Диссертация (1152603), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Регулирование экономических отношений между государством и пользователем недр в добыче нефти:автореферат диссертации ... доктора экономических наук, Тюмень, 2007. – С. 18-201723определить как разницу между суммой доходов и суммой расходов за весь периодразработки месторождения с учетом соответствующей нормы рентабельности ипремии за специфические риски, присущие данной деятельности и включающие всебя риски безрезультативных ГРР (риски, связанные с неполучением ожидаемыхрезультатов от разведки полезных ископаемых) и технологические риски (рискполомки,потериоборудования).Расчетразмерарентыпридобычеуглеводородного сырья может быть представлен следующей формулой:ДУС = ∑=(ДУС ) − ∑=[(ДУС + ВОЭ ) × (% + + ДУС )](4)RДУС – рента от добычи углеводородного сырья;IДУС – сумма доходов от добычи и реализации углеводородного сырья;EДУС – сумма операционных и капитальных расходов;EВОЭ – сумма расходов, связанная с выводом объектов из эксплуатации;R – норма рентабельности (% к величине всех расходов, связанных с добычейуглеводородов);PRДУС – премия за специфические геологические и технологические риски (% к суммевсех расходов, связанных с добычей углеводородов);n – количество лет разработки месторождения углеводородного сырья.Доходы от добычи и реализации добытого углеводородного сырья могутбыть рассчитаны как произведение количества добытого полезного ископаемого ицены его реализации.
Сумма расходов, которая включает в себя суммукапитальных и эксплуатационных (операционных) расходов, определяетсясложнее, поскольку зависит от индивидуальных условий разработки конкретногоместорождения углеводородного сырья. Также, по нашему мнению, необходимовыделить в отдельную группу расходы на формирование резерва будущихрасходов на вывод объектов (скважин, объектов обустройства месторождения),использующихся при добыче углеводородов, из эксплуатации после завершенияразработкиместорождения.Формированиеданногорезерваявляетсяобщемировой практикой, и он может быть сформирован в виде перечисленияденежных средств (Нигерия, Ангола, Вьетнам, Малайзия) в определенные фонды.В России формирование данного резерва осуществляется в случае добычиуглеводородного сырья на новом морском месторождении, а также в проектахСахалин-1 и Харьяга, разрабатываемых на условиях соглашений о разделе24продукции.
Норма рентабельности, как было отмечено выше, должна включать всебя нормальный уровень прибыли, а также премию за специфические риски.По сравнению с формулами определения величины ренты, предложеннымиМ.А. Комаровым и Ю.П. Беловым, К.Л. Пожарицким, предлагаемая намиформула учитывает специфические особенности, связанные с деятельностью подобыче углеводородного сырья. Во-первых, при определении размера рентыучитываются как операционные и капитальные затраты, понесённые при добычеуглеводородного сырья, а также расходы на вывод скважин и объектовобустройства месторождений из эксплуатации. Во-вторых, предложенныйалгоритм расчета обеспечивает получение прибыли, необходимой для ведениядеятельности, а также компенсации возможных технологических рисков и рисковнеуспешных ГРР.Таким образом, размер горной ренты при разработке месторожденийуглеводородного сырья зависит от:–цены реализации углеводородного сырья;–количества добытого углеводородного сырья;–размера капитальных и операционных затрат;–прогнозируемойвеличинырасходовнавыводактивовизэксплуатации;–нормы рентабельности, характерной для нефтегазовой отрасли.Дифференцированная система налогообложения добычи углеводородногосырья должна учитывать влияние указанных факторов при определении величиныфискальных изъятий, то есть определять величину налоговых изъятий взависимости от:–уровня цен на углеводородное сырье;–условий разработки месторождений углеводородного сырья, различияв разработке которых отражаются в величине расходов добывающей компании;– уровня рентабельности нефтегазовых компаний.Поскольку налоги, взимаемые при добыче углеводородов, направлены и наизъятие ренты, величина таких налогов должна соотноситься с величиной ренты.25При этом, учитывая, что сумма налога, взимаемого при добыче углеводородногосырья, определяется как произведение налоговой базы и налоговой ставки, учетфакторов, влияющих на величину ренты, при налогообложении добычи на разныхместорождениях углеводородного сырья может осуществляться либо при помощиизменения налоговой ставки, либо при расчете налоговой базы.
Для определениясоотнесения элементов налогообложения и факторов, влияющих на размер ренты,с целью обеспечения учета факторов дифференциации исследуем существующиев мировой практике системы дифференциации налогообложения добычиуглеводородного сырья.1.2. Классификация систем и методов дифференциации налогообложениядобычи углеводородного сырьяСистема налогообложения добычи углеводородного сырья представляетсобой совокупность общеустановленных налогов и обязательных платежей,взимаемых при осуществлении любых видов хозяйственной деятельности, атакже специфические платежи, взимаемые только в случае осуществлениядобычи углеводородов.Все фискальные системы налогообложения добычи углеводородныхресурсов в мире можно разделить на две группы: концессионные и контрактныесистемы.
Данное разделение является общепринятым среди отечественных изарубежных экономистов. Фундаментальным различием данных систем являетсясохранение или передача права собственности на добываемые полезныеископаемые. Классификация систем представлена на рис. 2.В рамках концессионных систем допускается передача права собственностина добываемые полезные ископаемые. В большинстве стран государство обладаетправом собственности на содержащиеся в недрах полезные ископаемые, однако врамках концессионной системы государство передает право собственности наполезные ископаемые инвестору при условии их освоения и добычи.
При этомкомпания обязана уплачивать государству роялти и налоги за переданные всобственность полезные ископаемые.26Рисунок 2 - Классификация систем налогообложения добычи углеводородовРазличают концессии традиционного типа и модернизированные. Отличияконцессионныхсоглашенийтрадиционногоимодернизированноготипаизложены в таблице 1.Таблица 1 - Характеристика типов концессионных соглашенийПараметр сравнения1Площадь концессииСрок действияКонтроль за деятельностьюНалогообложениеТрадиционная концессия2Существенная, в некоторыхслучаях вся территориястраны60-75 летИнвестор осуществляетсамостоятельно управлениесвоей деятельностьюРоялтиМодернизированнаяконцессия3Ограниченные лицензионныеучастки недр15-30 летГосударство можетрегулировать деятельностьинвестораРоялтиНалогиВ рамках контрактных систем государство сохраняет право собственностина недра. Нефтегазовые компании имеют право получать часть продукции иливыручки от продажи нефти и газа в рамках соглашений о разделе продукции27(далее – «СРП») или сервисных соглашений.
Различие между указаннымирежимами заключается в форме получаемого подрядчиком вознаграждения вденежном выражении или частью добытого углеводородного сырья. В России внастоящий момент действуют три СРП: проекты Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьяга.В рамках СРП представителем государства может являться государственнаянефтегазовая компания или само правительство. При этом риск неуспешных ГРРполностью несет компания-оператор СРП. В случае начала промышленнойэксплуатации компания-оператор СРП может компенсировать понесенные имзатраты на ГРР за счет получаемой доли от добычи углеводородного сырья. Этадоля именуется как «компенсационная продукция» и обычно государствомустанавливается ограничение на размер такой доли.
Оставшаяся послекомпенсации затрат компании-оператору СРП доля в добытых углеводородахподлежит разделу между государством и этой компанией. Данная доляуглеводородного сырья обычно именуется «прибыльной продукцией». Размертакой доли может быть зафиксирован или изменяться в зависимости отпараметров, установленных в СРП.
Наиболее распространенным условиемизменения доли в «прибыльной продукции» является показатель накопленнойрентабельности компании-оператора СРП. При увеличении данного показателядоля инвестора в прибыльной продукции уменьшается.В рамках сервисных контрактов с риском инвестор, разрабатывающийместорождение, получает денежное вознаграждение за услуги по разработкеместорождений углеводородного сырья в случае успешных ГРР. В обратномслучае государство не компенсирует затраты инвестора на геологоразведку. Врамках сервисных контрактов без риска инвестор осуществляет бурениеразведочных и эксплуатационных скважин, добычу углеводородного сырья зафиксированную сумму вознаграждения. Поскольку государство выплачиваетвознаграждение вне зависимости от успешности ГРР, инвесторы не несутсоответствующий риск.Дляболееглубокогопониманиядействующихвмиресистемналогообложения добычи углеводородного сырья проанализируем фискальные28платежи, которые уплачивают компании в рамках соответствующих систем.Фискальныеплатежи,налогообложенияуплачиваемыедобычиврамкахуглеводородногосырья,различныхможносистемразделитьнаследующие виды:–разовые и регулярные платежи за пользование недрами (бонусы);–ренталс (арендная плата);–платежи с добычи или валового дохода (роялти);–специальныеналогисприбылиотдобычииреализацииуглеводородов;–вывозные таможенные пошлины.В таблице 2 приведены виды платежей, уплачиваемых в рамкахконцессионных и контрактных систем налогообложения.Таблица 2 - Характеристика платежей в различных видах соглашенийСистеманалогообложения1КонцессииТрадиционныеМодернизированныеКонтрактыСРПРисковые сервисныеконтрактыБезрисковыесервисныеконтрактыПлатежиРоялтиРенталсБонусы456Специальныеналоги сприбыли2Экспортныетаможенныепошлины3НетПрисутствуютНетПрисутствуютНетНетПрисутствуют Присутствуют Присутствуют ПрисутствуютПрисутствуютПрисутствуютНетНетПрисутствуютНетНетПрисутствуют ПрисутствуютПрисутствуют Присутствуют ПрисутствуютНетНетПрисутствуютИсточник: составлено автором.Указанные фискальные платежи взимаются государством на различныхстадиях разработки месторождения.
Кроме того, базы для расчета указанныхфискальных платежей также отличаются. Налоговая база данных фискальныхплатежей приведена на рис. 3.29Рисунок 3 – Налоговая база различных видов фискальных платежейБонусы представляют собой разовый платеж на получение права (лицензии)на разработку месторождения углеводородного сырья. При этом в случаенеуспешных ГРР уплаченный бонус не возмещается. Размер бонусов являетсянезначительным.Ренталс представляет собой арендную плату, уплачиваемую государству запользование его территорией. Размер ренталс также является незначительным, номожет быть увеличен с целью стимулирования инвестора к осуществлению болеескорой промышленной эксплуатации месторождения.Основными видами фискальных платежей, уплачиваемых нефтегазовымикомпаниями в случае успешных ГРР, являются платежи с валового дохода(роялти) и налоги с прибыли.Ставка роялти может изменяться от 0% до 40%, однако в большинствестран ставка роялти составляет 12,5-20% от стоимости добытого углеводородногосырья.Понашимрасчетам,средняяставкароялтивгосударствах,осуществляющих обложение добычи углеводородов при помощи роялти,составляет 12,23%.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
