Экономический механизм распределения природной ренты в газовой отрасли
На правах рукописи
Шульц Евгения Васильевна
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ПРИРОДНОЙ РЕНТЫ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
| Специальность 08.00.05 – | Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами) |
А в т о р е ф е р а т
диссертации на соискание ученой степени
кандидата экономических наук
Санкт-Петербург
2013
Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет» и в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта.
Научный руководитель –
Разманова Светлана Валерьевна
кандидат экономических наук
Официальные оппоненты:
Лобанов Николай Яковлевич
доктор экономических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», кафедра организация и управления, профессор
Хакимова Галия Ринатовна
кандидат экономических наук, ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный экономический университет», кафедра экономики предприятия и производственного менеджмента, доцент
Ведущая организация – Федеральное государственное бюджетное учреждение науки «Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми» научного центра Уральского отделения Российской академии наук
Защита состоится 04 июня 2013 г. в 15 ч 15 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.05 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».
Автореферат разослан 30 апреля 2013 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета Лидия Ивановна ИСЕЕВА
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования. В настоящее время в политике государства в области регулирования недропользования в газовой отрасли России в отношении механизмов распределения природной ренты между ним и добывающими предприятиями сохраняется использование «плоской» унифицированной шкалы в части исчисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) с тенденцией увеличения налоговой нагрузки на недропользователей.
Дифференцированный подход к налогообложению добычи углеводородных ресурсов в РФ в определенной степени реализован только для нефтедобывающей отрасли. Вместе с тем, газовая отрасль остро нуждается в совершенствовании механизма распределения природной ренты, который помимо фискальной будет выполнять также стимулирующую и регулирующую функции, с целью рационального и эффективного освоения углеводородных месторождений на всех этапах их разработки.
Взвешенная налоговая политика государства в области распределения природной ренты может учесть взаимные интересы как собственника недр, так и недропользователей, продлевая срок эксплуатации действующих месторождений и стимулируя процесс разработки новых месторождений углеводородов.
Теория ренты была разработана представителями классической школы экономической теории: А. Смитом, Д. Рикардо, К. Марксом. Вопросы природной ренты в недропользовании изучались и анализировались и российскими учеными, такими как: Ю.В. Яковец, Т.Б. Решетилова, В.С. Немчинов, А.А. Голуб, В.И. Данилов-Данильян, Ю.В. Лаженцев, Т.Е. Дмитриева, В.М. Соколов. Проблемы рентного налогообложения недропользования в нефтегазодобывающей отрасли исследовали В.А. Крюков, В.Ю. Силкин, А.Н. Токарев, В.В. Шмат, С.Ю. Глазьев, И.В. Шарф, С.А. Кимельман, Л.М. Капица, В.Н. Лисица, В.И. Назаров, Е.С. Мелехин, С.А. Филатов, Ю.В. Разовский, Н.А. Рудченко и др. Несмотря на достаточно высокий общий уровень разработанности данной проблемы, целый ряд методических и прикладных аспектов требует большей конкретизации и дальнейшего развития.
Необходимость разработки гибкого эффективного механизма распределения природной ренты в газовой отрасли России обусловила актуальность темы, цель, задачи, структуру и содержание диссертационного исследования.
Целью исследования является совершенствование методов и инструментов распределения природной ренты как основы рыночного механизма государственного регулирования развития газовой отрасли.
Основная идея исследования состоит в том, что гибкий механизм распределения природной ренты является наиболее эффективным экономическим регулятором развития газовой отрасли, позволяющим оптимально распределять рентный доход между государством и недропользователями с учетом экономических, природных, геологических и прочих факторов.
В соответствии с поставленной целью и идеей исследования основные задачи работы заключаются в следующем:
определение и исследование новых тенденций и факторов развития мировой нефтегазодобывающей отрасли;
анализ международного опыта в построении гибкого механизма распределения природной ренты;
аргументирование необходимости оптимизации механизма распределения природной ренты в газовой отрасли России;
разработка инструментов для определения индивидуальных дифференцированных ставок налогов, связанных с извлечением природного газа и газового конденсата из недр;
оптимизация механизма распределения природной ренты в газовой отрасли России на основе экономического подхода;
оценка финансовых последствий предлагаемых решений как с позиции недропользователя, так и с позиции государства.
Предметом исследования являются экономические отношения, возникающие в процессе формирования, изъятия и использования природной ренты.
Объектом исследования являются недропользователи, осуществляющие разработку газовых и газоконденсатных месторождений и государство, получающее часть природной ренты, возникающей в процессе освоения данных месторождений.
Методология и методы исследования. Теоретическую основу диссертации составили научные труды отечественных и зарубежных исследователей в области экономической теории и практики, посвященные проблемам рентного природопользования. В работе использованы методы системного, функционального и факторного анализа; методы сравнительных сопоставлений и математического моделирования.
Защищаемые научные положения.
- В современных экономических условиях, когда возрастает значимость экономических методов регулирования недропользования в сравнении с административными, необходимо создание гибкого механизма распределения природной ренты, включающего ее оценку, изъятие и последующее использование.
- В рамках действующей налоговой системы распределения природной ренты в перечень существенных факторов дифференциации НДПИ для газа и газового конденсата следует отнести размер месторождения, его географическое положение, степень выработанности запасов углеводородов, глубину залегания флюидов, использование инновационных технологий при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
- 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.
Научная новизна исследования заключается в следующем:
разработан концептуальный подход к формированию нового механизма распределения ренты в газовой отрасли на основе постепенного перехода от дифференциации НДПИ к налогообложению финансовых результатов деятельности недропользователей;
предложена система поправочных коэффициентов для расчета ставки НДПИ, для дифференцирования её по географическому положению месторождения, степени его крупности, степени выработанности и глубины залегания углеводородов;
доказано, что на завершающей стадии освоения месторождения освобождение недропользователя от НДПИ позволяет не только значительно улучшить технико-экономические показатели разработки, но и увеличить размер поступлений в бюджет государства;
сформулированы и обоснованы рекомендации по корректировке механизма налогового изъятии ренты в части замены НДПИ и таможенной пошлины на специальный налог, с учетом величины накопленного дисконтированного дохода, в дополнение к налогу на прибыль.
Полученные научные результаты соответствуют п. 1.1.19. Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса Паспорта научной специальности 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами).
Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается анализом и изучением значительного количества работ по исследуемой проблеме, использованием значительного объема фактической и статистической информации, в частности статистические и аналитические материалы федеральных и региональных органов управления.
Нормативной базой диссертационного исследования послужили законодательные акты Российской Федерации и зарубежных стран, официальные документы государственных и правительственных органов, отражающие и регламентирующие механизмы и инструменты распределения природной ренты.
Практическое значение работы заключается:
в определении направлений оптимизации механизма распределения природной ренты между государством и недропользователями в газовой отрасли России на основе изучения зарубежного и отечественного опыта;
в разработке инструментов, позволяющих дифференцированно подходить к процессу распределения природной ренты, учитывающих положения производственного и экономического подходов;
в количественной оценке эффективности предлагаемых решений по оптимизации механизма распределения природной ренты в газодобыче.
Практическое использование предложенного механизма распределения природной ренты возможно в качестве рекомендаций при совершенствовании налоговой политики России в газовой отрасли. Результаты исследования могут быть применены в работе министерств и других органов власти по изменению налогового законодательства в области недропользования, а также для газодобывающих предприятий, выходящих с предложениями по совершенствованию системы налогообложения.
Апробация работы. Основные положения работы докладывались на следующих научно-практических конференциях различного уровня: Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения» (УГТУ, г. Ухта, 2010 г., 2011 г.), Международная научно-практическая конференция «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России» (ВНИГРИ, г. Санкт-Петербург, 2010 г.), XII международная молодежная конференция «Севергеоэкотех-2011» (УГТУ, г. Ухта, 2011 г.), IV открытая научно-практическая конференция молодых специалистов и работников «Энергия молодежи – ресурс развития нефтегазовой отрасли» (ООО «Газпром добыча Астрахань», г. Астрахань, 2011 г.), III научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2011 г.), XIII международная молодежная конференция «Севергеоэкотех-2012» (УГТУ, г. Ухта, 2012 г.), III научный семинар «Актуальные проблемы, направления и механизмы развития производительных сил Севера – 2012» (ИСЭиЭПС КомиНЦ УрО РАН, г. Сыктывкар, 2012 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 работ общим объемом 6,6 п.л., авторский объем – 5,5 п.л., в том числе три работы в изданиях, рекомендованных ВАК.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций и списка используемой литературы. Содержит 129 страниц машинописного текста, 37 рисунков, 25 таблиц, список литературы из 141 наименования.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
1. В современных экономических условиях, когда возрастает значимость экономических методов регулирования недропользования в сравнении с административными, предельно важную роль играет гибкий механизм распределения природной ренты, включающий ее оценку, изъятие и последующее использование.
В последнее время тема природной ренты является предметом постоянных дискуссий как в международных академических, так и политических кругах стран, экономика которых в значительной степени зависит от экспорта природных ресурсов. В научных публикациях и монографиях экономического характера рента определена как сверхприбыль, получаемая при использовании ограниченных разнокачественных природных ресурсов и присваиваемая пользователями недр. Вопрос о количественном и качественном определении природной ренты является очень спорным и до сих пор остается открытым. Поэтому в рамках диссертационной работы принято допущение, что природная рента оценена как прибыль, образуемая у недропользователя при эксплуатации углеводородных месторождений.
Важным вопросом является распределение ренты между недропользователями и обществом, которое хочет получать определенную плату за эксплуатацию недр, находящихся в собственности государства (рисунок 1). Данный процесс осуществляется на основе изъятия части рентных доходов в виде различных налоговых и неналоговых платежей, которые необходимо рассматривать как составляющие структуры отечественного налогового режима в добывающих отраслях и как основу для построения соответствующей налоговой системы, поскольку именно на данном уровне появляется первый продукт (сырье, топливо), на который в последующем опираются обрабатывающие отрасли промышленности.
В периоды резких изменений мировых или внутренних цен на продукты, получаемые с использованием ограниченных природных ресурсов, объем природной ренты и ее норма подвержены значительным колебаниям. Этот факт обуславливает возрастающую значимость экономических методов государственного регулирования недропользования в стране. Кроме того, действующий в настоящее время в нашей стране механизм распределения природной ренты не стимулирует недропользователей эксплуатировать низкорентабельные месторождения (выработанные, маленькие, расположенные в труднодоступных районах, с глубоким залеганием флюидов и т. д.).
На основе изучения и анализа отечественной налоговой системы и зарубежного опыта в области построения эффективной системы государственного регулирования недропользования в газодобывающей отрасли, а также перспектив и направлений развития данного вопроса, нами сделан вывод о необходимости оптимизации механизма распределения природной ренты между государством и недропользователями (см. рисунок 1). Оптимизация данного механизма должна быть реализована постепенно, в несколько этапов, чтобы все заинтересованные стороны успели адаптироваться к новым условиям.
На первом этапе предлагается осуществлять построение гибкой системы распределения природной ренты через дифференциацию налога на добычу полезных ископаемых, поскольку такой подход представляется наименее «болезненным» с позиции вливания в действующую налоговую систему и достаточно эффективным для привлечения в отрасль дополнительных инвестиционных вложений и реализации низкорентабельных проектов. В качестве критериев дифференциации нами предлагается принять горно-геологические, технические и технологические параметры освоения месторождений, внедряемые с систему распределения природной ренты в рамках производственного подхода в таких странах, как США и Канада.
Второй этап оптимизации предполагает в более долгосрочной перспективе (связанной с переходом к использованию равнодоходных цен на газ и привлечением в газовую отрасль иностранных инвесторов) применение экономического подхода в механизме распределения природной ренты, реализуемого в Норвегии и Великобритании, через систему налогообложения финансовых результатов деятельности недропользователей, что приведёт к более эффективному распределению природной ренты в зависимости от тенденций развития газодобывающей отрасли и хозяйствующих субъектов, а также рынка углеводородов.
2. В рамках действующей налоговой системы распределения природной ренты в перечень существенных факторов дифференциации НДПИ для газа и газового конденсата предлагается отнести размер месторождения, его географическое положение, степень выработанности запасов углеводородов, глубину залегания флюидов, использование инновационных технологий при разработке газовых и газоконденсатных месторождений.
Анализ зарубежного опыта формирования гибкой системы распределения природной ренты и тенденций развития рынка углеводородов, а также исследование специфики топливно-энергетического комплекса России показали, что к существенным факторам дифференциации налогообложения добычи газа и конденсата необходимо отнести: географическое расположение газовых и газоконденсатных месторождений, величину запасов углеводородов, глубину залегания и состав флюидов, период разработки месторождения и использование инновационных технологий при освоении месторождений.
Ввиду специфичности администрирования российской системы взимания налогов и платежей рассмотрим критерии дифференцирования применительно к месторождениям (лицензионным участкам) в целом.
Научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки (НИОКР) могут возникать на любой стадии освоения газовых и газоконденсатных месторождений и требуют достаточно больших единовременных финансовых вложений, что негативно сказывается на технико-экономических показателях в первые периоды после их внедрения, поэтому целесообразно освобождать недропользователя на срок их окупаемости от уплаты НДПИ, а значит, фактор использования инновационных технологий отразится через налоговые каникулы. Остальные критерии дифференциации выразим через систему поправочных коэффициентов к базовой ставке НДПИ.
Таким образом, ставка НДПИ для природного газа (конденсата) (С) будет определяться по формуле:
  , р./тыс. м3 (р./т.), | |||
| где |  | – | базовая ставка НДПИ для природного газа (конденсата), р./тыс. м3 (р./т.); |
 | – | поправочный коэффициент, характеризующий географическое положение месторождения, ед.; | |
 | – | поправочный коэффициент, определяющий размер (степень крупности) месторождения, ед.; | |
 | – | поправочный коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов, ед.; | |
 | – | поправочный коэффициент, принимаемый в зависимости от глубины залегания углеводородов, ед. | |
Учет различий в характеристиках месторождений полезных ископаемых в определенной степени реализован в Методике расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами, утвержденной Министерством природных ресурсов и экологии Российской федерации, основанной на величине налога на добычу полезных ископаемых. Поэтому применяемые в методике критерии дифференциации можно частично использовать в построении гибкой системы распределения природной ренты между государством и недропользователями в части коэффициента, зависящего от географического положения месторождений и фактора величины разрабатываемого месторождения. Значения коэффициентов приняты в соответствии с методикой и представлены в таблицах 1 и 2.
Данные коэффициенты являются достаточно обоснованными, поскольку результаты расчетов показателей экономической эффективности проектов освоения различных месторождений показал, что для месторождений с глубиной скважин от 2500 до 3000 м с увеличением размера начальных извлекаемых запасов снижается средняя себестоимость добычи газа и конденсата в пропорциях, соответствующих предложенным значениям.
Жизненный цикл месторождения можно охарактеризовать несколькими стадиями: нарастающей, постоянной и падающей добычи, различающимися уровнями добычи углеводородов, технологическими условиями освоения, технико-экономическими показателями.
Проанализировав динамику добычи углеводородов и их себестоимости можно свидетельствовать о необходимости снижения размера налога на определенных стадиях эксплуатации месторождения (рисунок 2).
Рисунок 2 - Динамика добычи и себестоимости углеводородов из газовых и газоконденсатных месторождений
На начальных этапах освоения газовых и газоконденсатных месторождений наблюдаются значительные капитальные вложения в строительство скважин и обустройство месторождений, что негативно сказывается на экономических показателях эффективности деятельности недропользователя. Поэтому целесообразно в данный период активного финансирования проекта освободить налогоплательщика от уплаты НДПИ.
В период активного извлечения газа и конденсата, когда недропользователь получает максимальную прибыль от реализации проекта (степень выработанности запасов от 10 до 70%), корректирующий коэффициент равен 1.
В настоящее время актуальным становится выделение еще одной стадии разработки месторождения – завершающей, что связано с тем, что к ней подходят такие базовые месторождения газодобывающей отрасли, как Медвежье, Уренгойское, Вуктыльское и др. Для большинства месторождений она определяется невозможностью извлечения углеводородов на естественном газовом или упруговодонапорном режиме разработки месторождений. Анализ разработки отечественных залежей Вяхиревым, Фиш, Леонтьевым, показал, что средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа по ним составляет 0,895.
На завершающем этапе освоения месторождений целесообразно освободить компании от уплаты НДПИ. Здесь меняется структура затрат на добычу, значительно растет удельная себестоимость. Кроме того, возникают дополнительные затраты, связанные с ликвидацией скважин и объектов промысла. Тем не менее, и недропользователи и государство заинтересованы в продлении «сроков жизни» таких месторождений, поскольку в России благодаря разработке многих месторождений образовались города (Вуктыльское НГКМ, практически все месторождения Западной Сибири), закрытие которых связано с ликвидацией рабочих мест и вопросами переселения жителей. Решение вопросов, связанных с социальной составляющей ликвидируемых моногородов, в первую очередь отразится на государстве.
Для недропользователей закрытие промыслов связано с огромными финансовыми затратами: расходами на консервацию скважин и ликвидацию объектов промысла, социальными выплатами работникам ликвидируемого предприятия, расходами на восстановление экологической подсистемы. Кроме того, продление срока эксплуатации месторождения может быть экономически эффективно, потому что у недропользователя появляется возможность вложить средства, предназначенные для ликвидации промысла в альтернативный проект с сопоставимой величиной капитальных вложений.
Формула для расчета промежуточных значений коэффициента нами определена исходя из величины выработанности запасов в зависимости от динамики объемов добычи углеводородов (отрезок АБ на рисунке 2) и представлена в таблице 3.
Еще одной важной характеристикой газовых и газоконденсатных месторождений является глубина залегания флюидов. Она может варьироваться от нескольких сотен метров до четырех километров и более. При разработке месторождений при увеличении глубины бурения возрастают как капитальные затраты так и эксплуатационные, связанные с добычей газа и конденсата. Это видно на примере расчетов коммерческой эффективности освоения различных месторождений Тимано-Печорской провинции и Западной Сибири и построенной на их результатах зависимости себестоимости добычи газа и конденсата от средней глубины скважин (рисунок 3).
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:
- Шульц, Е. В. Направления и перспективы развития системы налогообложения России в газодобывающей отрасли / Е. В. Шульц // Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения»: Материалы межрег. сем., 04–05 февраля 2010 г. – Ухта: УГТУ, 2010. – С. 131–135.
- Шульц, Е. В. О направлениях налоговой политики Российской Федерации в отношении добычи углеводородов / Е. В. Шульц // Сборник научных трудов. – Ухта: филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, 2010. – С. 46–50.
- Разманова, С. В. Инновационные технологии как составляющая налоговой политики государства в сфере недропользования / С. В. Разманова, Е. В. Шульц // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: Докл. науч.-пр. конф., 22–26 ноября 2010 г. – СПб: НЕДРА, 2010. – С. 420–430.
- Разманова, С. В. Налоговая политика государства как инструмент стимулирования инновационных технологий в нефтегазовой сфере [электронный ресурс] / С. В. Разманова, Е. В. Шульц // 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
- Шульц, Е. В. О необходимости применения гибкой системы налогообложения в добыче природного газа с учетом степени выработанности его запасов / Е. В. Шульц // Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения»: Материалы межрег. сем., 03–04 февраля 2011 г. – Ухта: УГТУ, 2011. – С. 129–132.
- Шульц, Е. В. Государственные фонды России как механизм абсорбирования природной ренты / Е. В. Шульц // Севергеоэкотех: Материалы международной молодежной научной конференции, 16–18 марта 2011 г. – Ухта: УГТУ, 2011. – С. 408–412.
- Шульц, Е. В. Дифференциация ставки НДПИ в отношении природного газа в зависимости от степени выработанности запасов / Е. В. Шульц // 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.
- Шульц, Е. В. Механизм использования природной ренты: мировой и отечественный опыт / Е. В. Шульц // Сборник научно-технических обзоров – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011.– С. 153–171.
- Шульц, Е. В. Использование экономических механизмов изъятия природной ренты при добыче углеводородов в России / Е. В. Шульц // Сборник тезисов докладов III науч.-пр. молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 13–14 октября 2011 г. – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011.– С. 84.
- Шульц, Е. В. Экономические механизмы изъятия природной ренты: опыт Норвегии / Е. В. Шульц // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. – № 3.– С. 50–54.
- Шульц, Е. В. Производственный подход к использованию механизмов изъятия природной ренты в газодобывающей отрасли России / Е. В. Шульц // 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.
- Шульц, Е. В. Мировой 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.
- Шульц, Е. В. Анализ опыта использования механизмов изъятия природной ренты в зарубежных странах / Е. В. Шульц // Сборник научно-технических обзоров – М.: ООО «Газпром 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 |
| 2000-4000 |  |
| >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 | 190548,6 | 192223,2 | 197678,9 | 97527,8 | 103455,6 | 127127,7 |
| 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 | - | - | - | 126838,0 | 127946,0 | 131562,8 | 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 | 130911,2 | 132062,7 | 185778,0 | 74226,4 | 78711,2 | 123300,5 |
| 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 | - | - | 139348,6 | - | - | 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.
