика по всем видам полезных ископаемых в зависимости от технико-экономических показателей проекта. Модели налогового режима контрактов на недропользование Уровень налоговых обязательств должен быть равным, независимо от применения одной из двух моделей налогового режима Уровень налоговых обязательств недропользователя, предусмотренных в контракте по второй модели налогового режима, должен быть не меньше, чем при первой.

Ставки роялти — по общераспространенным полезным ископаемым — по установленным Правительством РК фиксированным ставкам;

всем остальным полезным ископаемым — индивидуально в каждом контракте, исходя из экономики проекта — конкретизированы в процентном соотношении ставки роялти по общераспространенным полезным ископаемым (статья 300 НК); - уточнены объекты, включая физические лица, которые не уплачивают роялти. Налог на сверхприбыль Порядок исчисления недостаточно определен Введены правила исчисления с расчетом показателей: — внутренней нормы прибыли по представленной формуле (п. 2, ст.307); - чистой приведенной стоимости;

денежного потока;

совокупного дохода по деятельности;

произведенных недропользователем;

годовых денежных потоков недропользователя на индекс инфляции.

Таблица 2. Налоги, платежи и сборы при пользовании недрами Система, существовавшая до 01.

01.2002 г. Система, действующая с 01.

01.2002 г. 1 2 Сбор за участие в конкурсе (аукционе) и выдачу лицензий; Сбор за участие в конкурсе (аукционе) — статья 42 Закона «О недрах»;

Сбор за выдачу лицензий (статья 42 Закона «О недрах») Платежи за пользование недрами, включающие:

Платежи, уплачиваемые при пользовании недрами, включающие: — разовые платежи, получившие в федеральном законе «О соглашениях о разделе продукции» («О СРП») название «бонусы»; - разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии (статья 40 Закона «О недрах»); - регулярные платежи за пользование недрами, которые, в свою очередь, делились на: платежи за поисково-оценочные и разведочные работы «в законе «О СРП» названные как «ренталс»); - регулярные платежи за пользование недрами, которые, в частности, взимаются за предоставление пользователям недр исключительных прав на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, разведку полезных ископаемых, т. е. ренталс (статья 43 Закона «О недрах»); - платежи за добычу полезных ископаемых, названные в законе «О СРП» как «роялти»; - роялти отменены с 01.

01.2002 г. Частично учитывались при расчете ставок «Налога на добычу полезных ископаемых»; - отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ОВМСБ);

отменены с 01.

01.2002 г. Частично учитывались при расчете ставок «Налога на добычу полезных ископаемых» — акцизы на отдельные виды минерального сырья (в настоящее время установлены акцизы на нефть и конденсат, а также акцизы на природный газ)

— акцизы на нефть и конденсат исключены из главы 22 «Акцизы» части второй НК РФ, подакцизный характер минерального сырья сохранился только для природного газа Плата за геологическую информацию о недрах, полученную за счет государственных средств (статья 43−1 Закона «О недрах»);платежи за пользование акваторией и участками морского дна (статья 47 закона «О недрах»);

Плата за геологическую информацию о недрах (статья 41 Закона «О недрах»; Кроме того, Закон «О недрах» устанавливал:

«Налог на добычу полезных ископаемых» начиная с 01.

01.2002 г.: Категории пользователей недр, которым могли предоставляться скидки за истощение недр (статья 48 Закона «О недрах»); Из Закона «О недрах» исключены статьи о скидках за истощение недр;

Таблица 3. Базовые группы методов анализа и оценки риска инвестиционных проектов

Наименование метода Сущность метода Преимущества метода Недостатки метода Метод корректировки нормы дисконта с учетом риска Корректировка некоторой базовой нормы дисконта, которая считается безрисковой или минимально приемлемой. Корректировка осуществляется путем прибавления величины требуемой премии за риск, после чего производится расчет критериев эффективности инвестиционного проекта — NPV, IRR, РI по вновь полученной таким образом норме Относительная простота расчетов. Возможность внесения дополнительных корректировок. Не дает никакой информации о степени риска и возможных отклонениях результатов. Предполагает увеличение риска во времени с постоянным коэффициентом, что некорректно, так как для многих проектов характерно наличие рисков в начальные периоды с постепенным снижением их к концу реализации.

Метод эквивалентов Корректировка ожидаемых значений потока платежей путем введения специальных понижающих коэффициентов для каждого периода реализации проекта. Приведение ожидаемых поступлений к величинам платежей, получение которых практически не вызывает сомнений и значения которых могут быть определены достаточно достоверно. Сложность расчета коэффициентов достоверности, адекватных риску на каждом этапе проекта. Невозможность анализа вероятностных распределений ключевых параметров. Анализ чувствительности Исследование зависимости некоторого результирующего показателя от вариации значений показателей, участвующих в его определении Позволяет отразить влияние отдельных исходных факторов на конечный результат проекта. Изменение одного фактора рассматривается изолированно, но на практике все факторы в той или иной степени взаимосвязаны.

Метод сценариев Определение воздействия на критерии проектной эффективности одновременного изменения всех основных параметров проекта. Учитывает отклонения параметров с учетом их взаимозависимостей (корреляции). Рассматривает различные варианты осуществления проекта. Необходимо значительное качественное исследование модели проекта. Наблюдается неопределенность границ сценариев и ограниченность их количества.

Метод Монте-Карло Расчет вероятных отклонений критериев эффективности проекта на основе распределения вероятностей для каждого элемента потока платежей. Позволяет получить информацию об ожидаемых значениях критериев проекта, а также провести анализ их вероятностных распределений. Практические данные о вероятностном распределении недоступны или установлены приближенно, поэтому распределения задаются исходя из предположений экспертов и имеют субъективизм. Метод построения дерева решений Построение графа, вершины которого представляют ключевые состояния, в которых возникает необходимость выбора, а дуги (ветви дерева) — различные события (решения, последствия, операции), которые могут иметь место в ситуации, определяемой вершиной. Имеет особую ценность в ситуациях, когда решения, принимаемые в данный момент времени, сильно зависят от решений, принятых ранее, и в свою очередь определяют сценарии развития событий.

Необходимо значительное качественное исследование модели проекта. Наблюдается неопределенность границ сценариев и ограниченность их количества. Метод имитационного моделирования Представляет собой серию численных экспериментов, призванных получить эмпирические оценки степени влияния различных факторов (исходных величин) на некоторые зависящие от них результаты (показатели). Результаты имитационного эксперимента могут быть дополнены статистическим анализом, а также построением прогнозных моделей сценариев. Относительная сложность разработки вероятных границ сценариев и ограниченность их количества. Необходимы дополнительные качественные исследования модели проекта.

Таблица 4. Качественная оценка проектных рисков в нефтедобывающей отрасли по этапам жизненного цикла проекта

Классификация рисков по природе их возникновения Этап разработки Этап реализации Этап завершения Вероятность появления риска Степень влияния риска на проект Вероятность появление риска Степень влияния риска на проект Вероятность появления риска Степень влияния риска на проект Страновые риски Риск политического вмешательства Средняя Низкая Средняя Высокая Высокая Средняя Риск изменения в законодательном регулировании Высокая Низкая Высокая

Высокая

Высокая

Средняя

Риск изменения фискальной политики Высокая

Высокая

Средняя

Высокая

Высокая

Риск изменения таможенной политики Средняя

Средняя

Низкая Средняя

Средняя

Риск изменения регулирования внешнеполитической деятельности страны Средняя

Средняя

Средняя

Средняя

Средняя

Риск изменения системы экспортного финансирования Средняя

Средняя

Средняя

Средняя

Высокая

Социально-общественные риски Низкая Низкая Низкая Высокая

Низкая Средняя

Геологические риски Риск неоткрытия месторождения Средняя

Низкая Высокая

Высокая

Риск недостаточной коммерческой ценности открытого месторождения Высокая

Средняя

Низкая Средняя

Инжиниринговые риски Риск отсутствия должной технологии Высокая

Высокая

Высокая

Средняя

Строительные риски Риск задержки ввода объектов в эксплуатацию Высокая

Средняя

Высокая

Риск несоответствия качества строительных работ Высокая

Средняя

Средняя

Высокая

Эксплуатационные риски Риск эксплуатации Низкая Низкая Средняя

Средняя

Финансовые риски Риск финансовой сферы Низкая Низкая Низкая Низкая Средняя

Маркетинговые риски Риск повышения цен на товары поставщиков в период строительства Средняя

Средняя

Риск снижения цен на углеводородное сырье Средняя

Высокая

Экологические риски Риск нарушения законодательства Средняя

Средняя

Средняя

Высокая

Риск негативного влияния природно-климатических факторов Средняя

Средняя

Средняя

Высокая

Рисунок 1. Адаптированная принципиальная матрица оценки сырьевого потенциала в нефтедобыче с учетом нестабильности внешней среды

Рисунок 2. Дебиты до введения Федерального Закона № 151-ФЗ

Рисунок 3. Дебиты с учетом Федерального Закона № 151-ФЗ

Ц2

Ц1

Стоимостная шкала

1 2 3 4 5

Месторождения

RA

И

RA

RA

RA

П

R

П И

R

И

П И

R

П П

И

И

Страновые, геологические Инжиниринговые, строительные

Эксплуатационные Финансовые, маркетинговые Финансовые, инжиниринговые, экологические

Корректировка нормы дисконта, метод эквивалентов, метод сценариев

Метод построения дерева решений, метод сценариев, метод Монте-Карло, имитационное моделирование

Анализ чувствительности, метод Монте-Карло, метод сценариев

I стадия

II стадия

III стадия

IV стадия

Накопленные извлекаемые запасы

Накопленный доход от реализации углеводородного сырья Добыча нефти в течение трансформации объекта

База информации

Приоритетные виды рисков Рекомендуемые методы оценки рисков

Этапы разработки С2

С1

В А

Последовательность трансформации сырьевого потенциала

— 1000

КПН

2005 ЧДП

Дополнительный платеж Прибыльная продукция

2004 ЧДП

Начальный дебит, т/сут.

Накопл. отбор, тыс.

т/скв.

До принятия Закона № 151-ФЗ:

Дебит нефти, т/сут.

Отбор нефти, тыс.

т/скв

В соответствии с Законом № 151-ФЗ:

Дебит нефти, т/сут.

Отбор нефти, тыс.

т/скв

РФ — 6000 руб./т Эксп. — $ 47/бар.

Ср.взвеш. — $ 36/бар РФ — 8000 руб./т Эксп. — $ 63/бар.

Ср.взвеш. — $ 49/бар РФ — 7000 руб./т Эксп. — $ 55/бар.

Ср.взвеш. — $ 43/бар РФ — 5000 руб./т Эксп. — $ 39/бар.

Ср.взвеш. — $ 30/бар

* - результаты характерные для проекта новых скважин, строиящихся на действующем, полностью обустроенном месторождении (например, для уплотныющих или краевых скважин)

** - темп падения дебита нефти 10% в год

Рисунок 4. Оценка влияния ценового фактора на технологические условия обустроенного месторождения