Экономический механизм распределения природной ренты в газовой отрасли (стр. 2 )

Рисунок 3 – Зависимость себестоимости добычи газа и конденсата от глубины скважин

Так как самым легкоизвлекаемым является «сеноманский» газ, то для месторождений со средней глубиной скважин менее 2000 м, которые наиболее распространены на действующих газовых и газоконденсатных месторождениях России, предлагается применять коэффициент к базовой ставке НДПИ для газа и конденсата равный единице.

Самые глубокие горизонты, разрабатываемые в настоящее время в России, располагаются на глубине 4000 м и немного более, поэтому для таких скважин будем использовать максимальный коэффициент 0,5, поскольку себестоимость добычи углеводородов из таких скважин порядка в два раза выше себестоимости продукции, добываемой с глубины 2000 м.

Для промежуточных глубин нами была определена формула для расчета промежуточных коэффициентов в зависимости от динамики себестоимости добычи углеводородов (отрезки АБ, ВГ на рисунке 3), которая представлена в таблице 4.

Эффективность внедрения поправочных коэффициентов рассмотрена на нескольких объектах: новом газовом месторождении (объект 1), новом газоконденсатном месторождении (объект 2) и действующем газоконденсатном месторождении (объект 3). Период расчета для каждого проекта определен по совокупности технологических и экономических показателей, являющихся условиями окончания разработки месторождений.

Представленные в таблице 5 результаты расчетов свидетельствуют о том, что если государство пойдет на определенные уступки, то введение дифференциальной ставки НДПИ поможет не только улучшить технико-экономические показатели разработки месторождения, но и в определенных случаях (объект 1) повлиять на решение о его разработке.

Дополнительный доход недропользователей (объект 2) формирует финансовые средства, которые они смогут направить в новые проекты, тем самым создавая предпосылки для привлечения дополнительных инвестиций в газодобывающую отрасль.

На завершающей стадии освоения месторождения (объект 3) освобождение недропользователя от уплаты НДПИ позволит не только значительно улучшить технико-экономические показатели разработки, но и увеличить размер поступлений в бюджет государства.

Таким образом, в целом можно отметить эффективность предлагаемого нами механизма дифференциации налогообложения добычи газа и конденсата в рамках производственного подхода через систему корректирующих коэффициентов.

3. В долгосрочной перспективе государству целесообразно отказаться от производственного подхода к распределению природной ренты в пользу экономического, предполагающего переход от дифференцированного НДПИ к налогообложению финансовых результатов деятельности недропользователей.

За основу для разработки предложений в части оптимизации механизма распределения природной ренты в рамках экономического подхода приняты нормы норвежского и английского права, т. к. именно эти страны являются достаточно показательными с позиции использования высокоэффективного гибкого экономического механизма распределения природной ренты в топливно-энергетическом комплексе.

Поскольку налог на прибыль в российском законодательстве уже имеется, то дополним его специальным налогом, уплачиваемым из прибыли от деятельности, связанной с добычей и реализацией углеводородов, вместо применяемых в настоящее время НДПИ и таможенной пошлины. В настоящее время таможенная пошлина на экспортируемый из России газ определяется адвалорной ставкой, величина которой равна 30 % выручки от его реализации, а значит, на современном этапе развития газовой отрасли она не выполняет функцию регулятора цены, а является средством для изъятия государством части доходов, образуемых у недропользователя, независимо от величины его расходов. Поэтому представляется целесообразным перенос таможенной пошлины (как и НДПИ) в специальный налог от прибыли, которая является основным экономическим показателем деятельности недропользователя.

Ставка налога принята в размере 50 % (норвежская система налогообложения). База для исчисления такого налога аналогична базе для расчета налога на прибыль организаций с разницей в том, что для целей налогообложения необходимо учитывать доходы и расходы, связанные с добычей углеводородов исключив иные направления деятельности, что может создать определенные сложности в администрировании налога и влечет необходимость ведения обособленного учета данного направления. Вместе с тем, такой подход позволит наиболее справедливо и эффективно пополнять бюджет государства доходами из газодобывающей отрасли.

Однако для вновь вводимых месторождений важно также учесть величину капитальных вложений, поскольку в период, когда недропользователь начинает получать прибыль, финансовые затраты, понесенные в результате реализации проекта, чаще всего еще не окупаются, а значит уплата дополнительного налога только ухудшит рентабельность такого проекта, что в свою очередь может повлиять на решение о целесообразности освоения углеводородного месторождения. Поэтому для вновь вводимых месторождений, дополнительным условием для начисления специального налога будет положительное значение накопленного чистого дисконтированного дохода.

Эффективность применения обозначенного выше экономического механизма распределения природной ренты рассмотрена нами на примере углеводородных месторождений, для которых были оценены показатели эффективности проектов разработки при действующей налоговой системе и при применении дифференцированного НДПИ (таблица 5).

Результаты расчетов экономической эффективности освоения объектов, представленные в таблице 5, доказывают, что введение механизма распределения природной ренты на основе экономических показателей деятельности недропользователя в рамках конкретного месторождения с учетом инвестиций, необходимых для реализации проекта, является высокоэффективным в сравнении с действующей налоговой системой (для объекта 1 во втором случае освоение месторождения становится достаточно рентабельным). Анализ результатов выполненной оценки коммерческой эффективности освоения объекта 2 показал, что в результате введения специального налога наблюдается снижение поступлений в бюджет государства, но в результате роста доходов недропользователей можно отметить наличие косвенного экономического и социального эффекта, выраженного в привлечении дополнительных инвестиций в газодобывающую отрасль.

Анализ результатов выполненной оценки коммерческой эффективности доразработки объекта 3 показывает, что замена НДПИ и таможенной пошлины на специальный налог, отражающий финансовое состояние недропользователя применительно к конкретному месторождению позволит не только значительно продлить период извлечения углеводородов, но и превратить убытки в доход.

В рамках реализации экономического механизма распределения природной ренты освоение некоторых газовых и газоконденсатных месторождений приведет к сокращению бюджетных поступлений, но в целом можно рассчитывать на оптимистический прогноз за счет вовлечения в разработку низкорентабельных углеводородных месторождений и продления сроков жизни месторождений на завершающей стадии их освоения.

Заключение

Диссертационное исследование представляет собой самостоятельную законченную научно-квалификационную работу, в которой дано решение актуальной научной задачи – совершенствование механизма распределения природной ренты в газовой отрасли России.

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. В настоящее время действующая в газовой отрасли система распределения природной ренты имеет ряд существенных недостатков:

– ярко выраженный фискальный характер, при котором подавляющее преобладание в налогах и платежах бюджетов всех уровней имеют отчисления с объемов добычи, без дифференциации по горно-геологическим, технологическим и географо-экономическим условиям;

– нет стимулирования вовлечения в разработку новых газовых и газоконденсатных провинций и месторождений при нарастании степени истощения запасов углеводородного сырья;

– отсутствие поощрения добычи из малодебитных, низкорентабельных скважин и месторождений.

2. Анализ механизма распределения природной ренты, возникающей в топливно-энергетических комплексах зарубежных стран позволяет сделать вывод о возможности его частичного внедрения и адаптации в газовую отрасль России.

3. Разработанная система поправочных коэффициентов к базовой ставке НДПИ для природного газа и конденсата, учитывающая размер месторождения, его географическое положение, степень выработанности запасов углеводородов, глубину залегания флюидов и применение инновационных технологий, позволяет в определенной степени учесть различия в характеристиках газовых и газоконденсатных месторождений.

4. Введение специального налога, основанного на экономическом подходе к распределению горной ренты при добыче углеводородов, позволит недропользователю получать реальный доход в длительной перспективе. Даже при сокращении бюджетных поступлений, в результате роста доходов недропользователей отмечается наличие косвенного экономического и социального эффекта, выражающегося в привлечении дополнительных инвестиций в газодобычу за счет вовлечения в освоение и разработку низкорентабельных углеводородных месторождений.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Шульц, и перспективы развития системы налогообложения России в газодобывающей отрасли / // Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения»: Материалы межрег. сем., 04–05 февраля 2010 г. – Ухта: УГТУ, 2010. – С. 131–135.

2. Шульц, Е. В. О направлениях налоговой политики Российской Федерации в отношении добычи углеводородов / // Сборник научных трудов. – Ухта: филиал ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2010. – С. 46–50.

3. Разманова, технологии как составляющая налоговой политики государства в сфере недропользования / , // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: Докл. науч.-пр. конф., 22–26 ноября 2010 г. – СПб: НЕДРА, 2010. – С. 420–430.

4. Разманова, политика государства как инструмент стимулирования инновационных технологий в нефтегазовой сфере [электронный ресурс] / , // Нефтегазовая геология. Теория и практика: электронный научный журнал – СПб.: ВНИГРИ, 2011. – Т.6. – № 1. – Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/3/1_2011.pdf

5. Шульц, Е. В. О необходимости применения гибкой системы налогообложения в добыче природного газа с учетом степени выработанности его запасов / // Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения»: Материалы межрег. сем., 03–04 февраля 2011 г. – Ухта: УГТУ, 2011. – С. 129–132.

6. Шульц, фонды России как механизм абсорбирования природной ренты / // Севергеоэкотех: Материалы международной молодежной научной конференции, 16–18 марта 2011 г. – Ухта: УГТУ, 2011. – С. 408–412.

7. Шульц, ставки НДПИ в отношении природного газа в зависимости от степени выработанности запасов / // Сборник тезисов докладов IV откр. науч.-пр. конференции молодых специалистов и работников «Энергия молодежи – ресурс развития нефтегазовой отрасли», 18–22 апреля 2011 г. – Астрахань: ООО «Газпром добыча Астрахань», 2011. – С. 182 .

8. Шульц, использования природной ренты: мировой и отечественный опыт / // Сборник научно-технических обзоров – М.: ВНИИГАЗ», 2011.– С. 153–171.

9. Шульц, экономических механизмов изъятия природной ренты при добыче углеводородов в России / // Сборник тезисов докладов III науч.-пр. молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 13–14 октября 2011 г. – М.: ВНИИГАЗ», 2011.– С. 84.

10. Шульц, механизмы изъятия природной ренты: опыт Норвегии / // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом – М.: , 2012. – № 3.– С. 50–54.

11. Шульц, подход к использованию механизмов изъятия природной ренты в газодобывающей отрасли России / // Доклады третьего научного семинара «Актуальные проблемы, направления и механизмы развития производительных сил Севера – 2012», часть 1, 28–30 июня 2012 г. – Сыктывкар: ИСЭиЭПС КомиНЦ УрО РАН, 2012. – С. 243–248.

12. Шульц, опыт и совершенствование инструментов изъятия горной ренты в газодобывающей отрасли России / Е. В. Шульц // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление – М.: ООО «Геоинформарк», 2012. – № 5.– С. 68–73.

13. Шульц, опыта использования механизмов изъятия природной ренты в зарубежных странах / // Сборник научно-технических обзоров – М.: ВНИИГАЗ», 2012.– С. 158–180.

Рисунок 1 – Оптимизация механизма распределения природной ренты

Таблица 1 – Значения корректирующего коэффициента Кп в зависимости от географического положения газового или газоконденсатного месторождения

Район, в котором расположено месторождение	Значение коэффициента ед.
Старые обустроенные регионы	1,0
Новые регионы, граничащие с обустроенными	0,9
Новые регионы без развитой инфраструктуры	0,8
Арктические акватории	0,7

Таблица 2 – Значения корректирующего коэффициента Кр в зависимости от размера месторождения

Вид месторождения	Геологические запасы газа, млрд. м3	Значение коэффициента ед.
Уникальное	Более 500	2,5
Крупное	75 – 500	2,0
Среднее	40 – 75	1,5
Мелкое	До 40	1,0

Таблица 3 – Значения корректирующего коэффициента Кв в зависимости от степени выработанности запасов газа

Степень выработанности запасов (Св), %	Значение коэффициента Кв, ед.
<10	0
10-70	1
70-90
>90	0

Таблица 4 – Значения корректирующего коэффициента Кг в зависимости от средней глубины скважин

Глубина бурения (Г), м	Значение коэффициента Кг, ед.
<2000	1
>4000	0,5

Таблица 5 – Результаты расчетов оценки экономической эффективности проектов разработки месторождений

Наименование показателя	Значение показателя
Объект 1 (новое ГМ)	Объект 2 (новое ГКМ)	Объект 3 (действующее ГКМ)
Вар. 1*	Вар. 2*	Вар. 3*	Вар. 1*	Вар. 2*	Вар. 3*	Вар. 1*	Вар. 2*	Вар. 3*
Период расчета, лет	26	26	26	33	34	38	9	10	19
Инвестиционные вложения, млн р.	219,3	219,3	219,3	19205,8	19205,8	19205,8	-	-	-
Валовая выручка от реализации, млн р.	874,5	874,5	874,5	6	2	9	97527,8	6	7
В том числе:
на внутреннем рынке	874,5	874,5	874,5	63710,6	64277,2	66116,1	25270,4	26794,5	32849,2
на внешнем рынке	-	-	-	0	0	8	72257,4	76661,1	94278,5
НДС, млн р.	133,4	133,4	133,4	11467,9	11569,9	11900,9	3854,8	4087,3	5010,9
Таможенная пошлина, млн р.	-	-	-	48169,5	48590,6	-	20408,2	21667,7	-
Чистая выручка, млн р.	741,1	741,1	741,1	2	7	0	74226,4	78711,2	5
Эксплуатационные затраты, млн р.	511,1	494,5	416,4	65892,7	64752,6	46429,4	77288,4	78398,1	98244
В т. ч. амортизационные отчисления	219,3	219,3	219,3	19205,8	19205,8	19205,8	2852,2	2852,2	2852,2
Прибыль для расчета спец-го налога, млн р.	-	-	324,7	-	-	6	-	-	21538,5
Специальный налог, млн р.	-	-	95,6	-	-	58484,7	-	-	11665,1
Налогооблагаемая прибыль, млн р.	230,0	246,6	229,1	65018,5	67310,1	80863,9	-6580,0	-3204,9	9873,4
Налог на прибыль, млн р.	46,0	49,3	45,9	13003,7	13462,0	16172,8	-1316,0	-641,0	1974,7
Чистая прибыль, млн р.	184,0	197,3	183,2	52014,8	53848,1	64691,1	-5264,0	-2563,9	7898,7
Чистый доход, млн р.	184,0	197,3	183,2	52014,8	53848,1	64691,1	-2411,8	288,2	10750,8
Чистый дисконтированный доход, млн р.	-3,2	5,0	14,2	7104,3	7852,8	10932,3	-1957,4	176,7	7875,1
Срок окупаемости диск. кап-х вложений, лет	не окуп.	18,1	13,2	15,1	14,5	12,6	-	-	-
ВНД, %	9,7	10,5	11,6	18,6	19,7	23,3	-	-	-
Поступления в бюджет, млн р.	-**	350,8	364,8	95766,8	94843,7	87393,9	42917,1	43379,2	53824,4
В том числе:
НДПИ, млн р.	-**	78,2	-	22445,0	20509,4	-	3531,4	-	-
таможенная пошлина, млн р.	-	-	-	48169,5	48590,6	-	20408,2	21667,7	-
специальный налог, млн р.	-	-	95,6	-	-	58484,7	-	-	11665,1
налог на прибыль, млн р.	-**	49,3	45,9	13003,7	13462,0	16172,8	-1316,0	-641,0	1974,7
остальные налоги и отчисления, млн р.	-**	223,3	223,3	12148,6	12281,7	12736,4	20293,5	22352,5	40184,6
Диск. бюджетные поступления, млн р.	-**	164,6	172,1	19763,7	19122,5	16421,8	31105,2	31350,8	29017,8

*По варианту 1 расчеты выполнены в соответствии с действующим налоговым законодательством. Вариант 2 предусматривает применение поправочных коэффициентов к базовой ставке НДПИ в зависимости от характеристик рассматриваемых объектов. Вариант 3 представляет расчеты с применением специального налога с учетом величины накопленного дисконтированного дохода.

**в расчете показателей коммерческой эффективности проекта разработки объекта 1 определены бюджетные поступления по варианту 1 в размере 364,2 млн р. (в т. ч. НДПИ – 94,9 млн р., налог на прибыль 46,0 млн р), однако фактически они отсутствуют, т. к. при соответствующих исходных данных ЧДД отрицательный, а значит проект к реализации рекомендоваться не будет.