Реформирование системы налогообложения нефтяной отрасли в соответствии с механизмом соглашения о разделе продукции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат экономических наук Федоров, Владимир Павлович

• Федоров, Владимир Павлович
• кандидат экономических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат экономических наук Федоров, Владимир Павлович

Введение.

Глава 1. Формы участия государства в экономике нефтяной отрасли (элементы и экономические рычаги управления).

1.1 Роль государства в развитии нефтегазовой промышленности.

1.2 Реализация государством прав собственности во взаимоотношениях с частными нефтяными компаниями.

1.3 Регулирование уровня цен и добычи.

Глава 2. Система налогов и платежей как важнейшая составляющая государственной нефтяной политики.

2.1 Теоретические основы налоговой политики и опыт их применения в нефтяном секторе.

2.2 Соглашение о разделе продукции.

2.3 Анализ ценовой и налоговой политики в нефтяном секторе России.

Глава 3. Реформирование системы налогообложения нефтяной отрасли в соответствии с механизмом соглашений о разделе продукции.

3.1 Факторы, определяющие экономические условия хозяйственной деятельности при применении налоговой системы, построенной в соответствие с механизмом раздела продукции.

3.2 Исследование возможности применения схемы лизинга как способа улучшения показателей экономической эффективности разработки проектов в условиях предлагаемой налоговой системы

3.3 Подходы к определению налогооблагаемой базы как наиболее важной составляющей налогового регулирования.

3.4 Система высказанных предложений в виде алгоритма.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Реформирование системы налогообложения нефтяной отрасли в соответствии с механизмом соглашения о разделе продукции»

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является наиболее важной структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны. За время экономических реформ в стране ТЭК прошел свой путь к рыночной экономике: либерализированы цены на энергоресурсы, упразднено директивное распределение продукции; устранены ограничения во внешнеэкономической деятельности; завершено акционирование в отраслях комплекса и их структурное оформление. Произошло существенное изменение роли # Минэнерго, которая в настоящее время сводиться к функциям мягкого госрегулирования: индикативному планированию, распределению и выдаче лицензий и квот, содействию предприятиям ТЭКа в привлечении иностранных инвестиций и кредитов в отрасль под госгарантии и т.п. Все сказанное, в полной мере относится к таким секторам отечественного ТЭКа, как нефтедобыча, нефтепереработка и реализация.

Вместе с тем, продолжается нарастание негативных тенденций, таких как:

• качественное ухудшение сырьевой базы нефтяной отрасли: основные ф нефтегазовые провинции - Западная Сибирь и Урало - Поволжье - вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Выработка запасов на действующих месторождениях достигла 54%. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 55.60% и продолжает расти [41]. Ресурсный потенциал "новых" нефтегазоносных провинций Тимано-Печерского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше "старых", а стоимость их освоения кратно выше. За последние 10 лет средний дебит новых нефтяных скважин в Западной Сибири снизился более чем в 10 раз, а в целом по России - в 5 раз. Более 70 % запасов нефтяных компаний находятся в диапазоне низкодебитных скважин (от 10 до 25 т/сутки) и на грани "нулевой" рентабельности; свыше трети, разрабатываемых нефтяными компаниями запасов, имеют высокую обводненность, достигающую 70 процентов [41]. В газовой промышленности складывается схожая ситуация. Базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере выработаны: Медвежье - на 78%, Уренгойское - на 67%, Ямбургское - на 46% [50]. В настоящее время свыше 85% газа в России добывается на месторождениях, вступивших в период падающей добычи [50]; значительное старение основных фондов. В целом, по нефтедобывающей промышленности степень износа основных производственных фондов составляет более 60% (а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70%), для нефтеперерабатывающей промышленности - 81% [41]; низкий объем инвестиций в геологоразведочные работы и, как следствие, снижение объемов проходки как эксплуатационного, так и разведочного бурения до уровня, при котором не обеспечивается воспроизводство производственных мощностей комплекса. Так в 2003 году добыча нефти в два раза превысила восполняемость запасов. С отменой ставок на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России упали в 1,5-1,8 раза, что привело к существенному падению прироста промышленных запасов нефти с газовым конденсатом. Так, если в 2001 году общий объем финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Российской Федерации составлял 46198,4 млн. рублей, то в 2002 году он сократился на 31,2% и составил 31766,2 млн. рублей [63]. Основные приросты запасов нефти были получены в основном за счет доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных - в разведанные [41];

• снижение средней проектной величины коэффициента извлечения нефти (КИН). В настоящее время она составляет около 35%. Данная ситуация вызвана деятельностью нефтяных компаний, направленной на интенсивный отбор нефти с минимальными затратами. В нарушение лицензионных соглашений и проектных решений компаниями преждевременно закрываются обводненные или низкодебитные скважины. Выборочное извлечение наиболее продуктивных запасов ведет к уменьшению КИН и безвозвратной потере части запасов нефти [26].

• эксплуатационный фонд нефтяных скважин по России в 2004 году составил 155309 единиц, что на 437 меньше показателя 2003 года [63]. Однако, продуктивный фонд скважин сократился на 882 единицы и составил 118267 единиц. Неработающий фонд скважин увеличился на 445 единиц и достиг 37042 единиц, что составляет 24% от эксплуатационного фонда [63]. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию - низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию для компаний убыточной в рамках действующей налоговой системы.

По мнению автора, тенденция роста добычи нефти, наблюдающаяся в течение последних нескольких лет, является негативным показателем. Сам по себе показатель роста добычи является положительным фактором, однако для полноты информации необходимо его рассматривать совместно с показателями эксплуатационного и геологоразведочного бурения. В результате такого рассмотрения можно сделать вывод, что в общей массе прирост был осуществлен за счет увеличения добычи на уже разработанных месторождениях. В результате можно прогнозировать, что при сохранении существующих темпов добычи нефти и объемов геологоразведочных работ, в будущем можно ожидать падение добычи, так как существующие месторождения будут полностью выработаны, а вновь вводимых месторождений будет слишком мало. Схожая ситуация уже имела место в истории нефтяной отрасли России в восьмидесятые годы, когда после пика добычи в 88 году — (624 млн. тонн) последовало затяжное падение добычи длившееся более десяти лет [46]. В 1999 году добыча стабилизировалась на уровне чуть более 300 млн. тонн [70]. Дисбаланс в отрасли, когда прирост запасов не компенсирует текущую добычу нефти (восполнение добычи новыми запасами остается на уровне 3/4) складывается с 1994 года.

Россия является одним из крупнейших экспортеров энергоресурсов, ежегодно продавая на мировых рынках 140 млн. тонн нефти (34-35% всей добываемой в стране нефти), в 2004 г. экспорт нефти составил 149 755 тыс. тонн [63]. Анализ существующего положения, действующих тенденций и прогнозных показателей развития ТЭК России показывает, что в ближайшем будущем (в случае сохранения сложившихся макроэкономических условий в стране, на фоне небольших объемов ГРР и с учетом старения и выбытия из эксплуатации производственных фондов в ТЭК) уровень производства энергоресурсов в России не сможет достигнуть достаточной величины для удовлетворения внутренних потребностей. В частности: в соответствии с прогнозируемым социально-экономическим развитием страны, добыча нефти для удовлетворения внутренних потребностей и экспортных поставок к 2020 г. должна составлять 520 млн.т/год. [17,45]

Для преодоления перечисленных негативных тенденций стране нужны инвестиции. Минэнерго РФ оценивает общую потребность в инвестициях в энергетическом секторе за 2001-2020 гг. на уровне 550-700 млрд. долл. США [22].

Следует отметить, что в произошедший в последние годы рост объемов добычи нефти был осуществлен за счет значительного увеличения капиталовложений российских компании в нефтедобычу, что стало возможным благодаря стабильно высоким ценам на нефть. Однако при прогнозировании дальнейшего пути развития отрасли необходимо учитывать, что мировые цены на нефть имеют сложно предсказуемый (в краткосрочном периоде) и цикличный (в долгосрочном периоде) характер колебаний. Следовательно, в случае наступления периода низких цен на нефть, отрасль вновь переживет кризис, от которого, прежде всего, пострадают небольшие нефтяные компании. В результате, может сложиться ситуации, когда нефтяная отрасль России будет полностью монополизирована несколькими частными вертикально-интегрированными компаниями. Для избежания подобной ситуации и успешного развития экономики отрасли, поддержания текущего уровня добычи, привлечения необходимых объемов капиталовложений необходима государственная налоговая и ценовая политика создающая благоприятный инвестиционный климат, стимулирующая инвесторов вкладывать деньги в разведку и разработку новых месторождений, к применению различных современных методов повышения коэффициентов нефти отдачи на действующих месторождениях.

Актуальность задачи диссертационной работы, определяется несовершенством налогового законодательства нефтяной отрасли, приводящим к развитию негативных тенденций и сдерживающим привлечение необходимых инвестиций.

Пели и задачи исследования. Основной целью настоящей диссертационной работы является разработка комплексного методического подхода к реформированию системы налогообложения нефтяного сектора России, основываясь на механизме соглашений о разделе продукции.

В соответствии с заданной целью в диссертационной работе были поставлены и решены следующие задачи:

- анализ целей, форм, тенденций и методов государственного регулирования нефтяной промышленности в зарубежных странах;

- анализ существующей системы налогов и платежей на предмет ее соответствия основным задачам государственного регулирования нефтяной отрасли России;

- разработка комплексного методического подхода к реформированию системы налогообложения нефтяного сектора в соответствии с механизмом раздела продукции;

- разработка методики распределения прибыльной нефти между инвестором и государством с использованием экономико-математической модели;

- апробация эффективности применения предлагаемой схемы налогообложения в сравнении с действующей, на основе инвестиционного проекта по разработке нефтяного месторождения;

- исследование возможности применения схемы лизинга в условиях предлагаемой налоговой системы как способа дальнейшего повышения инвестиционной привлекательности отрасли.

Предметом диссертационного исследования является налоговая система нефтяного сектора экономики России.

Объектом исследования является нефтяные компании России.

Методология и методика исследования. Методология исследования базируется на комплексном подходе, проявляющемся в рассмотрении различных аспектов соглашений о разделе продукции и предложений по совершенствованию системы налогообложения в качестве элементов программы по реформирования налоговой системы нефтяного сектора РФ. Конкретными методами исследования являлись методы: сравнительного и статистического анализа, экономико-математического моделирования и оценки финансово-экономической эффективности проектов ф Информационная база исследования. В диссертационной работе использовались исследования, научные труды и монографии российских и зарубежных ученых, материалы научных и практических конференций, отраслевых научно-исследовательских институтов, законодательные акты, министерств и ведомств РФ, проектные материалы ООО "ЛУКОИЛ-Калининградморнефть" по разработке нефтяных месторождений.

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором. заключаются в следующем:

1. Выявлена зависимость между типом государственного устройства и формами государственного регулирования процесса недропользования;

4 2. Определены основные особенности реформирования нефтяной отрасли России, связанные с технической инфраструктурой отрасли, законодательной базой реформ и проблемами создания конкурентного нефтяного рынка;

3. Разработан комплексный методический подход к реформированию системы налогообложения нефтяного сектора России на основе применения механизма раздела продукции;

4. Разработана методика распределения прибыльной нефти, позволяющая определять пропорции раздела нефти между инвестором и

Ъ государством в зависимости от достигнутого значения интегрального уровня эффективности реализации инвестиционного проекта по разработке нефтяного месторождения;

5. Обоснована экономическая целесообразность применения схемы лизинга в условиях предлагаемой налоговой системы как способа дальнейшего повышения инвестиционной привлекательности нефтяных компаний.

Обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций содержащихся в диссертации, обеспечена соответствием методологии, использованной в диссертационном исследовании, основным положениям экономической теории. В работе над диссертацией использованы общенаучные методы: анализ, синтез, обобщение, сочетание исторического и логического анализа, принципы системного анализа, методы экономико-математического моделирования и оценки финансово-экономической эффективности проектов. Расчеты проводились на основе реальных данных ООО "ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть", что обеспечивает обоснованность рекомендаций и выводов.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке методики налогообложения нефтяного сектора России структурно построенной в соответствии с основными принципами механизма соглашения о разделе продукции, на основе определения пропорций раздела прибыльной нефти между инвестором и государством с применением экономико-математической модели.

Значение полученных результатов для теории и практики. В теоретическом аспекте работа вносит вклад в развитие подходов к обоснованию системы налогообложения ведущих секторов экономики России. Рекомендации, базирующиеся на применении разработанной методики и экономико-математического метода распределения прибыльной нефти, и результаты данного исследования могут быть использованы менеджментом нефтяных компаний и органами государственной законодательной власти для повышения инвестиционной привлекательности нефтяных компаний и отрасли.

Теоретические и методические положения, разработанные в диссертации, дополняют и расширяют существующие научные разработки по проблемам определения эффективных методов государственного регулирования нефтяного сектора российской экономики и служат основой для дальнейших исследований в данной области.

Заключение диссертации по теме «Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда», Федоров, Владимир Павлович

Выводы:

- Проведенные исследования показывают, что наибольшее воздействие на условия развития нефтяного сектора оказывают два взаимосвязанных фактора - ценовая и налоговая политика государства.

Налоговая политика является наиболее важной составляющей государственного регулирования нефтяного сектора, поскольку оказывает наиболее значительное влияние на другие элементы этого механизма, в частности, на политику ценообразования. Основными областями действия данной политики являются регулирование состояния рынков нефти и нефтепродуктов, а так же регулирование деятельности предприятий нефтяного сектора с целью максимизации положительного эффекта для экономики в целом.

Следует выделить пять основных требований к налоговой системе:

1) экономическая эффективность: налоговая система не должна приводить к неэффективному распределению ресурсов;

2) административная простота: налоговая система должна быть относительно простой и недорогой в применении;

3) гибкость: налоговая система должна «правильно» реагировать на изменяющиеся экономические условия;

4) справедливость: налоговая система должна быть справедливой по отношению ко всем;

5) политическая ответственность: методика построения налоговой системы должна быть такова, чтобы убедить налогоплательщиков в ее разумности.

Важнейшей составляющей налоговой политики в нефтяном секторе является налогообложение добычи нефти, которое представлено следующими налоговыми механизмами:

• налоговые механизмы изъятия рентных доходов;

• нефтяные фискальные системы;

• механизмы контроля налогооблагаемой базы.

Изучение зарубежного законодательства показывает, что в различных странах мира существуют принципиально различные системы налогообложения добычи нефти. Основными причинами данных различий являются:

• особенности политического устройства - унитарное государство, федерация, конфедерация;

• различные подходы к вопросу собственности на недра и на землю;

• значимость недропользования в экономике страны;

• степень государственного вмешательства в регулирование развития экономики;

• степень активности участия государства в освоении ресурсов недр;

• существующий исторический опыт взаимоотношений в данной сфере деятельности;

• действующее законодательство и его устойчивость;

• геолого-географические условия недропользования;

• степень участия недропользователей в решении вопросов социально-экономического развития территорий их хозяйственной деятельности;

• наличие государственного протекционизма по отношению к национальной промышленности.

- Главной особенностью системы СРП является то, что условия соглашения формируются заранее, на стадии заключения соглашения и не меняются в течение всей жизни проекта. При этом, на период 20-25 лет необходимо спрогнозировать уровни и динамику добычи, капитальные и текущие затраты и, наконец, цены на реализуемую продукцию. Практика показывает, что получить сколько-нибудь надежный прогноз этих показателей весьма сложно.

Другая особенность соглашений о разделе продукции состоит в том, что вся выручка за минусом платы за право добычи (роялти) делится на две части:

• одна направляется на покрытие затрат по освоению месторождения, так называемая затратная или компенсационная продукция;

• другая, оставшаяся часть, представляет собой так называемую прибыльную продукцию, подлежащую делению между государством и пользователем недр.

Таким образом, доля государства складывается из трех элементов:

• налога на добычу полезных ископаемых;

• государственной доли прибыльной нефти;

• налога на прибыль пользователя недр.

- Проведенный анализ ценовой и налоговой политики в нефтяном секторе России показал, что одним основным недостатком действующей налоговой системы России является отсутствие дифференциации в зависимости от горно-геологических условий, экономики и текущего состояния разработки в различных нефтяных компаниях. В результате величина налога рассчитывается для всех компаний одинаково, хотя каждое разрабатываемое месторождение (условия и соответственно затраты на разработку и поддержание добычи) уникально и требует индивидуального подхода. Тем самым, созданы неравные конкурентные условия: компании, обладающие крупными и уже разработанными месторождениями с высокими дебетами добычи получают дополнительную (сверх) прибыль, а компании, эксплуатирующие средние и мелкие месторождения в сложных условиях разработки, были вынуждены закрывать скважины с небольшими дебетами. В результате, произошедший в последние годы рост добычи нефти обеспечивается за счет увеличения добычи на уже разрабатываемых месторождениях, в то время как общее количество скважин и число введенных в эксплуатацию сокращается. Данный факт является крайне негативным сигналом, говорящем о том, что уже в ближайшие годы может начаться падение темпов добычи нефти.

Другим серьезным недостатком государственного регулирования нефтяного сектора России является несовершенство механизмов государственного контроля над ценой реализации нефти. Так как гражданское законодательство России не вводит никаких ограничений при определении цены реализации (кроме естественных монополий и некоторых других отдельных, специально регулируемых законодательством случаев). Таким образом, ограничения гражданско-правового характера по цене договора в целях налогообложения в сегодняшней российской ситуации носят скорее теоретический характер. В результате отсутствия контроля над ценой реализации компаниями для исчисления налогооблагаемой базы зачастую используется цена на нефть в несколько раз ниже реальной рыночная цены.

Для успешного реформирования системы налогообложения нефтяного сектора должен быть осуществлен переход к применению рыночных цен на нефть для целей исчисления налогов, который позволил бы преодолеть негативные последствия трансфертного ценообразования. Так в переходный период, пока сохраняется существенная разница в уровне внутренних и мировых цен на нефть, рыночные цены могут определяться как средневзвешенные на основе расчетных рыночных цен по поставкам нефти на внутренний и внешний рынок. При этом, расчетные рыночные цены по поставкам нефти на внутренний рынок должны определяться на основе розничных цен реализации нефтепродуктов, а по поставкам нефти на экспорт - на основе данных мониторинга мировых цен на сырую нефть марки Юралс (осуществляемого правительством РФ) скорректированных на величину затрат на экспорт, включая транспортировку.

Так же проведенный анализ нефтяной отрасли России позволил выявить сложившуюся в последнее время негативную тенденцию: за время реформ к управлению многих крупных Российских вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) пришли люди ранее незанятые в нефтяной промышленности, а получившие опыт работы в финансовых и банковских структурах (например - Юкос и Сибнефть). В результате, этими компаниями были приняты новые приоритеты и задачи деятельности, носящие скорее краткосрочный финансовый характер, чем долгосрочный ^ производственный. В настоящее время, основной целью данных компаний является задача повышения капитализации их акций, путем увеличения добычи и снижения затрат. Повышение объема добычи нефти достигается путем форсированного увеличения дебетов на уже действующих высокодебитных скважинах, а снижение затрат - путем консервации малодебитных скважин, уменьшения расходов на геологоразведочные работы и оплату рядового персонала, отказа от применения дорогостоящих вторичных методов воздействия на пласт на месторождениях с падающей добычей, снижение темпов обновления основных средств (закупок нового ф бурового оборудования) и т.д. К сожалению, российские органы исполнительной власти не обладают достаточными инструментами контроля над темпами отбора углеводородов. Например, в США, в настоящее время регулирование объема добываемой корпорациями нефти осуществляется штатными органами. Это регулирование имеет двухступенчатый характер. Вначале, исчисляется так называемый максимально эффективный уровень нефтедобычи, т.е. устанавливается такой верхний предел добычи нефти из скважин, который соответствует максимальному коэффициенту ее извлечения из месторождений и выход за который может привести к нерациональному хозяйствованию. Затем, с учетом этого определяются максимальные уровни нефтедобычи для отдельных производителей. В случае нарушения данного уровня на нефтедобывающую компанию налагают штрафы и закрывают каналы международной торговли нефтью.

Такая краткосрочно ориентированная политика российских ВИНК уже в недалеком будущем может привести нефтяную отрасль России в состояние кризиса. Для того, что бы избежать подобной ситуации, необходимо усилить и ужесточить контроль Министерства природных ресурсов за выполнением условий предоставления нефтяным компаниям лицензий на разработку недр.

Глава 3. Реформирование системы налогообложения нефтяной отрасли в соответствии с механизмом соглашений о разделе продукции.

По мнению автора, необходимо осуществить реформирование системы налогообложения нефтяного комплекса России, путем ее структурного построения в соответствии с механизмом соглашений о разделе продукции. Данное предположение основывается на том факте, что совокупная доля прибыльной продукции государства в СРП и есть общая величина налогов. То есть необходимо решить задачу определения рациональной массы налогов, которая балансировала бы интересы инвестора с одной стороны и интересы Государства с другой стороны.

Рассматривая возможность практического применения предлагаемой схемы регулирования необходимо отметить, что решение данной задачи для вновь вводимых или недавно введенных месторождений не вызывает особых проблем и сводится к обычному прогнозу эффективности проекта освоения месторождения, который может быть реализован с использованием методов проектного финансирования. Однако, внедрение налоговой системы, построенной на основе механизма СРП, для месторождений, находящихся долгое время в эксплуатации, является крайне затруднительным, особенно в случае, когда объектом регулирования является предприятие, осуществляющее разработку нескольких подобных месторождений, так как крайне сложно обеспечить точный учет и получить достоверные данные о доходах и затратах за предыдущие налоговые периоды. Более того, большая часть нефтяных месторождений, на которых в настоящее время осуществляется добыча, была введена в эксплуатацию в 80-90г. - до начала рыночных реформ. Во время приватизации, эти уже разработанные месторождения были получены частными нефтяными компаниями в собственность, по ценам, не отражающим их реальную рыночную стоимость.

В связи со всем вышесказанным - экономически целесообразным является применение предлагаемой системы только для новых месторождений. При этом, под новыми месторождениями следует понимать все месторождения, разработка и добыча нефти на которых будет начата после принятия необходимых поправок в законодательство. Данный подход позволяет осуществить плавный переход к новой системе налогообложения без резких колебаний общей величины налоговых поступлений.

3.1 Факторы, определяющие экономические условия хозяйственной деятельности при применении налоговой системы, построенной в соответствие с механизмом раздела продукции.

Как уже было описано ранее, реализация схемы «раздел продукции» включает определение двух основных нормативов:

• доля «затратной продукции» — предельной величины доли дохода от реализации продукции, которая может быть использована инвестором для покрытия осуществленных в течение года затрат с переносом непогашенных затрат в задолженность следующего года;

• пропорций, в которых производится раздел прибыльной части продукции между государством и инвестором.

Доля затратной продукции как наиболее значимый фактор для ценового и налогового регулирования.

Наиболее значимым фактором, определяющим экономические условия хозяйственной деятельности, при применении модели «раздел продукции» для целей ценового и налогового регулирования, является доля затратной продукции. Так как от величины затратной продукции, получаемой инвестором для возмещения понесенных им затрат, зависит величина прибыльной продукции, подлежавшая разделу между инвестором и государством, с выделением доли государства, соответственно, чем выше доля компенсационной продукции тем ниже доля прибыльной.

Для определения оптимальной величины доли затратной продукции необходимо рассмотреть два основных вопроса:

- Во первых, решить какие затраты можно относить к возмещаемым затратам, а какие нет. В настоящее время, перечень затрат, которые могут быть компенсированы инвестору за счет компенсационной продукции, определен в главе 26.4. «Система налогообложения при выполнении Соглашений о разделе продукции» Налогового Кодекса (НК) РФ [16]. Однако, необходимо отметить, что как и в предыдущем нормативном документе (постановление №740) этот перечень является открытым, то есть управляющему комитету проекта, состоящему из представителей как государства, так и инвестора, дано право принимать решения об отнесении на затраты практически любых издержек, понесенных инвестором [20]. Такой подход изначально закладывает спорную ситуацию, так как каждая из сторон имеет противоположные задачи: инвестор - путем максимального увеличения величины компенсационной продукции, снизить долю прибыльной нефти и соответственно долю государства; представители государства - максимально уменьшить величину компенсационной продукции инвестора, тем самым повысить долю прибыльной продукции и соответственно свою долю после ее раздела. В связи с этим представляется необходимым установление на уровне нормативно-правового регулирования исчерпывающего перечня затрат с нормативно установленными предельными уровнями, в рамках которых эти затраты могут быть компенсированы инвестору за счет компенсационной продукции. В противном случае, затраты по проекту могут завышаться за счет списания на них различных косвенных расходов.

- Во-вторых, проработать механизм определения предельной величины возмещаемых затрат для каждого отдельного проекта. При этом, максимальный допустимый уровень компенсации затрат должен быть закреплен законодательно, в то время как сама предельная величина затратной продукции (в рамках установленного ограничения) по каждому отдельному соглашению должна являться предметом переговоров заинтересованных сторон. При конкурсной процедуре предоставления лицензии величина доли затратной продукции должна является одним из наиболее важных условий конкурса, по окончанию которого, данная величина должна быть зафиксирована в полученной победителем лицензии, на весь срок действия соглашения.

Использование механизма "cost-stop" является целесообразным, так как позволяет ограничивать уровень возмещения затрат инвестора и гарантировать наличие определенного уровня прибыльной продукции уже на ранних стадиях реализации проекта.

В целях координации деятельности и исполнения надзорных функций по выполнению условий разработки месторождений, указанных в полученной по итогам конкурса лицензии, сторонами должно быть предусмотрено создание управляющего комитета. Необходимость создания данного комитета уже предусмотрена в п.7 Федерального закона о СРП, однако автор считает, что в данный пункт закона необходимо внести дополнительные коррективы [2]. В частности:

• необходимо четко прописать права, ответственности и обязанности данных комитетов, основной обязанностью которых должен быть надзор за соблюдением всех зафиксированных в лицензии условий разработки месторождений.

• Состав комитета должен состоять не менее чем из шести членов, по три представителя от каждой стороны. Инвестор самостоятельно выбирает представителей со своей стороны. Со стороны государства должны быть включены представители от следующих органов исполнительной власти субъекта РФ, на территории которого расположены соответствующие участки недр: Министерства природных ресурсов, Минпромэнерго и Министерства по налогам и сборам.

• Должен быть нормативно определен порядок их работы, в частности управляющие комитеты не должны обладать правом - одобрять издержки инвестора при их значительном отклонении от сметы (например, более 20% от определенного соглашением уровня). Существенные отклонения от сметы должны предполагать более сложную процедуру согласования и одобрения на федеральном уровне.

Подводя итог выше сказанному, Для регулирования вопроса определения величины затрат возмещаемых инвестором за счет компенсационной нефти, а так же предотвращения его попыток искусственно завысить данную величину, необходимо предпринять следующие шаги:

1. Установить на уровне нормативно-правового регулирования, исчерпывающий перечень затрат с нормативно установленными предельными уровнями, в рамках которых эти затраты могут быть компенсированы инвестору за счет добытой продукции.

2. Законодательно установить максимальный допустимый уровень компенсации затрат за счет добытой продукции. При этом предельная величина затратной продукции по каждому отдельному соглашению должна являться предметом переговоров заинтересованных сторон, а при конкурсной процедуре предоставления лицензии - является одним из наиболее важных условий конкурса.

3. Нормативно установить порядок работы управляющих комитетов с их главной обязанностью осуществлять надзор за соблюдением всех зафиксированных в лицензии условий разработки месторождений.

Подходы к определению доли государства в разделе прибыльной продукции.

Согласно закону о СРП «прибыльная продукция» определяется как выручка от реализации продукции за вычетом платежей на право пользования недрами (бонуса и налога на добычу полезных ископаемых) и «затратной продукции» [2].

Основной критерий определения пропорций, в которых прибыльная продукция подлежит разделу между государством и инвестором, — фактически достигнутый уровень возврата первоначальных затрат (на реализацию данного проекта) и уровень текущих затрат. При этом, доля прибыльной продукции, поступающей в распоряжение государства, тем выше, чем больше эффективность соответствующего проекта.

В мировой практике существуют два подхода к определению доли государства в разделе прибыльной продукции:

• Первый исходит из предпосылки, что вся прибыльная продукция инвестора остается в его распоряжении, другими словами, государство в своей доле получает как собственно прибыльную продукцию, так и налог на прибыль инвестора.

• Второй подход подразумевает, что прибыльная доля продукции инвестора является объектом нормального налога на прибыль. В этом случае прибыльная доля продукции государства может интерпретироваться в чистом виде как специальный налог на добычу полезных ископаемых и рассматриваться как иная форма изъятия акцизного сбора. В практическом плане, выбор того или иного варианта влияет на количественные оценки нормативов распределения прибыльной продукции. Более распространенным является второй вариант, позволяющий применять интегральную схему налогообложения прибыли от хозяйственной деятельности.

Таким образом, должна быть решена задача построения единой для всех инвестиционных проектов в данной отрасли шкалы пропорций раздела "прибыльной продукции" между инвестором и государством.

Для решения данной задачи автором было осуществлено исследование наиболее распространенных в мировой практике соглашений о разделе продукции на предмет выявления общих тенденций в применяемых механизмах раздела прибыльной продукции. Исследование показало, что существуют два общих подхода к определению пропорций раздела прибыльной продукции:

- в зависимости от накопленного уровня добычи нефти;

- в зависимости от достигнутого уровня рентабельности проекта.

По мнению автора, наиболее эффективным решением является построение шкалы пропорций раздела продукции в зависимости от достигнутого значения рентабельности, которая в каждом конкретном случае и будет определять ставку налога на сверхприбыль и, в частности, само существование такого налога.

Динамичность данного параметра, предопределила его выбор в качестве критерия пропорций раздела, так как его применение позволяет решить три наиболее важные задачи:

1. Предоставление «льготного» (снижение величины налоговых платежей) режима налогообложения в начальный период освоения месторождения и в его завершающей стадии;

2. Уменьшение величины налоговых платежей в случае снижения (в результате ухудшения каких-либо внешних показателей, независящих от деятельности предприятия) интегрального уровня эффективности деятельности нефтегазовых компаний;

3. Изъятие части сверхприбыли компаний в государственный бюджет - по проектам, связанным с освоением относительно лучших месторождений, а так же в результате высоких цен на нефть.

Для обозначения динамического показателя рентабельности, автором использовался термин "Р-Фактор", который определяется как отношение накопленного дохода инвестора с момента начала реализации проекта к сумме накопленных за этот же период затрат. Необходимо отметить, что данный фактор уже применялся в международной практике в отдельных соглашениях, однако вопрос применения для построения налоговый системы в целом ранее не рассматривался.

Наиболее существенными факторами, влияющими на экономику любого проекта, являются:

• изменение цены реализуемой продукции;

• изменение величины производственных затрат:

- величина капитальных затрат отражает условия разработки месторождения (как правило чем она выше, тем более трудоемкие условия);

- эксплуатационные затраты отражают условия эксплуатации месторождения (чем они выше, тем сложнее условия, например, большое количество нагнетательных скважин или нефть низкого качества).

Применение "Р-Фактор" позволяет учитывать влияние данных негативные изменения:

- Так, при росте цен на продукцию, норма прибыли подрядчика ограничивается, но точно так же ограничиваются его потери при падении цен;

- В случае роста затрат "Р-Фактор" смягчает их отрицательное воздействие на эффективность проекта.

Использование данного показателя позволяет государству без прямого вмешательства (путем предоставления индивидуальных налоговых льгот) автоматически помогать предприятию (путем снижения общей доли налоговой нагрузки) в сложных экономических условиях. Например: в периоды низких цен на нефть на мировом рынке, роста эксплуатационных затрат в результате поддержание падающей добычи на старых месторождениях, более высокой себестоимости выпускаемой продукции в результате разработки мелких месторождений, добычи из низкодебитных скважин, высоких первоначальных капитальных затрат на разработку морских месторождений. Тем самым государство стимулирует развитие данного сектора, создавая привлекательные условия для инвестиций. В противоположной ситуации, в случае высокоэффективных проектов, применение шкалы раздела продукции в зависимости от "Р-Фактор" обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты и сверхприбыли предприятия в пользу государства. Тем самым государство уравнивает конкурентные преимущества различных нефтяных компаний, предоставляя всем равные возможности. Кроме того, автоматизм расчета данного показателя существенно повышает объективность налогообложения.

Необходимо отметить, что и в случае применения "Р-Фактор" у инвестора сохраняются определенные стимулы к завышению затрат на разработку и добычу нефти (увеличение затрат ведет к снижению величины доли прибыльной продукции государства). Однако с другой стороны, это стимулирует инвестора к дополнительным инвестициям в более тщательную разработку эксплуатируемого месторождения, например, применение различных методов увеличения нефтеотдачи пластов или ввод новых мощностей. Тем самым увеличение затрат инвестором, осуществляющим добычу нефти, оказывает благоприятное воздействие на экономику, так как помимо прямых налоговых поступлений и доли в прибыльной продукции государство получает значительные «косвенные» поступления: так каждый дополнительный рубль, вложенный инвестором в производство продукции нефтегазового комплекса, увеличивает ВВП страны на 1,5-1,6 руб. [67].

По принятым в практике западных компаний нормам периодичность корректировки величины государственной доли прибыли происходит ежеквартально. Такая же периодичность должна быть установлена и в России.

Наиболее сложной задачей, связанной с распределением "прибыльной продукции", является определение пороговых значений эффективности проекта (то есть значений "Р-Фактор"), являющихся признаком появления специального налога или изменения его ставки.

С целью решения данной задачи, автором предложены и рассмотрены два варианта распределения пропорций раздела прибыльной нефти в зависимости от изменения значения "Р-Фактор":

1. В соответствии с десятизначной шкалой распределения прибыльной нефти;

2. В соответствии с уравнением «у=22,07х2 - 41,821х + 25,096».

Первоначально автором была разработана десятизначная шкала пороговых значений "Р-Фактор". Значения данной шкалы были получены по итогам проведенного анализа мирового опыта применения "Р-Фактор" в различных соглашениях о разделе продукции. В результате анализа, был выделен общий диапазон (в т.ч. его крайние величины) значений раздела. Затем в пределах данного диапазона, путем математического моделирования проекта по разработке нефтегазового месторождения, были определены критические значения пропорций раздела прибыльной продукции. Критерием выбора данных значений было обеспечение экономической эффективности реализации проекта в условиях низкой и высокой цены на нефть. В процессе моделирования использовались реальные исходные данные проекта по разработке нефтегазового месторождения. Значения полученной шкалы приведены в таблице 3.

Заключение

• Как правило, для финансирования разработок новых месторождений, требующих вложения значительных финансовых ресурсов (например, морских), даже крупные нефтяные компании вынуждены привлекать заемные средства. Данные средства обладают своей стоимостью, за которые инвестору приходится платить из своей прибыли, так как в случае приобретения оборудования за счет заемных средств «платежи (проценты) и комиссионные выплаты по ссудам (заемным средствам)» (согласно гл. 26,4 НК РФ) не могут быть отнесены к затратам возмещаемым за счет компенсационной продукции [14]. В результате, инвестор вынужден оплачивать проценты по заемным средствам из своей доли прибыльной нефти. Более того, после возмещения из (компенсационной продукции) полной стоимости оборудования или по окончанию действия соглашения основные фонды, как правило, переходят в собственность государства.

Выходом из сложившейся ситуации, как при приобретении нового оборудования для разработки месторождений в условиях предлагаемой налоговой системы, так и в целом для модернизации изношенных основных фондов предприятий отрасли, является применение в хозяйственной практике лизинга.

Использование лизинга для приобретения оборудования при разработке месторождения в условиях предлагаемой налоговой системы дает инвестору два основных преимущества: во-первых, по окончанию действия соглашения оборудование остается в собственности инвестора; во-вторых, так как лизинг является (согласно Федеральному Закону от 29 октября 1998 года N164-ФЗ) финансовой арендой имущества, а лизинговые платежи являются затратами на аренду инвестором отдельных объектов основных средств, связанных с исполнением соглашения, он имеет возможность относить их к затратам, возмещаемым за счет компенсационной продукции [13]. Тем самым, инвестор получает налоговую экономию путем уменьшения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль. В-третьих, так как предмет лизинга находится в собственности лизингодателя и является обеспечением возвратности инвестированных средств, происходит снижение риска для лизингодателя и он может согласиться на более гибкую систему выплат лизинговых платежей (например, на отсрочку выплат до начала добычи или получение налоговых платежей в виде продукции - сырой нефти).

Сравнение результатов (таблицы 12-13; Приложении 7-8) позволяет сделать вывод, что лучшим по критерию минимума совокупных затрат на реализацию проекта является приобретение имущества на условиях лизинга. Все выше перечисленное говорит о перспективности и выгодности применения схемы лизинга при разработке месторождения в условиях предлагаемой налоговой системы.

В результате отсутствия контроля для исчисления налогооблагаемой базы зачастую используется цена на нефть в несколько раз ниже, чем реальная рыночная цена. В связи этим, для успешного реформирования системы налогообложения нефтяного сектора должен быть осуществлен переход к применению рыночных цен на нефть для целей исчисления налогов, который позволил бы преодолеть негативные налоговые последствия трансфертного ценообразования. В переходный период, пока сохраняется существенная разница в уровне внутренних и мировых цен на нефть, рыночные цены могут определяться как средневзвешенные на основе расчетных рыночных цен по поставкам нефти на внутренний и внешний рынок. При этом, расчетные рыночные цены по поставкам нефти на внутренний рынок должны определяться на основе розничных цен реализации нефтепродуктов, а по поставкам нефти на экспорт - на основе данных мониторинга мировых цен на сырую нефть марки Юралс (осуществляемого правительством РФ), скорректированных на величину затрат на экспорт, включая транспортировку.

Основным условием успешного развития нефтяной отрасли является эффективное государственное регулирование нефтяного комплекса и, в частности, налоговой системы. По мнению автора, необходимо осуществить реформирование системы налогообложения нефтяного комплекса России, путем ее структурного построения в соответствии с механизмом соглашений о разделе продукции. Данное предположение основывается на том факте, что совокупная доля прибыльной продукции Государства и есть общая величина налогов. То есть, необходимо решить задачу определения рациональной массы налогов, которая балансировала бы интересы инвестора с одной стороны и интересы государства с другой стороны.

Экономически целесообразным является применение предлагаемой системы только для новых месторождений. При этом, под новыми месторождениями следует понимать все месторождения, разработка и добыча нефти на которых была начата после принятия необходимых поправок в законодательстве. Данный подход позволяет осуществить плавный переход к новой системе налогообложения без резких колебаний общей величины налоговых поступлений.

Реализация налоговой системы, построенной по схеме «раздел продукции», включает определение двух основных нормативов: 1. Доли «затратной продукции» — предельной величины доли дохода от реализации продукции, которая может быть использована инвестором для покрытия осуществленных в течение года затрат с переносом непогашенных затрат в задолженность следующего года;

При определении оптимальной величины доли затратной продукции учитываются:

- затраты относящиеся к возмещаемым затратам. В настоящее время, перечень затрат, которые могут быть компенсированы инвестору за счет компенсационной продукции, определены в главе 26.4. «Система налогообложения при выполнении Соглашений о разделе продукции» Налогового Кодекса РФ [16].

- предельная величина возмещаемых затрат для каждого отдельного проекта устанавливается в результате проведения конкурса, в пределах законодательно закрепленного максимально допустимого уровня компенсации затрат.

В целях координации деятельности и исполнения надзорных функций по выполнению условий разработки месторождений, указанных в полученной по итогам конкурса лицензии, сторонами должно быть предусмотрено создание управляющего комитета. Комитет должен состоять не менее чем из шести членов, по три представителя от каждой стороны. Порядок их работы должен быть определен нормативно.

2. Пропорций, в которых производится раздел прибыльной части продукции между государством и инвестором.

Основным критерием определения пропорций, в которых прибыльная продукция делится между государством и инвестором, должен являться фактически достигнутый уровень возврата первоначальных и текущих затрат. При этом, доля прибыльной продукции, поступающая в распоряжение государства, тем выше, чем больше эффективность соответствующего проекта.

Выбор критерия предопределяется характером требующих решения задач:

Предоставление «льготного» (снижение величины налоговых платежей) режима налогообложения в начальный период освоения месторождения и в его завершающей стадии;

Уменьшение величины налоговых платежей в случае снижения (в результате ухудшения каких-либо внешних показателей независящих от деятельности предприятия) интегрального уровня эффективности деятельности нефтегазовых компаний;

Изъятие части сверхприбыли компаний в государственный бюджет - по проектам, связанным с освоением относительно лучших месторождений, а так же в результате высоких цен на нефть.

По мнению автора, наиболее эффективным решением является построение шкалы пропорций раздела продукции в зависимости от достигнутого значения рентабельности, которое в каждом конкретном случае и будет определять ставку налога на сверхприбыль и в частности, само существование такого налога.

Для обозначения динамического показателя рентабельности автором использовался термин "Р-Фактор", который определяется как отношение накопленного дохода инвестора с момента начала реализации проекта к сумме накопленных за этот же период затрат.

Применение "Р-Фактор" позволило решить следующие задачи:

- Так при росте цен на продукцию, норма прибыли подрядчика ограничивается, но точно так же ограничиваются его потери при падении цен;

В случае роста затрат, "Р-Фактор" смягчает их отрицательное воздействие на эффективность проекта;

- Использование данного показателя позволяет государству без прямого вмешательство (путем предоставления индивидуальных налоговых льгот) помогать предприятию путем снижения доли государства в сложных экономических условиях. Автоматизм расчета данного показателя существенно повышает объективность налогообложения.

Наиболее сложной задачей связанной с распределением прибыльной продукции между инвестором и государством - является определение пороговых значений эффективности проекта (значений "Р-Фактор") являющихся признаком появления специального налога или изменения его ставки.

Для решения данной проблемы автором предложены и рассмотрены два варианта распределения прибыльной нефти в зависимости от изменения значения "Р-Фактор":

1. В соответствии с десятизначной шкалой распределения прибыльной нефти;

2. В соответствии с математическим уравнением.

Применение десятизначной шкалы пороговых значений "Р-Фактор", позволяет решить ранее поставленные задачи: снижение величины налоговых платежей в крайних периодах разработки месторождения, минимизация влияния возможных негативных факторов и изъятие сверх доходов нефтегазовых компаний. Однако, в ходе проведения исследования и выполнения количественных оценок возможности практического применения данной шкалы, был выявлен крайне существенный недостаток данного подхода - скачкообразный характер изменения пропорций раздела прибыльной нефти, стимулирующий инвестора к удержанию (путем искусственного завышения затрат) значения "Р-Фактор" в наименьшем диапазоне.

Выходом из сложившейся ситуации является построение математической формулы расчета пропорций раздела прибыльной нефти в зависимости от значения "Р-Фактор", которая бы обеспечивала плавное и равномерное перераспределение прибыльной продукции. Данная формула имеет следующий вид: у=22,07х2 - 41,821х + 25,096 где: у - доля государства в процентах; х - значение "Р-Фактор" Формула была получена с использованием методов статистического анализа, в результате построения линии тренда отражающего изменения величины прибыльной продукции государства в зависимости от значений десятизначной шкалы "Р-Фактор".

Осуществленный автором в целях рассмотрения возможности практического применения предлагаемого в данной работе комплексного методического подхода к реформированию налоговой системы сравнительный анализ эффективности проекта разработки нефтяного месторождения в условиях действующей системы налогообложения и рекомендуемой показал, что предлагаемый подход позволяет решить следующие задачи:

1. Снижение величины налоговых платежей в начальный период освоения месторождения и в его завершающей стадии. За счет действия "Р-Фактор" при предлагаемой системе величина налоговых отчислений за 8 лет при цене нефти 50 долларов США за баррель составляет 38% от выручки, в то время как при действующей системе 44%. В результате налоговой отсрочки, вложенные в проект инвестиции окупаются уже через 6 лет, а в случае дисконтирования, срок окупаемости увеличивается до 7 лет, в то время как при ДНС - 8 лет. Данная отсрочка повышает привлекательность проекта, так как инвестор крайне заинтересован в быстрой оборачиваемости вложенного капитала. Кроме того, более низкая величина максимального финансового риска по сравнению с ДНС, как при высокой, так и при низкой цене на нефть, означает меньшую пиковую потребность инвестора в собственных или заемных средствах на наиболее сложных начальных этапах разработки месторождения.

2. Изучение экономических показателей разработки месторождения в условиях крайне низкой цены на нефть (16 долларов США за баррель) показывает, что предлагаемая система налогообложения решает вторую задачу - уменьшение величины налоговых платежей в случае снижения уровня эффективности деятельности нефтегазовых компаний. Более того, разработка месторождения при цене нефти равной 16 долларов США за баррель, является экономически выгодной только в условиях предлагаемой налоговой системы (IRR проекта равен 15,33), в случае ДНС, осуществление данного проекта становится экономически не выгодным (IRR проекта равен 13,94) и он подлежит закрытию. Разработка месторождения в условиях предлагаемой системы налогообложения является экономически выгодной в результате действия следующих факторов:

- перераспределения за счет "Р-Фактор" налоговых платежей во времени, так величина налоговых отчислений за 8 лет при цене нефти 16 доллар США за баррель составляет 10% от выручки, в то время как при действующей системе 27%;

- снижению общей величины налоговой нагрузки за весь срок эксплуатации месторождения, 233 994 тысяч долларов США при рекомендуемой системе и 237 017 тысяч долларов США при ДНС. Применение "Р-Фактор" делает проект более финансово-устойчивым в случае непредвиденного роста величины затрат, так как данный рост компенсируются снижением величины налоговых отчислений государству.

3. Изучение экономических показателей в условиях высокой цены на нефть (50 долларов США за баррель) показывает, что предлагаемая система налогообложения решает задачу изъятия государством в бюджет сверхприбыли компаний, полученной в результате высоких цен на нефть. При ДНС, в периоды высокой цены на нефть, за время эксплуатации месторождения государство изымает 34% выручки, в то время как при рекомендуемой системе налогообложения - 69%, при этом IRR проекта продолжает быть выше (составляя 27%), чем при ДНС (22%).

Основное концептуальное различие существующей и предлагаемой систем налогообложения можно сформулировать следующим образом:

- действующая система исходит из закрепления доли государства в распределении валового дохода нефтяного сектора (это и есть проявление ее фискальной природы);

- предлагаемая система основывается на определении доли «затратной продукции» инвестора, и его доли в прибыльной части продукции, в соответствии с текущим значением показателя рентабельности ("Р-Фактор").

Именно в силу существования такого различия в предлагаемой системе возможен выбор приемлемых условий (привлекательных для инвестора) для любого объекта инвестирования, обладающего потенциальной доходностью.

Подводя итог всему вышесказанному, можно с уверенностью утверждать, что предлагаемая налоговая система отвечает основным требованиям, выдвигаемым к налоговой системе:

1. Экономическая эффективность: применение "Р-Фактор" в предлагаемой налоговой системе оказывает стимулирующий эффект на разработку небольших и сложно разрабатываемых (с высокими затратами) месторождений делая их разработку экономически выгодной - тем самым, обеспечивается эффективная разработка и распределение ресурсов;

2. Административная простота: предлагаемая налоговая система является относительно простой и недорогой в применении;

3. Гибкость: предлагаемая налоговая система адекватно реагирует на изменяющиеся экономические условия;

4. Справедливость: механизм конкурсного предоставления лицензий и автоматизм расчета пропорций раздела прибыльной продукции, заложенные в предлагаемой налоговой системе, обеспечивают справедливость по отношению ко всем ее участникам;

5. Политическая ответственность: достаточная простота и наглядность методики построения налоговой системы должны убедить налогоплательщиков в ее разумности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Федоров, Владимир Павлович, 2005 год

1. Официальные документы и материалы

2. Гражданский кодекс Российской Федерации. Часть 1. // Собраниезаконодательства РФ.- 1994.- 5 декабря.- № 32.

3. Закон Российской Федерации, от 30.12.1995г., Ш250-Ф3 "О соглашениях о разделе продукции".

4. Закон Российской Федерации "О налоге на прибыль (доход) предприятий и организаций" // Ведомости съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации.- 1992.- 12 марта.-№ 11.

5. Закон РСФСР "«О налогах с предприятий, объединений и организаций»" // Ведомости съезда народных депутатов РСФСР и Верховного Совета РСФСР.-1991.- 26 декабря.- № 52.

6. Закон РСФСР "'Об акцизах" // Ведомости съезда народных депутатов РСФСР и Верховного Совета РСФСР,- 1991.- 26 декабря.- № 52.

7. Закон Российской Федерации о недрах 21 февраля 1992 года N 2395-1 «О недрах», "Российская газета", N 52, 15.03.1995.

8. Закон Российской Федерации от 29.12.01 N 190-ФЗ" О внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации "О таможенном тарифе" и часть первую Налогового кодекса Российской Федерации", "Российская газета", N 255, 30.12.2001.

9. Закон Российской Федерации от 6 августа 2001г. №110-ФЗ «Овведении с 1 января 2002г. в действие 25 главы «Налог на прибыль организаций»», "Российская газета", N 150, 08.08.2001.

10. Закон «О КООПЕРАЦИИ В СССР» N 8998-XI от 26 мая 1988 года, справочная система "Консультант Плюс".

11. Закон Российской Федерации «О внесении изменений и дополнений в главы 22, 24, 25, 26.2, 26.3 и 27 части второй налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства» №191-ФЗ 31.13.02г., "Российская газета", N 246, 31.12.2002.

12. Закон «Основы Законодательства Союза ССР И Союзных Республик N810-1 от 23 ноября 1989 Года, справочная система "Консультант Плюс".

13. Закон Российской Федерации «О финансовой аренде (лизинге)» N164-ФЗ 29 октября 1998 ГОДА, "Российская газета", N 211, 05.11.1998.

14. Инструкция о порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами, утверждена Минфином, Госгортехнадзором, Госналогслужбой, 4 февраля 1992г., per. N229.

15. Налоговый кодекс Российской Федерации. // Собрание законодательства РФ.- 1998.- 3 августа №31.17. «Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России» Москва, Минтопэнерго РФ,2000г.

16. Постановление ЦК КПСС и СМ СССР от 13.01.87г. «О перестройке материально-технического обеспечения и деятельности Госснаба СССР в новых условиях хозяйствования», справочная система "Консультант Плюс".

17. Постановлению Правительства РФ от 08.04.97 N408 «О дифференцированных ставках акциза на нефть, включая газовый конденсат, добываемую на территории Российской Федерации», "Российская газета", N 76, 17.04.1997.

18. Постановление правительства Российской Федерации «об утверждении положения о составе и порядке возмещения затрат при реализации Соглашений о Разделе Продукции» от 3 июля 1999 г. N 740, "Российская газета", N 150, 03.08.1999.

19. Горемыкин В.А. Учебник «Лизинг» Москва 2003г.

20. Перчик А.И. Словарь справочник по экономике нефтегазодобывающей промышленности. Москва «Недра» 1990г.1. Монографии

21. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. -М.1996.

22. Бадовский А.П., Бронзов A.C. Обеспечение качества и рентабельности скважин в комплексе их создания и применения // Нефтяное хозяйство.- 1998.-№ 5.

23. Бахрамов Ю., Сахаров А. Программа снижения налогового давления на инвестиционный проект // Инвестиции в России.-1998-№3-4.

24. Бузова И.А., Маховикова Г.А., Терехова В.В. Коммерческая оценка инвестиций. Питер 2003.

25. Джонстон Д. Международные нефтяной бизнес: налоговые системы и соглашения о разделе продукции. М.,2000г.

26. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М. Наука 1998.

27. Ежов С.С. Особенности налоговой системы в нефтяном секторе экономики. М.1999.

28. Пленкина. В.В. Регулирование функционирования и развития нефтяного сектора в условиях переходной экономики. М. 1999.

29. Конопляник А., Субботин М. Государство и инвестор; Об искусстве договариваться. М.1996.

30. Конопляник A.A. Основные виды и условия соглашений действующих в нефтяной промышленности капиталистических государств между ТНК и принимающими странами // БИКИ-1989.

31. Конопляник A.A. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их последствия для инвесторов. М. Олита 2002г.

32. Перчик А.И. Договорные условия освоения нефтяных ресурсов. -Конспект лекций. М.1996.

33. Рикардо Д. Начала политической экономии и налогообложения.-М.: Наука, 1955.

34. Стиглиц Дж. Ю., Экономика государственного сектора / Пер. с англ. Москва: Из-во МГУ: ИНФРА-М, 1997.

35. Стратегическое планирование в управлении нефтегазовым комплексом России / Жолнерович М.П., Злотникова Л.Г. и др.-М.: НИИТЭнефтехим, 1995.

36. Шафраник Ю.К., Крюков В.А., Нефтегазовые ресурсы в круге проблем. М.1997.

37. Официальные статистические публикации и отчеты

38. Аналитическая записка «Об экономическом и финансовомсостоянии естественных монополий» подготовлена Счетной палатой РФ г. Москва 2003г.42. ГП "ЦЦУ ТЭК".

39. Журнал «Нефть России» №4 2002г. «Статистика».

40. Топливо и энергетика баланс России 1990, Госкомстат, 1991.45. «Энергетическая политика России» обзор 2002г. международное энергетическое агентство.

41. Энергетика, Энерго-Атомиздат, Москва 1981-1988.

42. Статьи в периодической печати

43. Арбатов П.А. Где налоги лучше? //Бурение и нефть.- 2003. Март.

44. Алмазов В., Анашкин О., Рохлин С. Расчет по конечной продукции. //Нефть России.- 2001.- №1

45. Белоусов Р. Экономический потенциал России // Экономист.-1997-№11.

46. Боровинских А.П. Топливно-энергетический потенциал европейского севера России. Состояние и стратегии освоения // Минеральные ресурсы России.- 1998.-№2.

47. Бочаров В.В. Методы финансирования инвестиционной деятельности предприятий.- М.: Финансы и статистика, 1998.

48. Газеев М.Х., Волынская H.A., Ежов С.С. Выбор сценария развития нефтяного комплекса определяется налоговой политикойгосударства // Нефть и капитал.- 1998.- №11.

49. Графова Г.Ф., Аврашков Л.Я. О норме дисконта при отборе инвестиционных проектов для финансирования // Финансы.-1998-№3.

50. ИТОГИ //Советский Сахалин (Южно-Сахалинск), 03.12.2002-N223.

51. Даниэль Джонстон, Манхболд Мадай-Арслан» В поисках «идеального» режима.//Нефть России. -2001-№7

52. Одна страна, две системы. //Нефть России.-2003.- N002.

53. Арктический шельф:иностранцев "уходят" ?.//Нефтегазовая вертикаль.-2003.- N004.

54. О налоге на прибыль// Нефть России.- 2002.-№1.

55. Налоги в цене нефти и нефтепродуктов//Нефтепромысловое дело.-2003.-№2.

56. Акциз в бензобаке- влияние налогообложения на рынок нефтепродуктов в Европе// Нефть и капитал.-2004.- №7-8.

57. Федерация в зарубежных странах №4, Москва 1993г.

58. Некоторые итоги участия России в международном инвестиционном сотрудничестве в 1991-2002 годах.// Иностранный капитал в России: налоги, валютное и таможенное регулирование, учет.-2003.-Ш01.

59. Статистика// Нефть и капитал.-2004.-Ш02.

60. О методике геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа российского шельфа в современных условиях// Журнал «Нефть, газ и бизнес (Москва)».-2002.-М)05.

61. Закон "О недрах": пейзаж перед битвой// Нефть России.-2002.-N012.

62. Против здравого смысла направлена новая система налогообложения воспроизводства минерально- сырьевой .//Нефть России.-2002. -N007.

63. Через СРП к недрам.// Нефть России.- 2003.-N005.68. «Закон глубокого бурения, собственник недр — государство меняет правила игры».// Российская газета.- 2004.-№94.

64. Крюков В, Токарев А. Какие налоги позволяет добывать? Сравнительная оценка налогообложения разработки средних нефтяных месторождений Западной Сибири.//Нефтегазовая вертикаль.-1998.-№9-10.

65. Конопляник А.А. Неизбежен ли кризис в Российской нефтедобыче?// Минеральные ресурсы России.- 2001.- №1.

66. Ковалев В. Кредит или лизинг?// Экономика и жизнь.-2003 .-№21.72. «Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе». Научный доклад //Эксперт, 2000 (Топливно-энергетический независимый институт»).

67. Выбор критериев прямого раздела продукции.// Приложение к журналу «Нефтегазовые технологии» «Нефть,газ и СРП».-2003.-№2.

68. Титов А. Налогообложение нефтяного сектора в аспекте экономической безопасности.// Налоги.-2003.-№047.

69. Уланова Н. Морской старт.//Нефть России,-2001.-№7.

70. Источники на иностранных языках

71. Adelman М.А., Lynch М.С. Fixed view of recource limits creates unduepessimism// Oil & Gas Journal.- 1997.- Vol.95.- № 14.

72. Garnaut R., Clunies Ross A. 'Taxation of Mineral Rents".Oxford: Clarendon Press, 1983.

73. Gray, Dale F. Evaluation of Taxes and Revenues from the Energy Sector from the Baltics, Russia, and Other Former Soviet Union Countries.-Washington: International Monetary Fund, Working Paper 98/34,1998.

74. Jenkins, G., Wright, B. Taxation of income of multinational corporation: the case of the United States petroleum industry // Review of economics and statistics.- 1975.- № 57.

75. Jonston D. Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts.-Tulsa: PennWell Books, 1994.

76. Khartukov E. "Changing Tax System Challenges Producers and Refiners in Russia". Oil&Gas Journal, March 25 1996.

77. Leland H. Optimal risk sharing and the leasing of natural resources, with application to oil and gas leasing on the OCS // Quarterly Journal of Economics-1978-№ 43.

78. Middle East Oil and Gas, 1994.

79. Mabro, R. On Oil Price Concepts.- Oxford: Claderon Press, 1984.

80. Nellor D. 'Taxation of Mineral and Petroleum Resources. Tax Police: Handbook. Washington: IME, 1995.

81. Nellor D. Sovereignty and natural resourse taxation in developing countries // Economic Development and Cultural Change.- 1975.- № 35.

82. Pinney M. Western Canada Fiscal Regimes. Oil & Gas Journal. Feb. 5, 2001.

83. Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.89. «Petroleum product taxation and the distribution of the economic rent in traded oil: implications for the market», Journal of Energy, Okog C.

84. Sansing R. Transfer pricing and the taxation of natural resource extraction //Jornal of Energy Finance & Development.- 1996.-Yol.l.-№ 1.91. 'Taxing Energy: Why and How." OECD/International Energy Agency, 1993.

85. The role of the tax system in encouraging foremg direct investment. A report by the secretariat on consultations in countries in transition.-Paris: OECD, 1994.

86. World Petroleum Arrangements, 1997, Vol. 1. NY: Barrows, 1997.

87. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.1. Индонезия1. Тип платежа Описание

88. Бонус Подпись 1,5 млн. долл. Начало добычи 3,0 млн. долл. Достижение уровня добычи 50 тыс. барр. в день 3,0 млн. долл. Достижение уровня добычи 100 тыс. барр. в день 3,0 млн. долл.1. Ренталс и сборы Нет

89. Роялти 20% валовой добычи. Делится между производителем и Рег1атта (индонезийская государственная нефтяная компания) в пропорции, соответствующей их относительным долям

90. Налог на прибыль корпораций 48% (всего)

91. Прибыльная нефть 71,1538% прибыли идет государству

92. Государственное участие Минимум 10% и может колебаться до 50%.

93. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Нет

94. Примечания Каждое месторождение и контракт огорожены. От производителей требуется направлять часть нефти (иногда 25%) на внутренний рынок, которая может оцениваться по более низким ценам, чем мировые

95. Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994. 55. Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994. [32]1. Нигерия1. Тип платежа Описание

96. Бонус Подпись: 0,5 млн. долл. Добыча: 1,0 млн. долл. при достижении добычи 10 ООО барр. вдень 2,0 млн. долл. при достижении добычи 50 000 барр. в день

97. Ренталс и сборы Земельная рента 750 найр за 1 кв. км территории

98. Налог на прибыль корпораций Налог на прибыль нефтяных компаний 50%. Инвестиционный налоговый кредит, равный 50% капитальных затрат.

99. Компенсационная нефть Никаких ограничений на компенсационную нефть в течение периода действия контракта. Может быть ограничена 40% дохода в год.

100. Прибыльная нефть Государство получает 52% прибыльной нефти. Прибыльная нефть равна доходу за вычетом затрат, роялти и налоговой нефти.

101. Государственное участие Нет

102. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Нет

103. Примечания Все налоговые условия могут быть предметом переговоров

104. Бонус Существуют торги за участки, и таким образом предложенная покупателем цена является бонусом, который уплачивается победившим участником торгов.

105. Ренталс и сборы 741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1235 долл за 1 кв. км после пяти лет.

106. Роялти Адвалорный платеж в размере 16,67%, который уплачивается федеральному правительству. Налог на добычу для штата Аляска, если месторождение дает более 300 ООО барр. в день. Ставка равна 12,15% от стоимости продукции.

107. Налог на прибыль корпораций Федеральная ставка 35%, ставка штата 9,4%1. Компенсационная нефть Нет1. Прибыльная нефть Нет

108. Государственное участие Нет

109. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Нет

110. Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.55.1. США, Аляскасуша)f>

111. Бонус Существуют торги за участки на государственных и индейских землях. Таким образом, предложенная покупателем цена является бонусом и варьирует по участкам.

112. Ренталс и сборы 741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1 235 долл за 1 кв. км после пяти лет.

113. Роялти Адвалорная ставка 12,5%. Ставки могут варьировать в зависимости от участка, геологических условий и характеристик нефти. Наиболее высокие ставки находятся в пределах 20%. Налог на добычу 12,25%, если месторождение дает свыше 300 ООО барр. вдень.

114. Налог на прибыль корпораций Федеральная ставка 35%, ставка штата 9,4%.1. Компенсационная нефть Нет1. Прибыльная нефть Нет

115. Государственное участие Нет

116. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Распределение прибыли возможно в зависимости от участка и природы собственности (частная, штата, индейские земли).

117. Примечания Существует 2% налог на имущество корпораций по оцененной стоимости капитала.

118. Налог на прибыль корпораций 35%

119. Компенсационная нефть Нет \1. Прибыльная нефть Нет

120. Государственное участие Нет

121. Примечания В нормах были произведены различные изменения. С начала девяностых годов нормы стабильны.

122. Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.32.1. Норвегия1. Тип платежа Описание1. Бонус Нет1. Ренталс и сборы Нет1. Роялти Нет после 1986 г.

123. Налог на прибыль корпораций 28%1. Компенсационная нефть Нет1. Прибыльная нефть Нет

124. Государственное участие Некоторое участие является возможным и колеблется до 30% в зависимости от контракта. Участие начинается на начальной стадии разведки. Участие 81а1о!1, норвежской государственной нефтяной компании, может достигать 80%.

125. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Налог на добычу углеводородов (специальный налог) в размере 30%, основанный на потоке наличности. Налог на добычу углеводородов не вычитается при расчете налога на прибыль корпораций.

126. Примечания Все условия фиксированы и не подлежат переговорам. Существует налог на имущество корпораций, равный 0,7% стоимости активов.

127. Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.55. Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994. .[32]1. Канада

128. Альберта Британская Колумбия Манитоба Саскачеван

129. Ставки роялти для нефти 10% (базовая ставка) 40% (максимум) 0-40% 0 - 45% 10 - 45%

130. Ставки роялти для газа 15-35% Природный газ: 15-25%; попутный газ: 8-15%. 12,5% месячных продаж 15-45%

131. Специальные ставки Пониженные ставки 5% для низкопродуктивных скважин Нет Нет Нет

132. Налог на доходы корпораций 15,5% (постепенное снижение до 8% к 2004 г.) 16,5% 17% 17%

133. Источник: World Petroleum Arrangements, 1997, Vol. 1. NY: Barrows, 1997; 57.1. Китайофшорные месторождения)1. Тип платежа Описание1. Бонус1. Ренталс и сборы

134. Налог на прибыль корпораций Налог на прибыль 30% (в провинции Хайнань - 15%); местный налог на прибыль - 3%; добавочный налог - 10%

135. Компенсационная нефть Предел возмещения издержек 50% - 62,5% (в год).

136. Государственное участие До 51%

137. Распределение прибыли (налог на сверхприбыль) Нет

138. Примечания Каждый контракт огорожен (для возмещения издержек, но не для целей налогообложения прибыли).

139. Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994. 32.1. Казахстан1. Тип платежа Описание

140. Бонус Варьирует в зависимости от контракта1. Ренталс и сборы Нет

141. Роялти Адвалорный платеж, основанный на справочных ценах и объеме добычи. Ставка регулируется в зависимости от затрат и качества

142. Налог на прибыль корпораций 30%1. Компенсационная нефть Нет1. Прибыльная нефть Нет

143. Государственное участие Нет

144. Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 55. 1994. Government of Kazakhstan. On Taxes and Other Mandatory Payments to Revenue (TheTaxCode)