Механизмы изъятия рентного дохода на примере отдельных нефтедобывающих стран тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Механизмы изъятия рентного дохода на примере отдельных нефтедобывающих стран"

<

На правах рукописи

Куковинец Анастасия Анатольевна

Механизмы изъятия рентного дохода на примере отдельных нефтедобывающих стран

Специальность: 08.00.14 - Мировая экономика

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

МОСКВА-2006

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор экономических наук, профессор Миловидов К.Н. доктор экономических наук, профессор Арбатов А. А. кандидат экономических наук, доцент Субботин М.А. Международный институт энергетической политики и дипломатии МГИМО МИД России (университет)

Защита состоится «Л^» Лоз^гск-^06 г. на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности 08.00.14 - «Мировая экономика» в « -/Г» часов в ауд. 1308.

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим отправлять по адресу: 117917 Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан « ЛЛ » '20061

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

\

\

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования

Нефтяные монополии, обладая правом на добычу и реализацию важнейших природных ресурсов, являются одними из наиболее могущественных среди других монополий. Задача государства состоит в формировании научно-обоснованного подхода к изъятию рентного дохода нефтедобывающих предприятий для выполнения социально-экономических программ с одной стороны, и для поддержания инвестиционного потенциала монополий с другой стороны.

При решении задачи оптимального распределения ресурсов государство помимо экономического выигрыша от распределения рентных доходов руководствуется такими понятиями как энергетическая безопасность страны, экологическая ориентированность на всех этапах продвижения продукта на рынок, чистый социальный выигрыш. При управлении процессом освоения природных ресурсов часто возникают противоречия. Каждая страна, учитывая географические, социальные, культурные особенности развития, а также накопленный научно-технический потенциал, определенным образом расставляет приоритеты в отношении нефтедобывающего комплекса, выбора и совершенствования механизма изъятия рентного дохода.

Анализ научных публикаций, посвященных вопросам рентных отношений в нефтедобыче, свидетельствует о том, что научно-обоснованный подход к выбору комбинации изъятия рентных доходов немыслим без анализа форм проявления нефтяной ренты: дифференциальной, абсолютной, монопольной, экологической. В этом свете количественный анализ форм нефтяной ренты с целью последующего выбора инструментов для их изъятия представляется необходимым и актуальным.

Все механизмы изъятия рентных доходов характеризуются общим

принципом, они разработаны с целью максимизации доходов государства без

причинения вреда процессу разведки и пдЯмии ^ефти. Поэтому механизм

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ ; БИБЛИОТЕКА С. Петербург

отчуждения ренты следует рассматривать в тесной взаимосвязи с динамикой мировой нефтедобывающей промышленности и с учетом стадийности разработки месторождений. В вопросах выбора инструментов изъятия рентных доходов и создания справедливой системы льгот и скидок опыт прочих нефтедобывающих стран бесценен.

Опыт Норвегии, Великобритании, США показал, что гибкие механизмы изъятия рентных доходов позволяют продлить сроки рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений и при этом извлечь дополнительные объемы углеводородов. Правильно подобранный комплекс инструментов позволяет снизить риски недропользователя на начальной и завершающей стадиях разработки месторождений, а также минимизировать риски, связанные с ростом или падением цен на мировых рынках сырья.

Цель исследования

Целью настоящей работы являются:

1. Совершенствование разработки механизма изъятия рентного дохода, учитывающего характер воспроизводственного процесса, который приводил бы к существенному снижению рисков недропользователя на всех этапах разработки нефтегазового месторождения.

2. Количественная оценка влияния комплекса инструментов изъятия рентных доходов на показатели экономической эффективности недропользователя и уровень поступлений в бюджет государства.

Достижение этой цели потребовало решения следующих задач.

1. Выявление форм природной ренты в нефтедобывающей промышленности, их стоимостная оценка и анализ их проявления на каждом этапе нефтедобывающего процесса.

2. Анализ многообразия инструментов изъятия рентных доходов на различных этапах воспроизводственного процесса на примере ряда нефтедобывающих стран: Россия, Норвегия, Великобритания, США.

3. Критический анализ разработок и предложений в научных публикациях последних лет, касающихся экономического обоснования

механизма изъятия доходов нефтедобывающих компаний и его отдельных составных частей.

4. Количественный анализ последствий включения некоторых инструментов изъятия рентных доходов в налоговую систему России.

5. Разработка схемы изъятия рентных доходов, позволяющей за счет эффективного перераспределения рентных платежей улучшать показатели экономической эффективности недропользователя, сохраняя при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Предметом исследования являются экономические инструменты распределения рентных доходов на всех этапах разработки месторождения углеводородов.

Объектом исследования являются фискальные условия России и ряда нефтедобывающих стран, проекты разработки месторождений углеводородов при существующих налоговых режимах, а также анализ их текущего состояния.

Методологической основой являются положения экономической теории, теории истощающихся ресурсов, теории эффективности инвестиций в рыночной экономике (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование реализации долгосрочных инвестиционных проектов.

Вопросам развития рентных отношений в нефтедобыче, стоимостной оценки природной ренты в условиях рыночной экономики, способах ее изъятия посвящены работы В.Ю. Алекперова, A.A. Голуб, Е.Б. Струковой, Г.В. Выгона, Ю.В. Яковца, C.B. Рогинского, Р. Стейнера, Р. Солоу, М.А. Субботина, A.A. Конопляника и других авторов.

Вопросам распределения рентных доходов и многообразию экономических инструментов изъятия доходов нефтедобывающих предприятий посвящены работы Д. Джонстона, К.Н. Миловидова, А.Ф. Андреева, В.Ф. Дунаева, А.К. Максимова, Э.А. Крайневой, Э.М. Хапимова, Т.Н. Валуйсковой, М.Ю. Низовцевой, А.Ф. Исмагилова и других.

Результаты исследования и их научная новизна заключается в совершенствовании механизма изъятия рентных доходов на основе анализа форм проявления ренты на каждом этапе воспроизводственного процесса, а также в выявлении последствий использования отдельных инструментов изъятия ренты на показатели экономической эффективности недропользователя, с одной стороны, и уровень поступлений в бюджет государства, с другой стороны.

Научная новизна конкретизируется в следующих аспектах:

1. Изучен международный опыт ряда нефтедобывающих стран таких как: Норвегия, Великобритания, США в вопросах выбора инструментов изъятия рентных доходов, позволяющих снижать риски недропользователя на каждом этапе разработки месторождений углеводородов.

2. Выявлены последствия использования отдельных инструментов изъятия рентных доходов на показатели экономической эффективности недропользователя.

3. Разработан усовершенствованный механизм изъятия рентных доходов на базе российского опыта, позволяющий за счет научно-обоснованного перераспределения рентных платежей между этапами воспроизводственного процесса улучшать показатели экономической эффективности недропользователя, сохраняя при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Практическая ценность работы. Разработанные положения о методах формирования механизма изъятия рентных доходов и выбора отдельных его составляющих позволят более обоснованно подходить к вопросам отчуждения рентных доходов, снизить риски и повысить внутреннюю норму доходности недропользователя на вкладываемый капитал, не занижая при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999 г.); «Экономические проблемы

рационального недропользования и функционирования предприятий нефтегазового комплекса» (Уфа, «БашНИПИнефть», 2001 г.); «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.). Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка и приложений. Объем работы - 157 страниц, в том числе 5 рисунков, 31 таблица. Список литературы включает 108 работ отечественных и зарубежных авторов.

2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование выбора темы, изложена ее актуальность, цель и новизна. Здесь же определены задачи, предмет и объект исследования, а также практическая значимость результатов исследования.

В первой главе «Особенности образования ренты в нефтедобывающей промышленности» проведен анализ особенностей формирования ренты невозобновляемых природных ресурсов, выделения ренты на каждом этапе воспроизводственного процесса, изучены научные публикации последних лет, касающиеся стоимостной оценки ренты в условиях рыночной экономики.

Важное значение в нефтедобывающей промышленности имеет тот факт, что добытые природные ресурсы не могут быть воспроизведены, игнорирование роли рентных отношений приводит к появлению категории так называемых «даровых» природных ресурсов, бесплатность которых выливается в тяжелые экологические последствия.

В диссертационной работе приводится подробный анализ научных публикаций, авторы которых говорят о недостаточной исследованности характера воздействия рентных отношений на воспроизводственный процесс в рыночной экономике. Действительно, если опираться на классическое определение простого и расширенного воспроизводства как «постоянного

возобновления капитала в неизменных масштабах» в первом случае и «во все увеличивающихся масштабах» в случае расширенного воспроизводства возникает вопрос, как увязать процесс естественного падения добычи нефти с тем или иным способом воспроизводственного процесса. Подцержание естественных темпов падения добычи нефти представляет собой простое воспроизводство в нефтедобыче, доразработка существующего фонда скважин, сопровождающаяся проведением ряда геолого-технических мероприятий с целью оптимизации системы разработки месторождения и как следствие повышением нефтеотдачи, является элементом расширенного воспроизводства.

Рента растет по мере увеличения капиталовложений в нефтяное дело, расширения промысловой площади и развития процесса добычи. Доходы инвестора и государства зависят от стадий разработки месторождения: низкие на ранней, высокие на зрелой, падающие на поздней и низкие на завершающей. Отсутствие четких критериев для определения стадий разработки приводит к сложности выделения нефтяной ренты. Рентный доход на первой и второй стадиях, как правило, обусловлен существованием дифференциальной ренты I; на падающей и завершающей стадиях наблюдается значительный рост дифференциальной ренты II.

Если вопрос о распределении дифференциальной ренты I, отражающей горно-геологические условия разработки месторождений полезных ископаемых, решается в пользу земельного собственника, то далеко не так просто обстоит дело с дифференциальной рентой II, возникающей при использовании более эффективных технологий разведки, добычи, транспортировки и переработки. Когда речь идет о формировании ренты в условиях расширенного воспроизводства часть ренты может улавливать и сам инвестор. Это та часть предпринимательской прибыли, которую инвестор получает, осуществляя капиталовложения в доразработку месторождения с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Значительный рост дифференциальной ренты II рода происходит в периоды расширенного воспроизводства, при добавочных капиталовложениях

во вторичные и третичные методы воздействия на пласт, что определяется параметрами конкретного пласта, свойствами породы-коллектора и углеводородной жидкости. В условиях простого воспроизводства масштабы дифренты II относительно невелики и связаны лишь с уровнем новизны техники, обслуживающей процесс добычи нефти на данном месторождении.

Следует отметить, что бесполезно пытаться определить, какая часть рентного дохода образована за счет вовлечения в эксплуатацию участков различного качества, а какая - за счет интенсификации их разработки. Равно как бесполезны попытки разделить рентный доход на дифференциальные ренты I и II. Дифрента I и дифрента II - не отдельные составляющие дохода, это два показателя, характеризующие способ его образования. Их нельзя складывать! нужно лишь иметь в виду, что реализация ренты второго рода всегда порождает изменения в дифференциальной ренте первого рода.

Однако невозможность исчисления арифметической суммы рент первого и второго рода не представляет помех для обоснованного раздела общей горной ренты. Та часть ренты, которая определяется природно-климатическими свойствами месторождения, по праву собственности принадлежит государству. Другая ее часть, полученная как результат предпринимательской деятельности, должна принадлежать инвестору. Таким образом, рентно-направленная налоговая система должна учитывать разную природу возникновения дифференцированной ренты I, II рода, а также абсолютной ренты, и соответственно, использовать разные рычаги для оценки этого воздействия. Однако при этом необходимо помнить, что любое изменение в рентной составляющей влияет на величину прибыли от разработки нефтегазового месторождения. Любой платеж, не увязанный с доходностью нефтяных проектов, негативно воспринимается инвестором и может отрицательно повлиять на его решение.

Во второй главе «Исследование инструментов изъятия рентных доходов при разработке нефтяных и газовых месторождений на примере отдельных нефтедобывающих стран» рассматриваются вопросы, связанные с

анализом международного опыта Норвегии, Великобритании, США и России в вопросах выбора инструментов изъятия рентных доходов, позволяющих снижать риски недропользователя, а также оцениваются последствия использования этих инструментов на показатели экономической эффективности недропользователя.

Механизм изъятия рентных доходов представляет собой совокупность способов и правил организации рентных отношений, с помощью которых обеспечивается распределение рентных доходов, осуществляется пополнение централизованного фонда государства для выполнения его функций. Для изъятия природной ренты в международной практике используется целый набор инструментов, таких как роялти, ренталс, бонусы, специальные нефтяные налоги, налоги на прибыль корпораций, налоги на сверхдоходы, а также ряд льгот и неналоговых инструментов, которые играют существенную роль в формировании системы изъятия рентных доходов. Выбор комбинации инструментов из представленного набора зависит от многих факторов.

Для США основными из таких факторов являются развитая система рыночных отношений и частной собственности, а также высокая степень геологической изученности месторождений. Поэтому одними из наиболее важных инструментов изъятия рентных доходов выступают бонусы. Наряду с существованием бонуса США не отказались полностью от роялти по вполне определенным соображениям. В США с помощью роялти стимулируют рост дифференциальной ренты II при применении методов нефтеотдачи пласта, а также продляют жизнь месторождений на поздней стадии разработки. Способы влияния роялти на процессы в нефтедобыче США представлены в таблице 1.

Таблица 1

Роль роялти в формировании нефтедобывающего процесса иа примере некоторых штатов США

Штат Роялти Отмена или снижение ставки роялти Прочие инструмента изъятия ренты

Повышение нефтеотдачи Ввод бездействующих скважин Дополнительная добыча от кап. ремонтов Малодебитные скважины

Теме 4,6% 23% на 10 лет Отмена ка 10 лет Снижение иа 50% на 5 лет Нет

Аляска 15% Нет Нет Нет Нет 12,25% на 5 лет на добычу после 30.06.81

Луизиана 12,5% Отмена для третичных до возврата КВ Отмена на 2 года для скв., бывших в бездействии 2 года и более Нет 3,125% на скв. с дебитом < 10 б/сут при цене < 20 Убар и для тор. бурения на истощенных мест. Снижение на 50% для «нерабочих» скважин, отмена на 24 мес. для новых скв. до момента возврата КВ

Оклахома 7% 1% для вторичных на 5 лет, 1% дм треретичных на 10 лет до возврата КВ 1% на 28 мес. для скв., бывших в бездействии год при цене < 30 $/бар 1% на 28 нес. для проектов повышения дебита при цене < 30 $/бар Нет Отмена при гор. бурении на 48 мес.; 1% для новых скв> 12500 футов на 28 мес. при цене < 30 {/бар

Нью-Мексико 6,9% 5,025% при иене ниже 28 $/бар 3,15% на 10 лет для скв., бывших в бездействии 2 года при цене < 24 $/бар 5,6% для кап. ремонта скв. при цене <24$/бар 3,455% при дебите < 10 б/сут и иене < 151/бар; 5,1725% при цене< 18$/бар -

Вайоминг б% Нет 1,5% для скв., бывших в бездействии 2 года при цене < 25 {/бар 2% на 24 мес. для кап ремонта скважин и перевода на другой горизонт Снижение ставки до 4% Снижение ставки до 2% на 24 мес. для новых скв. при цене < 22 Х/бар

Северная Дакота 114%+«,5% налог на извлечение ПИ 5% для вторичных на 5 лет, длх третичных -иа 10 лет 5% на 10 лет для скв., бывших в бездействии 2 года при иене < 35,5 $/5ар 5% на год для кап. ремонта скважин при цене < 35,5 S/бар 5% при дебите < 10 б/сут (для глубины 10000 футов при дебите < 30 б/сут) Возврат налога: 87,5% от налога на собственность (только минеральные ресурсы)

Механизм изъятия рентных доходов в США весьма гибко реагирует на изменения экономической конъюнктуры. В период стабильности цен в 19591973 гг. нефтяные корпорации США широко пользовались скидкой на истощение недр с облагаемой налогом прибыли (в виде суммы бонуса, затрат на геологические и геофизические исследования) или процентной скидкой на истощение недр, составляющую меньшую из двух величин: 22% валового дохода или 50% налогооблагаемого дохода. Но когда цены на нефть в 70-80-е гг. пошли вверх, эти скидки были урезаны или отменены вовсе. Нефтяные корпорации США участвуют в пополнении бюджета государства в части выплат в счет экологической ренты, плата за возмещение ущерба окружающей среде составляет 3-4 цента в расчете на баррель нефти. Действующий механизм изъятия рентных доходов в США представлен в таблице 2.

Таблица 2

Механизм изъятия рентных доходов в США

Наименование инструмента Шельф Суша (на примере Аляски)

Бонус 25$/ акр -до 800 м глубины 37,5$/ акр -свыше 800 м 2$/акр

Ренталс 3-5 $/акр 1,5$/акр - первые 5 лет 2 $/акр - последующ, годы

Роялти 0 - 16,67% (от глубины) 12,5%

Местный налог на прибыль 2%

Налог на прибыль корпораций 35% (скидка на истощение недр 22% валового дохода или 50% налогооблагаемого дохода)

Плата за возмещение ущерба окружающей среде 0,03 доллУбар.

Совокупность бонусного платежа и налога на прибыль при хорошей геологической изученности участков, оценка экономической эффективности разработки которых не представляет большого труда, обеспечит собственнику недр необходимый доход.

Необходимо отметить, что изъятие рентных доходов через бонус и подоходный налог, минуя роялти, не означает снижения поступлений рентных доходов, а означает лишь их перераспределение во времени с учетом стадийности разработки месторождений. Многие страны, такие как Норвегия, Великобритания и прочие, добившиеся значительных достижений в вопросах

разработки нефтегазовых месторождений, полностью отказались от изъятия роялти. В таблице 3 представлена краткая эволюция рентных платежей в нефтедобывающей промышленности Норвегии.

Таблица 3

Основные инструменты изъятия рентных доходов в Норвегии

Наименование инструмента 1975 1980 1986 1992 2003

Государственный налог на прибыль 50,8% 50,8% 50,8% 27,8% 27,8%

Специальный нефтяной налог 25% 35% 30% 50% 50%

Роялти 8-16% 8-16% отменен для нов. уч-ков отменен для газовых только для нефтяных

Аплифт 10%/15 лет сначала добычи 6,7%/15 лет сначала добычи отменен для нов. уч-ков 5%/6 лет с момента затрат 5%/6 лет с момента затрат

Плата за выбросы С02 - - - 0,70 крон за м3/литр 0,73 крон за м3/литр

На этапе разведки, освоения и обустройства норвежского континентального шельфа основная задача государства заключалась в формировании гарантированного дохода с реализации нефти и газа. Но уже с 1969 года единая ставка роялти на нефть в размере 10% с 1972 года была дифференцирована в интервале от 8% до 16% в зависимости от уровня среднесуточной добычи нефти. После того как были открыты основные крупные месторождения норвежского континентального шельфа во второй половине 80-х годов, чтобы сохранить интерес компаний к продолжению работ, роялти отменили вовсе. При этом высокие ставки государственного налога на прибыль и специального нефтяного налога сочетаются с наличием системы скидок, позволяющей снижать риски недропользователя на ранней, поздней и завершающей стадиях разработки месторождения.

Наиболее наглядным примером в отношении замены роялти на специальные налоги с нефтяных доходов с обширной системой льгот является Великобритания. В таблице 4 представлена краткая эволюция инструментов изъятия рентных доходов в Великобритании.

Таблица 4

Инструменты изъятия рентных доходов в Великобритании

Наименование инструмента 1964 1975 1980 1985 1993-2003

Налог на нефтяной доход (НДД) - 45% 60-70% 75% 50%

Налог на прибыль корпораций 52% 52% 35% 33% (1998), 31-30% (1999)

Дополнительный нефтяной налог - - 20% (1981 на 2 года) - -

Роялти 12,5% 12,5% (отменен с 1982 г.) - -

Нефтяная скидка - 10 млн. т 5 млн.т 10 млн.т 10 млн.т.

Аплифт 75% 35% 35% 35% 35%

В период формирования механизма изъятия рентных доходов основными элементами его служили роялти и корпоративный налог, в 1975 году к ним присоединился налог на нефтяной доход, на который была возложена основная задана по изъятию сверхдохода с месторождений континентального шельфа. Налогооблагаемая база по нефтяному налогу уменьшалась на величину капитальных затрат с учетом «аплифта» 75%, позже - 35%. Налог на нефтяной доход выплачивается с момента, когда накопленные доходы от реализации нефти превысят накопленные затраты с учетом «аплифта», что позволяет откладывать момент фактической оплаты. Ко всем выше перечисленным льготам существует «нефтяная скидка», суть которой состоит в том, что налог на нефтяной доход не взимается с мелких нефтяных месторождений, пока доходность на вложенный капитал по ним не превысит 15%. Механизм изъятия рентных доходов в Великобритании за счет наличия обширной системы скидок наряду с высокими ставками основных инструментов изъятия является достаточно гибким и быстро реагирует на изменения в ценах на нефть.

Наличие обширной системы скидок к основным инструментам позволяет придать гибкость схемам изъятия рентных доходов. Классификация льгот, используемых при расчете подоходного налога, приведена на рисунке 1.

м

Амортизация

Г

X

аплифт (инвестиционный кредит)

списание ГРР

ускоренная амортизация

Налоговые скидки

Г

X

скидка «на истощение недр»

Налоговые каникулы (налоговый кредит, отсрочка платежа)

вычет % по кредитам материнской компании

X до ввода месторождения в эксплуатацию

X

до достижения уровня добычи нефти

X

до достижения

уровня рентабельности

Рис. 1 Льготы, используемые при определении подоходного налога

Для каждой стадии разработки целесообразно применять различные инструменты изъятия дохода с тем, чтобы позволить 1) снизить риски недропользователя на начальной стадии разработки месторождения и максимально быстро накопить необходимую массу прибыли для покрытия первоначальных капиталовложений (отсрочка до достижения окупаемости, ускоренная амортизация, аплифт), 2) изъять сверхдоход на стадии стабилизации добычи нефти (налоги на сверхдоходы, специальные налоги на нефтяные доходы), 3) продлить рентабельную разработку на поздней (скидка на истощение недр) и 4) завершающей (дифференцированная система роялти).

В добывающей промышленности СССР до 1930г. рента изымалась в виде арендной платы, дифференцированной по районам страны. Кроме того, существовал разведочный сбор и погектарная плата. Длительное время с 1930 по 1992 годы функцию изъятия нефтяной ренты выполнял налог с оборота. Начало формирования нового механизма рентных платежей было положено в 1992 году. В таблице 5 представлена краткая эволюция рентных платежей в России.

Таблица 3

Инструменты изъятия рентных доходов в России

База для расчета Значение

Платежи п право пользования недрами

Чистая выручка С 21.02.1992 («Закон о недрах») 6-16% (отменен с 01.01.2002)

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

Объем добываемой продукции 1) С 01.01.2002 ставка 340 руб./г »(Ц-8)*Курс$/252 2) С 01.01.2004 - 347 руб./т *(Ц-8)*Курс$/252 3) С 01.01.2005 - 419 руб./г *(Ц-9)*Курс$/261

Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

Чистая выручка С 21.02.1992 («Закон о недрах») -10%, 4-5% оставалось в распоряжении предприятий на ГРР (отменен с 01.01.2002)

Акцизы на нефть и стабильный газовый конденсат

Объем добываемой продукции 1) Введен с 06.12.1991 («Об акцизах»),1992-1993 адвалорная ставка: 1992 в среднем -18%, 1993 - 24% 2) В 1994 специфическая ставка, в среднем 14750 рубЛ, которая неоднократно повышалась; 3) С 1997-2000 от 0 до 85 руб/т по предприятиям 4) В 2000 - 55 рубЛ, с 2001 - 66 руб./г. (отменен с 01.01.2002)

Экспортная пошлина на нефть

Объем нефти, газа на 1) С 21.05.1993 («Закон о таможенном тарифе») потонная

экспорт ставка, которая неоднократно повышалась; на газ - 5% 2) с 29.12.2001 вводится шкала: < 109,5 долл/т - 0%; от 109,5 до 182,5 - 35%*(Ц -109,5); свыше 182,5 - 25,53 + 40%*(Ц - 182,5) 3) с 01.08.2004 вводится новая шкала: <109,5 доллУт - 0%; от 109,5 до 146-35%»(Ц -109,5);от 146до 182,5 -45%*(Ц-146) + 12,78; свыше 182,5 - 29,2 + 65%*(Ц- 182,5)

Налог на прибыль

Балансовая прибыль С 1991 - 5%, с 01.01.2000 - 30%; с 01.01.2002 - 24%.

Решал с (платежи за поиск (оценку) и разведку)

Стоимость работ, Ранее 1-2% от ст-ти поисково-оценочных работ и 3-5% для

площадь участка разведки, позже - за квадратный километр площади участка

Как видно из таблицы 5, основная роль в России принадлежит инструментам, которые взимаются с объемов добычи и валового дохода, что оказывает сильное регрессивное действие. Целесообразность придания гибкости существующему механизму представлена в следующей главе.

Третья глава посвящена «Совершенствованию механизм« изъятия рентных доходов на базе российского опыта! позволяющего улучшать показатели экономической эффективности недропользователя».

С целью совершенствования механизма изъятия рентных доходов России проведен сравнительный анализ механизмов ряда нефтедобывающих стран на

t J

t

1

примере экономической модели, построенной для реально существующих месторождений шельфа Балтийского моря. Для сравнительной оценки выбраны месторождения разные по запасам таким образом, что удельные показатели капитальных и эксплуатационных затрат соизмеримы, что обеспечивает одинаковую доходность на авансируемый капитал.

Месторождение 1. Проектный срок разработки 50 лет. Фонд добывающих скважин - 17. Накопленный объем добычи нефти 9,12 млн.т. Удельные капитальные вложения 2,7 долл./бар, операционные за1раты - 2,3 долл./бар.

Месторождение 2. Проектный срок разработки 50 лет. Фонд добывающих скважин - 24. Накопленный объем добычи нефти 23,02 млн.т. Удельные капитальные вложения 3,0 долл./бар, операционные затраты - 2,7 долл./бар.

В качестве исходных данных для занесения в модель использовалась информация о механизмах изъятия нефтяных доходов США, Норвегии, Великобритании и России, представленная в таблицах 2, 3, 4, В таблице б представлены результаты расчета при цене на нефть 26 доллУбар, в таблице 7 -для диапазона цен от 15 до 35 доллУбар.

Таблица 6

Основные экономические показатели по вариантам расчета

Показатели Месторождение 1 Месторождение 2

Россия Норвегия Великобритания США Россия Норвегия Великобритания США

Цена нефти на экспорт 26 доллУбар

Дисконтированный поток наличности (ЧДД), млн.$

1-10 лет -14,7 -22,5 23,6 -0,9 83,8 22,3 286,1 143,4

11-25 лет 69,6 52,1 100,3 73,2 121,6 81,2 174,4 123,4

26-50 лет 0,2 0,2 0,8 0,3 -1,0 -0,4 -0,2 -0,8

Завесь период 55,1 29,8 124,6 72,7 204,4 103,1 460,3 266,1

IRR 32,9% 26,9% 58,7% 34,9% 32,9% 26,2% 57,3% 39,3%

Срок- окупаемости, лет 5,8 6.6 4,3 5,0 5,6 6.5 4,1 4,9

Дисконтированный доход государства, млн.$

1-10 лет 62,3 76,2 30,0 54,5 385,4 450,4 186,0 328,9

11-25 лет 76,2 85,7 37,3 64,5 131,6 159,6 66,2 117,3

26-50 лет 0,8 0,9 0,3 0,8 0,6 0,2 0,1 0,6

Завесь период 139,4 162,8 67,6 119,9 517,6 610,2 252,3 446,8

Доля инвестора, % 28,3 15,5 64,8 37,7 28,3 14,4 64,6 37,3

Доля гос-ва, % 71,7 84,5 35,2 62,3 71,7 85,6 35,4 62,7

Как видно из таблицы б наибольший объем нефтяной ренты изымается в Норвегии, на долю государства при ориентировочной цене в 26 долл./бар приходится 84,5%. Механизм изъятия рентных доходов в Великобритании является наименее зафуженным, на долю государства приходится 35,2%. В России на долю государства приходится 71,7%, прогрессивная шкала вывозной таможенной пошлины и наличие НДПИ на начальной стадии разработки месторождения отрицательно сказывается на показателях эффективности российского недропользователя. США активно используют нефтяную скидку в размере 17,5 млн. бар или 2,4 млн.т, что позволяет оператору быстрее окупить первоначальные затраты на освоение и разработку месторождения и накопить достаточную массу прибыли. Ставка налога на прибыль корпораций составляет 35%, при этом используется скидка на истощение недр, которая облегчает задачу по разработке малорентабельных месторождений и месторождений на поздней стадии разработки.

Таблица 7

Динамика потоков наличности инвестора и государства по годам разработки »

Показатели Месторождение 1 Месторождение 2

Россия Норвегия Великобритания США Россия Норвегия Великобритания США

Дисконтированный поток наличности (ЧДД) за весь период разработки, млн.$

35 $/бар 80,3 54,6 202,9 140,7 297,8 195,1 750,2 512,0

30 $/бар 66,4 40,9 159,4 102,9 245,9 144,0 589,2 375,4

26 $/бар 55,1 29,8 124,6 72,7 204,4 103,1 460,3 266,1

20$/бар 30,2 13,3 71,8 27,3 112,2 41,5 264,6 102,1

15 $/бар 4,0 -0,6 27,7 -10,5 14,8 -10,0 100,3 -35,1

Дисконтированный доход госуда эства, млн.$

35 $/бар 238,8 249,7 101,0 163,6 886,3 932,2 376,4 614,9

30 $/бар 183,5 201,4 82,4 139,3 681,4 753,3 307,4 521,5

26 $/бар 139,4 162,8 67,6 119,9 517,6 610,2 252,3 446,8

20 $/бар 82,4 104,9 46,0 90,8 306,1 395,7 172,1 334,8

15 Убар 41,1 56,7 28,0 66,5 153,2 217,3 106,3 241,6

Из таблицы 7 видно, что со снижением цены на нефть на мировом рынке доля государства в чистом доходе растет, более того, чем больше падение цены на нефть, тем больше различие в структуре чистого дохода в пользу государства. В большей степени с падением цены доход государства растет в США. Механизм изъятия рентных доходов США не позволяет рентабельную разработку месторождений при цене на нефть ниже 16-15 долл./бар.

С целью оценки гибкости представленных схем изъятия нефтяной ренты определим начальный рентабельный дебит и минимальную рентабельную добычу для безубыточной работы на весь период разработки месторождений. В таблице 8 представлены результаты расчета.

Таблица 8

Начальные рентабельные дебиты и минимальная рентабельная добыча

Показатели Месторождение 1 Месторождение 2

Россия Норвегия Великобритания США Россия Норвегия Великобритания США

Цена нефти 35 долл7бар

дебит, т/сут 19,9 13,6 10,0 13,3 55,3 40,3 27,9 39,7

добыча, млн.т 4,7 3,2 2,3 3,1 11.6 8.5 5,9 83

Цена нефти 30 долл./бар

дебит, т/сут 21,8 16,2 12,0 16,2 60,6 48,4 33,3 47,6

добыча, млн.т 5.1 3,8 2,8 3.8 12,7 10,2 7,0 10,0

Цена нефти 26 долл./бар

дебит, т/сут 234! 19,3 14,1 19,6 65,6 57,5 39,4 56,7

добыча, млн.т 5^5 4,5 3,3 4,6 13,8 12,1 М 11.9

Цена нефти 20 долл^бар

дебит, т/сут 28,7 26,8 19,4 28,7 80,2 80,3 54Д 82,2

добыча, млн.т 6.7 6,3 4,5 6,7 16,9 16,9 П.4 17,3

Цена нефти 15 долл^бар

дебит, т/сут 37,2 39,8 28,1 44,3 104,6 120,1 79,0 123,7

добыча, млн.т 8,7 9,3 6,6 10,4 22.0 25,2 16,6 26,0

Из таблицы 8 видно, что для месторождений Великобритании потребуется наименьший из представленных стран начальный рентабельный дебит для безубыточной работы на протяжении всего периода разработки

месторождения. В США с началом падения цены на нефть дебиты резко возрастают, смещая ориентир на разработку крупных месторождений. Удивительным является тот факт, что в условиях механизма Норвегии, на которую приходится максимальная нагрузка, начальный рентабельный дебит требуется меньше, чем в России. Это связано с тем, что механизм Норвегии ориентирован в большей степени на налогообложение доходов, поэтому при снижении уровня добычи нефти Норвегия может позволить себе дольше эксплуатировать месторождение, чем Россия.

С учетом проведенного анализа рассмотренных схем имеет смысл применить удачные решения с целью совершенствования механизма изъятия рентных доходов в России. С этой целью вводятся следующие изменения: 1) вводится ускоренная амортизация (6 лет); 2) вводится аплифт в размере 5% от капитальных вложений в течении 5 лет для налогооблагаемой базы по налогу на прибыль; 3) вводится нефтяная скидка в размере 10% от объема добычи для роялти; при достижении 80% от объема добычи ставка роялти снижается с 16,5% до 12,5%, и становится равной 0% при окончании рентабельной добычи нефти; 4) вводится налог на сверхдоход: при IRR<20% - 0% (от чистой прибыли), 20%<IRR<30% - 30%, 30%<IRR<40% - 40%, IRR>40% - 60%.

В таблице 9 приведены результаты проведенного расчета.

Таблица 9

Результаты применения новых фискальных условий для России

Показатели Месторождение 1 Месторождение 2

Цена нефти 26 долл^бар

Дисконт-поток наличности (NPV), млн.$

1-10 лет 4,3 131,1

11-25 лет 49,4 69,5

26-50 лет 0,1 -0,7

За весь период 53,8 199,9

IRR 37,7% 36,9%

Срок окупаемости, лет 4,9 4,8

Дисконт.доход государства, млн.$ 269,3 998,9

Доля инвестора, % 16,7 16,7

Доля государства, % 83,3 83,3

Начальный рентабельный дебит, т/сут 18,5 49,4

Минимальная рен !абельная добыча, млн.т 4,3 10,4

Как видно из таблиц б и 9 сохраняя тот же уровень поступлений недропользователю можно добиться увеличения значения внутренней нормы рентабельности (с 32,9% до 37,7% для месторождения 1 и с 32,9% до 36,9% для месторождения 2), сокращения срока окупаемости капитальных вложений и величин начального рентабельного дебита (с 23,5 до 18,3 для месторождения 1 и с 65,6 до 49,4 для месторождения 2) за счет перераспределения потока наличности и добиться значительного роста в доходе государства. Ускоренная амортизация позволяет быстрее окупить капитальные вложения, нефтяная скидка для роялти освобождает инвестора от уплаты данного налога в первые годы добычи, аплифт для налога на прибыль «страхует» инвестора от чрезмерных инвестиций, а налог на сверхдоход изымает избыточную часть ренты в период максимальной экономической эффективности для инвестора.

На примере проведенного анализа наглядно видно, как меняются доходы инвестора и доход государства при разном сочетании инструментов изъятия рентных доходов. Проведенные расчеты показали, что гибкие схемы изъятия рентных доходов позволяют продлить сроки рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений и при этом извлечь дополнительные объемы углеводородов путем перехода к инструментам, ориентированным на налогообложение дохода, применения обширной системы льгот. Таким образом, даже не внося существенные коррективы в исторически сложившуюся схему изъятия рентных доходов, государство может создать такие условия, при которых инвестор сможет за счет перераспределения потока наличности накопить большую массу прибыли и увеличить поступления в бюджет.

В заключении диссертационного исследования сформулированы следующие основные выводы и предложения:

1. Анализ научных публикаций свидетельствует о недостаточной исследованности характера воздействия рентных отношений на воспроизводственный процесс в нефтедобывающей промышленности. Рента растет по мере увеличения капиталовложений в нефтяное дело, расширения промысловой площади и развития процесса добычи. Доходы инвестора и

государства зависят от стадий разработки месторождения: низкие на ранней, высокие на зрелой, падающие на поздней и низкие на завершающей.

2. Отсутствие четких критериев для определения стадий разработки приводит к сложности выделения нефтяной ренты. Рентный доход на первой и второй стадиях, как правило, обусловлен существованием дифференциальной ренты I; на падающей и завершающей стадиях наблюдается значительный рост дифференциальной ренты II.

3. Анализ механизмов изъятия рентных доходов Норвегии, Великобритании, США показал, что для каждой стадии разработки месторождения целесообразно применять различные инструменты. На начальной стадии снизить риски позволят отсрочка платежа до достижения окупаемости или определенного уровня добычи, ускоренная амортизация или аплифт. На стадии стабилизации добычи нефти налоги на сверхдоходы и специальные налоги на нефтяной доход помогут извлечь дополнительный рентный доход. Продлить рентабельную разработку на поздней стадии можно с помощью скидки на истощение недр. Дифференцированная система роялти стимулирует рост дифренты II при применении методов нефтеотдачи пласта, а также продляет жизнь месторождению на завершающей стадии разработки.

4. Сравнительная оценка действующих схем изъятия рентных доходов США, Великобритании, Норвегии и России показала, что наибольший объем нефтяной ренты изымается в Норвегии. Несмотря на большую нагрузку на предприятия нефтяного комплекса, участие государства и гибкая система скидок помогает снижать риски на стадии разведки и освоения месторождений. В России прогрессивная шкала вывозной таможенной пошлины и наличие НДПИ на начальной стадии разработки месторождения отрицательно сказывается на таких показателях экономической эффективности недропользователя. Наличие обширной системы скидок в США облегчает задачу операторов по разработке малорентабельных месторождений и месторождений, эксплуатирующихся на поздней стадии разработки.

5. Для месторождений Великобритании потребуется наименьший из представленных стран начальный рентабельный дебит для безубыточной работы на протяжении всего периода разработки месторождения. Вторым по возрастанию начального рентабельного дебита выступают США. В условиях механизма Норвегии, на которую приходится максимальная нагрузка, начальный рентабельный дебит требуется меньше, чем в России. Это связано с ориентированностью Норвегии в большей степени на налогообложение доходов, поэтому при снижении уровня добычи нефти Норвегия может позволить себе дольше эксплуатировать месторождение, чем Россия.

6. С учетом проведенного анализа рассмотренных схем имеет смысл применить удачные решения с целью совершенствования механизма изъятия рентных доходов в России: ввод ускоренной амортизации, ввод аплифта в размере 5% от капитальных вложений в течение 3 лет; ввод нефтяной скидки в размере 10% от объема добычи для роялти; при достижении 80% от объема добычи ставка роялти снижается с 16,5% до 12,5%, и становится равной 0% при окончании рентабельной добычи нефти; ввод налога на сверхдоход: при 1М1<20% - 0%, 20%<ИиК30% - 30%, 30%<1Ш1<40% - 40%, 1КК>40% - 60%.

Анализ показал, что сохраняя тот же уровень поступлений недропользователю можно добиться увеличения значения внутренней нормы ? рентабельности, сокращения срока окупаемости капитальных вложений и

величин начального рентабельного дебита за счет перераспределения потока < наличности инвестора.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Куковинец А.А., Крайнева Э.А. Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта по повышению нефтеотдачи. Материалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, Уфа, УГНТУ, 1998.- 102с.

2. Куковинец А.А., Прокшина В.Н. Использование метода экспертных оценок для выбора направлений развития природоохранных мероприятий.

Материалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, Уфа, УГНТУ, 1998.- 66с.

3. Куковинец A.A., Крайнева Э.А. Анализ инвестиционных проектов по повышению нефтеотдачи в условиях риска. Тезисы участников Третьей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам нефтегазовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУНГ, 1999. - 70 с.

4. Куковинец A.A., Валуйскова Т.Н. Влияние налоговых систем на доходность добычи нефти на примере отдельных нефтедобывающих стран. Материалы Межрегиональной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования предприятий нефтегазового комплекса», Уфа, УГНТУ, 2001. - с. 40-45.

5. Куковинец A.A. Влияние налоговых систем на стоимость запасов нефти и газа на примере отдельных нефтедобывающих стран. Материалы V-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса Россию) (23-24 января 2003г.), Москва, РГУНГ, 2003. - 122с.

6. Куковинец A.A., Миловидов К.Н. Механизмы изъятия рентного дохода отдельных нефтедобывающих стран // Нефть, газ и бизнес. - 2005. - № 9. - С. 16-20.

»

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

ЪлниаЩ

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

I

J

t

г

t

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Куковинец, Анастасия Анатольевна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ РЕНТЫ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.

1.1. Особенности формирования ренты невозобновляемых природных ресурсов в нефтедобывающей промышленности.

1.2. Структура нефтяной ренты. Проблемы выделения ренты на каждом этапе воспроизводственного процесса.

1.3. Стоимостная оценка нефтяной ренты в условиях рыночной экономики.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИНСТРУМЕНТОВ ИЗЪЯТИЯ РЕНТНЫХ

ДОХОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ ОТДЕЛЬНЫХ

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СТРАН.

2.1. Механизмы изъятия рентных доходов при эксплуатации нефтегазовых месторождений.

2.2. Многообразие инструментов изъятия рентных доходов ряда нефтедобывающих стран.

2.2.1. Страны Северного моря: Норвегия, Великобритания.

2.2.2 Соединенные Штаты Америки и Канада.

2.2.3 Особенности изъятия рентных доходов в России.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ИЗЪЯТИЯ РЕНТНЫХ ДОХОДОВ НА БАЗЕ РОССИЙСКОГО ОПЫТА, ПОЗВОЛЯЮЩЕГО УЛУЧШАТЬ ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛЯ.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Механизмы изъятия рентного дохода на примере отдельных нефтедобывающих стран"

Нефтяные монополии, обладая правом на добычу и реализацию важнейших природных ресурсов, являются одними из наиболее могущественных среди других монополий. Задача государства состоит в формировании научно-обоснованного подхода к изъятию рентного дохода нефтедобывающих предприятий для выполнения социально-экономических программ с одной стороны, и для поддержания инвестиционного потенциала монополий.с другой стороны.

При решении задачи оптимального распределения ресурсов государство помимо экономического выигрыша от распределения рентных доходов руководствуется такими понятиями как энергетическая безопасность страны, экологическая ориентированность на всех этапах продвижения продукта на рынок, чистый социальный выигрыш. При управлении процессом освоения природных ресурсов часто возникают противоречия. Каждая страна, учитывая географические, социальные, культурные особенности развития, а также накопленный научно-технический потенциал, определенным образом расставляет приоритеты в отношении нефтедобывающего комплекса, выбора и совершенствования механизма изъятия рентного дохода.

Анализ научных публикаций, посвященных вопросам рентных отношений в нефтедобыче, свидетельствует о том, что научно-обоснованный подход к выбору комбинации изъятия рентных доходов немыслим без анализа форм проявления нефтяной ренты: дифференциальной, абсолютной, монопольной, экологической. В этом свете количественный анализ форм нефтяной ренты с целью последующего выбора инструментов для их изъятия представляется необходимым и актуальным.

Все механизмы изъятия рентных доходов характеризуются общим принципом, они разработаны с целью максимизации доходов государства без причинения вреда процессу разведки и добычи нефти. Поэтому механизм отчуждения ренты следует рассматривать в тесной взаимосвязи с динамикой мировой нефтедобывающей промышленности и с учетом стадийности разработки месторождений. В вопросах выбора инструментов изъятия рентных доходов и создания справедливой системы льгот и скидок опыт прочих нефтедобывающих стран бесценен.

Опыт Норвегии, Великобритании, США показал, что гибкие механизмы изъятия рентных доходов позволяют продлить сроки рентабельно^ эксплуатации нефтяных месторождений и при этом извлечь дополнительные ' объемы углеводородов. Правильно подобранный комплекс инструментов позволяет снизить риски недропользователя на начальной и завершающей стадиях разработки месторождений, а также минимизировать риски, связанные с ростом или падением цен на мировых рынках сырья.

Целью настоящей работы являются:

1. Совершенствование разработки механизма изъятия рентного дохода, учитывающего характер воспроизводственного процесса, который приводил бы к существенному снижению рисков недропользователя на всех этапах разработки нефтегазового месторождения.

2. Количественная оценка влияния комплекса инструментов изъятия рентных доходов на показатели экономической эффективности недропользователя и уровень поступлений в бюджет государства.

Достижение этой цели потребовало решения следующих задач.

1. Выявление форм природной ренты в нефтедобывающей промышленности, их стоимостная оценка и анализ их проявления на каждом этапе нефтедобывающего процесса.

2. Анализ многообразия инструментов изъятия рентных доходов на различных этапах воспроизводственного процесса на примере ряда нефтедобывающих стран: Россия, Норвегия, Великобритания, США.

3. Критический анализ разработок и предложений в научных публикациях последних лет, касающихся экономического обоснования механизма изъятия доходов нефтедобывающих компаний и его отдельных составных частей.

4. Количественный анализ последствий включения некоторых инструментов изъятия рентных доходов в налоговую систему России.

5. Разработка схемы изъятия рентных доходов, позволяющей за счет эффективного перераспределения рентных платежей улучшать показатели экономической эффективности недропользователя, сохраняя при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Предметом исследования являются экономические инструменты распределения рентных доходов на всех этапах разработки месторождения углеводородов.

Объектом исследования являются фискальные условия России и ряда нефтедобывающих стран, проекты разработки месторождений углеводородов при существующих налоговых режимах, а также анализ их текущего состояния.

Методологической основой являются положения экономической теории, теории истощающихся ресурсов, теории эффективности инвестиций в рыночной экономике (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование реализации долгосрочных инвестиционных проектов.

Вопросам развития рентных отношений в нефтедобыче, стоимостной оценке природной ренты в условиях рыночной экономики, способах ее изъятия посвящены работы В.Ю. Алекперова, А.А. Голуб, Е.Б. Струковой, Г.В. Выгона, Ю.В. Яковца, С.В. Рогинского, Р. Стейнера, Р. Солоу, А.А. Арбатова, М.А. Субботина, А.А. Конопляника и других авторов.

Вопросам распределения рентных доходов и многообразию экономических инструментов изъятия доходов нефтедобывающих предприятий посвящены работы Д. Джонстона, К.Н. Миловидова, А.Ф. Андреева, В.Ф. Дунаева, А.К. Максимова, Э.А. Крайновой, Э.М. Халимова, Т.Н. Валуйсковой, М.Ю. Низовцевой, А.Ф. Исмагилова и других.

Результаты исследования и их научная новизна заключается в совершенствовании механизма изъятия рентных доходов на основе анализа форм проявления ренты на каждом этапе воспроизводственного процесса, а также в выявлении последствий использования отдельных инструментов изъятия ренты на показатели экономической эффективности недропользователя с одной стороны и уровень поступлений в бюджет государства с другой стороны.

Научная новизна конкретизируется в следующих аспектах:

1. Изучен международный опыт ряда нефтедобывающих стран таких как: Норвегия, Великобритания, США в вопросах выбора инструментов изъятия рентных доходов, позволяющих снижать риски недропользователя на каждом этапе разработки месторождений углеводородов.

2. Выявлены последствия использования отдельных инструментов изъятия рентных доходов на показатели экономической эффективности недропользователя.

3. Разработан усовершенствованный механизм изъятия рентных доходов на базе российского опыта, позволяющий за счет научно-обоснованного перераспределения рентных платежей между этапами воспроизводственного процесса улучшать показатели экономической эффективности недропользователя, сохраняя при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Практическая ценность работы. Разработанные положения о методах формирования механизма изъятия рентных доходов и выбора отдельных его составляющих позволят более обоснованно подходить к вопросам отчуждения рентных доходов, снизить риски и повысить внутреннюю норму доходности недропользователя на вкладываемый капитал, не занижая при этом уровень поступлений в бюджет государства.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999 г.); «Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования предприятий нефтегазового комплекса» (Уфа, «БашНИПИнефть», 2001 г.); «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.). Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка и приложений. Объем работы - 157 страниц, в том числе 5 рисунков, 31 таблица. Список литературы включает 108 работ отечественных и зарубежных авторов.

Диссертация: заключение по теме "Мировая экономика", Куковинец, Анастасия Анатольевна

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Реализация сырьевых ресурсов являются главным источником денежных средств для поддержания российской экономики. Гибкий механизм изъятия рентных доходов позволяет не только привлечь значительные средства в бюджет, но и обеспечить стабильный инвестиционный климат для отечественных и иностранных инвесторов. При этом формирование ренты должно осуществляться в рамках энергетической стратегии безопасности данной страны, поскольку нельзя не учитывать географические, исторические, политические и социальные особенности государственного устройства. Механизм изъятия рентных доходов должен учитывать характер воспроизводственного процесса и стадию разработки нефтегазового месторождения, поскольку на каждом этапе работ есть свои задачи накопления, отчуждения и распределения ренты.

Когда мы говорим об образовании рентного дохода, нам необходимо знать о факторах, влияющих на его величину и способ его возникновения, чтобы формировать гибкий рентно-направленный механизм с учетом специфики процесса добычи нефти и газа. Природная рента возникает там, где есть частная земельная собственность, которая существует не только юридически, но и фактически, т.е. уступает капиталу лишь на условиях уплаты земельной ренты. Когда же такого разделения нет, рента существует лишь в потенциале. Потенция превращается в реальность только в тех случаях, когда возникает вопрос о дележе прибавочной стоимости между государством-собственником недр и недропользователем. Так, появляется необходимость стоимостной оценки нефтяной ренты, которая представляет собой превышение доходов от реализации добытых углеродов над затратами на разработку и эксплуатацию месторождения с учетом некоторой нормативной прибыли. От того, насколько точно будет осуществлена оценка экономической ренты, в конечном итоге будет зависеть фактическая величина ренты, распределяемой между государством и недропользователем.

После выявления факторов, влияющих на формирование рентного дохода, и стоимостной оценки экономической ренты возникает необходимость в создании гибкого механизма изъятия рентных доходов с тем, чтобы государство получило свою долю нефтяной ренты, а инвестор нормальную отдачу на вложенный капитал. Из существующего набора основных инструментов изъятия рентных доходов: бонусы, ренталс, роялти, налог на прибыль, налог на сверхдоходы государство выбирает те, которые наиболее отвечают потребностям данной страны в реализации своей энергетической стратегии. Для стран с развитой системой торгов и хорошей геологической изученностью регионов характерно изъятие рентных доходов через бонусы и подоходный налог с минимальным участием роялти. В случае если корректная оценка перспектив нефтеносного участка затруднена, или государство предпочитает при любых условиях уплату роялти как гарантию поступления рентных платежей на ранних этапах разработки месторождения, система торгов с выплатой бонуса будет носить скорее формальный характер и не грозит инвестору высокими единовременными выплатами.

Таким образом, единого рецепта для всех стран в смысле выбора подходящих инструментов механизма изъятия рентных доходов не существует. Однако огромное значение имеет комплексность выбираемых составляющих фискальной системы, которые служат неизменным продолжением друг друга на протяжении всего срока разработки месторождения. В этом смысле определенную гибкость им позволяет придать обширная система льгот и скидок. Проведенный анализ показывает, что доход недропользователя наиболее чувствителен к применению льгот, непосредственно влияющих на конечные показатели экономической эффективности: отсрочки платежа до достижения окупаемости или некоторого уровня рентабельности и освобождения части дохода от налогообложения, независимо от размера месторождения. С ростом/падением цены на нефть резко повышается экономическая эффективность нефтегазовых проектов от применения льготы «на истощение недр». При увеличении затрат на бурение и обустройство месторождений «добычные скидки» уступают место инструментам, которые смягчают влияние возросших капиталовложений на экономику проекта, таким как: ускоренная амортизация и инвестиционный кредит (или аплифт). Для того чтобы оценить эффективность рассмотренных инструментов, на практике в настоящей работе рассмотрены механизмы рентных платежей Норвегии, Великобритании, США, Канады, деятельность которых в области недропользования показательна. С целью оценки эффективности действующих схем изъятия рентных доходов, была построена имитационная модель оценки эффективности разработки месторождения. Модель построена на основе чистых денежных потоков с такими результирующими показателями как: чистая текущая стоимость (или чистый дисконтированный доход), внутренняя норма рентабельности, срок окупаемости. С учетом проведенного анализа рассмотренных схем изъятия рентных доходов удачные фискальные решения были применены для действующего механизма изъятия рентных доходов в нефтегазодобывающей промышленности России.

В заключение исследования можно сделать следующие выводы и предложения:

1. Анализ научных публикаций свидетельствует о недостаточной исследованности характера воздействия рентных отношений на воспроизводственный процесс в нефтедобывающей промышленности. Рента растет по мере увеличения капиталовложений в нефтяное дело, расширения промысловой площади и развития процесса добычи. Доходы инвестора и государства зависят от стадий разработки месторождения: низкие на ранней, высокие на зрелой, падающие на поздней и низкие на завершающей.

2. Отсутствие четких критериев для определения стадий разработки приводит к сложности выделения нефтяной ренты. Рентный доход на первой и второй стадиях, как правило, обусловлен существованием дифференциальной ренты I; на падающей и завершающей стадиях наблюдается значительный рост дифференциальной ренты II.

3. Анализ механизмов изъятия рентных доходов Норвегии, Великобритании, США показал, что для каждой стадии разработки месторождения целесообразно применять различные инструменты. На начальной стадии снизить риски позволят отсрочка платежа до достижения окупаемости или определенного уровня добычи, ускоренная амортизация или аплифт. На стадии стабилизации добычи нефти налоги на сверхдоходы и специальные налоги на нефтяной доход помогут извлечь дополнительный рентный доход. Продлить рентабельную разработку на поздней стадии можно с помощью скидки на истощение недр. Дифференцированная система роялти стимулирует рост дифренты II при применении методов нефтеотдачи пласта, а также продляет жизнь месторождению на завершающей стадии разработки.

4. Сравнительная оценка действующих схем изъятия рентных доходов США, Великобритании, Норвегии и России показала, что наибольший объем нефтяной ренты изымается в Норвегии. Несмотря на большую нагрузку на предприятия нефтяного комплекса, участие государства и гибкая система скидок помогает снижать риски на стадии разведки и освоения месторождений. В России прогрессивная шкала вывозной таможенной пошлины и наличие НДПИ на начальной стадии разработки месторождения отрицательно сказывается на таких показателях экономической эффективности недропользователя. Наличие обширной системы скидок в США облегчает задачу операторов по разработке малорентабельных месторождений и месторождений, эксплуатирующихся на поздней стадии разработки.

5. Для месторождений Великобритании потребуется наименьший из представленных стран начальный рентабельный дебит для безубыточной работы на протяжении всего периода разработки месторождения. Вторым по возрастанию начального рентабельного дебита выступают США. В условиях механизма Норвегии, на которую приходится максимальная нагрузка, начальный рентабельный дебит требуется меньше, чем в России. Это связано с ориентированностью Норвегии в большей степени на налогообложение доходов, поэтому при снижении уровня добычи нефти Норвегия может позволить себе дольше эксплуатировать месторождение, чем Россия.

6. С учетом проведенного анализа рассмотренных схем имеет смысл применить удачные решения с целью совершенствования механизма изъятия рентных доходов в России: ввод ускоренной амортизации, ввод аплифта в размере 5% от капитальных вложений в течение 5 лет; ввод нефтяной скидки в размере 10% от объема добычи для роялти; при достижении 80% от объема добычи ставка роялти снижается с 16,5% до 12,5%, и становится равной 0% при окончании рентабельной добычи нефти; ввод налога на сверхдоход: при IRR<20% - 0%, 20%<IRR<30% - 30%, 30%<IRR<40% - 40%, IRR>40% - 60%.

Анализ показал, что, сохраняя тот же уровень поступлений недропользователю, можно добиться увеличения значения внутренней нормы рентабельности, сокращения срока окупаемости капитальных вложений и величин начального рентабельного дебита за счет перераспределения потока наличности инвестора.