Развитие методологии определения нефтегазовой ренты в России и Украине

Размещено на http://www.allbest.ru/

развитие методологии определения нефтегазовой ренты в России и Украине

Разовский Ю.В.

д.э.н., профессор Московского гуманитарного университета

renta11@yandex.ru

Икаев А.Р.

ведущий специалист-эксперт, Федеральная налоговая служба России

Сухина Е.Н. к.э.н., с.н.с. Института экономики природопользования и устойчивого развития НАН Украины, г. Киев

olsuhina@ukr.net

Ничто не требует столько мудрости

и ума, как определение той части,

которую у подданных забирают,

и той, которую оставляют им.

Шарль Л. Монтескьё

В условиях кризисных колебаний цен и спроса на энергоносители и другие полезные ископаемые особую актуальность приобретает проблема научной обоснованности налогового регулирования в сфере недропользования России и Украины, их гармонизация. В настоящее время системы регулирования рентных отношений двух стран весьма несовершенны и непостоянны. С целью улучшения инвестиционного климата и создания условий для внедрения инноваций, экологически безопасного использования природной среды, необходимо совершенствовать методологию оценки абсолютной горной ренты, нормальной прибыли и сверхприбыли. Над этой проблемой активно работают ученые двух стран.

Как в России, так и на Украине проблема разработки методик определения нефтегазовой ренты остается актуальной, и в первую очередь для установления адекватных размеров платежей за пользование недрами для добычи углеводородов. Разработанные методики, в большинстве случаев, недостаточно обоснованы и не реализованы на практике. В первую очередь нужно усовершенствовать методику оценки стоимости запасов полезных ископаемых Сухина Е.Н. Современный методический подход к стоимостной оценке запасов полезных ископаемых // Проблемы недропользования: материалы VI Всероссийской молодежной научно-практической конференции, (Екатеринбург, 8-10 февраля 2012 г.) / ИГД УрО РАН. - Екатеринбург: Уро РАН, 2012. - С. 388-396., алгоритм оценки стоимости минерально-сырьевого капитал, риска его использования и нормального уровня экономической эффективности. Для России это особенно важно в связи с большой стоимостью запасов и прогнозных ресурсов полезных ископаемых, включая энергоносители, и значительными суммами формирующейся горной ренты. В РФ платежи за природные ресурсы и акцизы горной ренты, необоснованно именуемые налогами, носят в основном фискальный характер, а соответствующее законодательство не способствует снижению коррупции.

Принятый в 2010 году Налоговый кодекс Украины не решил вопрос справедливого изъятия сверхдоходов недропользователей: объединение ставок за пользование недрами для добычи полезных ископаемых и сбора за геологоразведочные работы проблемы не решило Податковий кодекс України: Кодекс України від 2 грудня 2010 року № 2755-VI. - http://zakon2.rada.gov.ua/laws/show/2755-17/page32.. Такой подход не является рентным по существу. Действующие ставки платы за пользование недрами для добычи полезных ископаемых экономически необоснованны и назначаются административно. В результате государство недополучает значительные суммы горной ренты, а недропользователи либо разоряются, либо необоснованно обогащаются.

На Украине предприятия по добыче углеводородов, согласно Налоговому кодексу Украины, уплачивают платежи за пользование недрами, а также рентные платежи за нефть, природный газ и газовый конденсат. Объектом налогообложения платы за пользование недрами для добычи полезных ископаемых является объем добытого в налоговом (отчетном) периоде полезного ископаемого. Базой налогообложения является стоимость объемов добытого в отчетном периоде минерального сырья, которая отдельно исчисляется для каждого вида полезного ископаемого для каждого участка недр.

В 2012 году ставки платы за пользование недрами для добычи углеводородов были установлены в таких размерах: для нефти и конденсата - 147,63 грн./т; для газа природного, в том числе газа, растворенного в нефти (нефтяной (попутный) газ), этан, пропан, бутан) - 42,05 грн./тыс. м3. С 1 января 2013 года согласно Закону № 4834-VІ от 24 мая 2012 года Про внесення змін до Податкового кодексу України щодо удосконалення деяких податкових норм : Закон України від 24 трав. 2012 року № 4834-VI. - http://zakon2.rada.gov.ua/laws/show/4834-17. соответствующие ставки будут определяться в процентах от стоимости добытых полезных ископаемых (ст. 263.9.1) и будут составлять:

- для нефти и конденсата: 39,0 % от стоимости добытых нефти и конденсата из залежей, которые полностью или частично залегают на глубине до 5000 м и соответственно 17,0 % - на глубине свыше 5000 м;

- для газа горючего природного (в том числе газа, растворенного в нефти (нефтяного (попутного) газа), этана, пропана, бутана, газа (метана) угольных месторождений, газа сланцевых толщ, газа центрально-бассейнового типа, газа коллекторов плотных пород): 17,0 % от стоимости добытого природного газа, но не меньше, чем 594,64 грн./тыс. м3 газа (из залежей, которые полностью или частично залегают на глубине до 5000 метров); 28 %, но не меньше, чем 101,30 грн./тыс. м3 (природный газ, который отвечает условию, определенному в подпункте 263.11.5, добытый из залежей до 5000 метров); 9 %, но не меньше, чем 318,34 грн./тыс. м3 (из залежей, которые полностью залегают на глубине свыше 5000 метров); 25 %, но не меньше 89,45 грн./тыс. м3 (природный газ, который отвечает условию, определенному в подпункте 263.11.5, добытый из залежей свыше 5000 метров); 15 %, но не меньше, чем 53,90 грн./тыс. м3 (из залежей на участках недр (месторождениях) в пределах континентального шельфа и/или исключительной (морской) экономической зоны Украины).

На Украине насчитывается 401 месторождение нефти и газа, большая часть которых являются комплексными Мінеральні ресурси України. - Київ: Державне науково-виробниче підприємство “Державний інформаційний геологічний фонд України”, 2012. - 263 с.. 96 % запасов природного газа сосредоточены на 365 месторождениях суши, а 4 % - на 15 месторождениях шельфа Азовского и Черного морей. Государственным балансом запасов полезных ископаемых Украины учитывается 187 месторождений с запасами нефти и 202 месторождения с запасами газового конденсата. Промышленностью осваивается 80,2% балансовых (добывающих) запасов нефти и 85,9% конденсата. Перспективные извлекаемые ресурсы нефти в количестве 159,82 млн. т подсчитаны на 68 площадях и 47 месторождений. Геологическое агентство США оценивает запасы сланцевого газа в Украине в 1,5-2,5 триллиона кубических метров. Разработка сланцевых месторождений не дешевая, и его добыча угрожает загрязнением источников питьевой воды. Но все эти запасы нужно оценивать.

В 2011 году в Украине недропользователи имели 256 действительных лицензий на добычу углеводородного сырья, и 222 - на разведку углеводородов. Получение лицензий обходится сейчас недропользователям в десятки миллионов гривен, поэтому при экономической оценке запасов недр это также целесообразно учитывать.

На Украине кроме платежей за пользование недрами предприятия по добыче углеводородов уплачивают и рентную плату за нефть, природный газ и газовый конденсат (раздел Х Налогового кодекса Украины). Объектом налогообложения при этом является объем добытого углеводородного сырья в отчетном периоде. Установленная ставка рентной платы за природный газ составляет 237,0 и 118,5 (на глубине более 5000 метров) гривен за 1000,0 м3 газа (ст. 258.1.1); за нефть (и также за газовый конденсат) - соответственно 2141,86 и 792,54 грн./т (ст. 258.2 и ст. 258.3).

Размер налогового обязательства по рентной плате исчисляется плательщиком как произведение объема добытого им углеводного сырья, установленных статьей 258 этого Кодекса ставок рентной платы и корректирующего коэффициента, который в каждом отчетном периоде рассчитывается согласно статье 259 этого Кодекса (для нефти: путем деления средней цены одного барреля нефти “Urals”, пересчитанной в гривны по курсу Национального банка Украины состоянием на 1-е число месяца, который наступает за отчетным периодом, который сложился на момент завершения проведения торгов нефтью на Лондонской бирже на протяжении текущего отчетного периода, на базовую цену нефти (под базовой ценой нефти понимается цена нефти “Urals”, которая равняется 560,0 гривен за баррель); для природного газа - путем деления средней таможенной стоимости импортного природного газа, которая сложилась в процессе его таможенного оформления во время ввоза на территорию Украины за налоговый (отчетный) период, на базовую цену, которая равняется 179,5 доллара США за 1000 м3). То есть, платежи названы “рентными”, но по своей сути они рентными не являются.

С 1 января 2013 года будут действительны нововведения и изменения, которые предусмотрены нормами Закона Украины от 24.05.2012 г. №4834 “О внесении изменений в Налоговый кодекс Украины (НКУ) относительно усовершенствования некоторых налоговых норм”. Указанным законом урегулированы проблемные вопросы, которые возникали во время применения норм и положений НКУ и отрицательно влияли на деятельность налогоплательщиков. Относительно рентной платы за нефть, природный газ и газовый конденсат, которые добываются в Украине, и платы за пользование недрами предусмотрено объединение платежей: платы за пользование недрами и рентной платы за нефть, природный газ и газовый конденсат, которые добываются в Украине, и установление новых ставок за пользование недрами в связи с объединением платежей, распространение процентного типа ставок платы за пользование недрами для добычи полезных ископаемых на все виды полезных ископаемых. Но это также не будут рентные платежи. Поэтому основной задачей Правительства Украины в настоящее время является установление экономически обоснованных размеров платежей за пользование недрами на рентной основе путем разработки абсолютно нового подхода к изъятию сверхприбылей горнодобывающих предприятий.

Для дальнейшего скоординированного социально-экономического развития России и Украины в общеевропейском контексте нужно устанавливать такие размеры платежей за пользование недрами, которые бы соответствовали европейским (например, норвежским ставкам, где недропользователи уплачивают до 80,0 % от прибыли горнодобывающего предприятия). Для этого нужно разработать соответствующую методологию определения размера нефтегазовой ренты. Данную проблематику разрабатывали в своих работах и авторы статьи с российской стороны: Ю.В.Разовский Разовский Ю. В. Методика и алгоритм определения величины дифференциальной горной ренты // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 1997. - № 2. - С. 153-155., А.Р.Икаев и с украинской - Е.Н.Сухина Сухина Е.Н. Методика определения размера рентных платежей за пользование недрами для добычи полезных ископаемых через удельную ренту // Проблемы современной экономики: сборник материалов III Международной научно-практической конференции (Новосибирск, 17 мая 2011 года, Центр развития научного сотрудничества): в 2-х частях. Часть 1 / Под общ. ред. Ж.А.Мингалёвой, С.С.Чернова. - Новосибирск: Издательство НГТУ, 2011. - С. 53-58..

Анализ направлений, видов деятельности и структуры капитала вертикально и горизонтально интегрированной нефтегазовой энергетической компании ОАО «Сургутнефтегаз» позволил составить формулу (1) расчета используемого минерально-сырьевого капитала (МСК), непосредственно формирующего нефтегазовую ренту. В него вошли активы, обеспечивающие поиск и разведку углеводородного сырья, обустройство месторождений, их разработку, утилизацию попутного газа, часть капитала вспомогательных и обслуживающих видов деятельности, непосредственно обеспечивающих добычу углеводородов и их первичную переработку, транспортировку и хранение. Поскольку крупные нефтегазовые компании, как правило, вертикально и горизонтально интегрированы, МСК определяется по формуле (1):

(1)

нефтегазовый рента платеж геологоразведочные

где МСК - минерально-сырьевой капитал, формирующий нефтегазовую ренту; млн. руб.;

Ангр - активы предприятия, формирующие нефтегазовую ренту, млн. руб.;

АС - суммарные активы предприятия, млн. руб.;

А1 - активы, обеспечивающие поиск, разведку и оценку запасов углеводородов, а также затраты на лицензирование геологоразведочных работ и права на их добычу, млн. руб.;

А2 - активы, обеспечивающие обустройство нефтяных и нефтегазовых месторождений, млн. руб.;

А3 - активы, обеспечивающие разработку нефтяных, нефтегазовых месторождений, млн. руб.;

А4 - активы, обеспечивающие утилизацию попутного газа, первичную переработку нефти, ее транспортировку до магистрального нефтепровода и хранение, млн. руб.;

А5 - активы, обеспечивающие производство нефтепродуктов и продуктов нефтехимии (в частности, комплекс «ЛАБ/ЛАБС» ОАО «Сургутнефтегаз» по производству основы для синтетических и моющих средств), млн. руб.;

А6 - активы, обеспечивающие глубокую переработку газа, млн. руб.;

А7 - активы, обеспечивающие сбыт нефтепродуктов, включая оптовые предприятия и АЗС, в том числе магазины по реализации сопутствующих товаров и услуг, млн. руб.;

А8 - активы, обеспечивающие выработку электроэнергии, млн. руб.;

А9 - активы, обеспечивающие сервисные работы по обслуживанию основного производства и других видов деятельности, млн. руб.;

А10 - активы машиностроения и ремонта оборудования, млн. руб.;

А11 - активы транспортных предприятий и подразделений, млн. руб.;

А12 - активы, обеспечивающие финансовые, страховые, юридические и другие деловые услуги, млн. руб.;

А13 - активы, обеспечивающие функционирование социальной сферы предприятия, млн. руб.;

А14 - активы сельского подсобного хозяйства, млн. руб.;

Анпр - другие непрофильные активы (в частности, на ОАО «Сургутнефтегаз» завод гидроизоляционных и кровельных материалов «Изофлекс»), млн. руб.

Анализ формулы (1) показывает, что активы А9, обеспечивающие сервисные работы по обслуживанию основного производства, активы А10 - машиностроения и ремонта оборудования, активы А11 - транспортных предприятий и подразделений, могут быть учтены в той долевой части, в которой они непосредственно участвуют в поиске и разведке, обустройстве и разработки месторождений, утилизации попутного газа. Эта доля определятся по соотношению выручки от реализации продукции, работ, услуг, отпускаемых на сторону, обслуживающих не основное производство и доле выручке от обслуживания основного производства. Тогда, формула (1) будет иметь следующий вид (2):

(2)

k9 - коэффициент долевого участия активов сервисных работ в обслуживании основного производства, доли ед.;

k10 - коэффициент долевого участия активов машиностроения и ремонта оборудования в обслуживании основного производства, доли ед.;

k11 - коэффициент долевого участия активов транспортных предприятий в обслуживании основного производства, доли ед.

Согласно сформулированным положениям теории ренты, формулы оценки дифференциальной нефтегазовой ренты как разницы между фактической прибылью от добычи углеводородов и нормальной прибылью, имеют следующий вид (формула 3 и 4):

(3)

(4)

где Рднфг - дифференциальная нефтегазовая рента, млн. руб.;

Пнфг, Пнфгнорм - соответственно, прибыль от добычи углеводородов и нормальная прибыль от добычи углеводородов (прибыль от других видов деятельности исключатся), млн. руб.;

Кнмск - коэффициент нормальной (нормативной) эффективности использования минерально-сырьевого капитала, безразмерная величина.

Прибыль от добычи нефти и газа определяется как разница между суммарной прибылью компании и прибылью от других видов деятельности, не связанных с добычей нефти и газа (формула 5):

(5)

где Псумм - суммарная балансовая прибыль компании от всех видов деятельности, млн. руб.;

Пдрвд - прибыль от других видов деятельности, не связанных с добычей нефти и газа, млн. руб.

Для видов деятельности непосредственно обеспечивающих добычу углеводородов и в то же время оказывающих услуги сторонним организациям, учитывается только часть прибыли, в соответствии с долей выручки от реализации продукции, работ, услуг, осуществляемых внутри компании для обеспечения добычи углеводородов и отпускаемых на сторону.

Определение границы между прибылью и дифференциальной нефтегазовой рентой основано на разделение общей массы прибыли нефтегазового производства на нормальную прибыль и сверхприбыль. Нормальную прибыль принято называть также нормативной прибылью, от слова норматив. Норматив разделения всей прибыли нефтегазодобычи на нормальную прибыль и дифференциальную горную ренту называют коэффициентом нормальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала. Этот норматив может устанавливать Министерство экономического развития и торговли РФ, чтобы обосновывать размеры акцизов нефтегазовой ренты; акционеры, учредители предприятия, чтобы отслеживать уровень эффективности его работы; специалисты и руководство предприятия - для обоснования стратегии его развития, профессиональные оценщики в процессе экономической оценки месторождения или предприятия.

Определение коэффициента нормальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала - Кнмск - включает:

- выбор базового показателя - К1мин - коэффициента минимальной эффективности использования МСК, %;

- определение уровня увеличения базового показателя - К2риск (надбавки за риск), обусловленного особенностями производства в процессе использования недр при добыче нефти и газа, (в % от базового показателя К1мин).

На основании выведенной формулы расчета, коэффициент нормальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала определяется по формуле (6):

(6)

где К1мин - базовый показатель минимальной эффективности использования нефтегазовых ресурсов недр (базовая ставка), %;

К2риск - надбавка за суммарный риск нефтегазового производства (в % от базовой ставки).

В качестве базового показателя - коэффициента минимальной эффективности использования нефтегазовых ресурсов недр (К1мин, в %) в рассматриваемой модели используется усредненная банковская кредитная ставка. Она является рыночным макроэкономическим финансовым показателем, наиболее приближенным к нефтегазодобыче. Было обосновано, что финансовые показатели, такие как ставка процентов по государственным облигациям, ставка процентов по акциям, котируемым на бирже и др., в меньшей степени подходят для оценки горной ренты. В силу относительной нестабильности и недостаточной развитости отечественной банковской системы и отечественного финансового рынка, целесообразно в периоды кризисов определять уровень нормальной прибыли и ренты с учетом не только ставок ведущих коммерческих банков, но и ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации (ЦБ РФ).

Что касается облигаций внутреннего государственного займа (ОВГЗ) на Украине, по данным ЗАО “Украинское агентство финансового развития”, ОВГЗ являются наименее рискованным видом ценных бумаг и имеют значительную ставку доходности. Например, в 2011 году средневзвешенная доходность ОВГЗ составляла 9-10 % годовых, и несколько уменьшилась против 2010 года. В 2010 году Министерство финансов Украины разместило ОВГЗ на общую сумму 70,7 млрд. грн., средневзвешенная доходность по которым составила 10,39 % годовых, из них - по результатам проведения аукционов по первичному размещению ОВГЗ - средневзвешенная доходность была 12,69 % годовых, то есть была сопоставима со ставками по депозитам. По мнению Е.Н.Сухиной и экспертов ЗАО “Украинское агентство финансового развития”, для расчетов можно также использовать ставки доходности по долгосрочным ОВГЗ (не рискованные активы), гарантированных правительством. В этом случае дополнительно следует учитывать межбанковские финансовые и кредитные риски прямых конечных заемщиков - добывающих компаний.

В России последовательность определения минимальной эффективности минерально-сырьевого капитала, коэффициента - К1мин, на основе банковской процентной ставки, включает определение 10 наиболее крупных по величине активов банков. Не менее 20 % от общего числа крупнейших банков должны составлять региональные банки.

Определение К1мин - базовой процентной ставки осуществляется на конец текущего года для того, чтобы установить уровень нормальной эффективности недропользования в следующем планируемом периоде. За расчетный период принимается 1 год.

К выбранному числу банков добавляется Центральный Банк России. Включение ЦБ РФ в список банков позволяет устранить недостатки процентных ставок независимых коммерческих банков (главный из которых - кризисная нестабильность банковской системы), придать результатам расчетов элемент официальности и стабильности, что особенно актуально для нестабильной, кризисной, переходной экономики.

После нескольких этапов усреднения исходных данных, определение уровня минимальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала завершается расчетом средней ставки по двум ставкам: средневзвешенной за год ставке рефинансирования ЦБ РФ и средневзвешенной межбанковской ставке (формула 7):

(7)

где:

г(мб) - средневзвешенная межбанковская процентная ставка, %;

г(цб) - средневзвешенная годовая ставка рефинансирования ЦБ РФ,%.

Коэффициент Кнмск по уровню определяет границу между прибылью нефтегазовой компании и дифференциальной горной рентой (сверхприбылью), а базовая ставка К1мин характеризует минимальный уровень эффективности использования минерально-сырьевого капитала и границу между абсолютной рентой и минимальной прибылью. Минимальный уровень эффективности недропользования может обеспечить простое воспроизводство капитала нефтегазового предприятия, а нормальный уровень эффективности обеспечивает расширенное воспроизводство капитала с учетом суммарного риска нефтегазового производства.

Определив показатель минимальной эффективности К1мин, необходимо определить вторую составляющую коэффициента нормальной эффективности К2риск - стимулирующую надбавку за риск, обусловленную особенностями процесса добычи нефти и газа и формирования нефтегазовой ренты.

Получение прибыли и ренты в процессе добычи нефти и газа сопровождается значительным риском. Разработка месторождений, находящихся в труднодоступных районах, - трудоемкое и капиталоемкое производство с длительными сроками окупаемости инвестиций в сравнении с финансовыми операциями, торговлей, другими видами предпринимательства. Государство заинтересовано в развитии базовых отраслей промышленности, поэтому необходимо стимулировать приток инвестиций в нефтегазодобывающие компании более высокими уровнями доходности капитала.

Таким образом, повышенный уровень нормальной прибыли, остающейся в распоряжении предпринимателя, использующего минерально-сырьевой капитал, обусловлен: необходимостью стимулировать приоритетное и стабильное развитие базовых отраслей промышленности, добывающих энергоносители; более высокой рискованностью нефтегазового бизнеса; относительной сложностью, высокой трудоемкостью и капиталоемкостью нефтегазового предпринимательства.

Несмотря на отмеченные особенности, деятельность, в ходе которой используются недра, часто приносит как минимальную прибыль - абсолютную горную ренту, так и сверхприбыль - дифференциальную горную ренту. Нижний предел эффективности использования недр определяется усредненной банковской кредитной ставкой.

Анализ используемых методов оценки риска показал, что наиболее приемлемым для условий кризиса является экспертный метод оценки риска на основе его дифференциации и последующего суммирования.

В работе Савельева Е.Ю. Модель риска нефтегазовой компании // Вестник университета (Государственный университет управления). - 2010. - № 14. - С. 280-283. были проанализированы типичные дифференцированные риски нефтегазовой компании. На основе их группировки по основным областям риска была составлена формула интегрированного риска (8):

(8)

Рсум - суммарный риск недропользования, доли ед.;

Рфэк - финансово-экономические риски, доли ед.;

Ррег - региональные риски, доли ед.;

Ргг - горно-геологические риски, доли ед.

Ркт - криминальные и террористические риски, доли ед.,

К1мин - учитывает риск страны: политические, законодательные риски, уровень инфляции и др., доли ед.

В формулу (8) добавляются отраслевые риски - Ротр, связанные с уровнем конкуренции между компаниями за право разработки месторождений, транспортировки углеводородов на рынках сбыта. Этот риск особенно проявляется в периоды кризисов и сокращения эффективных запасов нефти и газа. С учетом отраслевого риска формула (8) приобретает следующий вид (9):

(9)

Уровень нефтегазовой ренты определяется исходя из реально сложившегося суммарного риска применительно к специфике использования минерально-сырьевого капитала нефтегазовых компаний в условиях кризиса. Уровень нормальной эффективности должен определяться не сугубо для фискальной цели изъятия сверхприбыли, но и для стимулирования расширенного, стабильного воспроизводства нефтегазового капитала.

В ряде работ была типизирована дифференциальная рента 1,2,3,4 рода Савельева Е.Ю. Типизация уровней эффективности нефтегазовой компании // Вестник университета (Государственный университет управления). - 2010. - № 16. - C. 180-182..

Она формируется за счет, соответственно:

- благоприятных природно-климатических и горно-геологических условий, качества запасов полезного ископаемого (дифференциальная рента 1 рода - Рднфг1);

- масштаба месторождения (дифференциальная рента 2 рода - Рднфг2);

- высоких цен на энергоносители (дифференциальная рента 3 рода - Рднфг3);

- внедрения инновационных технологий (дифференциальная рента 4 рода - Рднфг4);

Дифференциальная рента 1, 2, 3, 4 рода может оцениваться по следующим формулам (10-13):

(10)

(11)

(12)

(13)

где с1, с2, с3, с4 - коэффициенты, определяющие долю дифференциальной нефтегазовой ренты, соответственно, 1, 2, 3, 4 рода в суммарной дифференциальной нефтегазовой ренте, доли ед.

С целью дифференцированного изъятия нефтегазовой ренты коэффициенты с1, с2, с3, с4 могут оцениваться экспертно. Их величина, по сути, отражает экономический компромисс между интересами общества, государства и недропользователя.

Для расчета величины дифференциальной нефтегазовой ренты с целью ее изъятия ее части (акциза) целесообразно упростить решаемую задачу и объединить дифференциальную ренту 1 и 2 рода, а также 3 и 4 рода.

Тогда формулы их расчета будут иметь следующий вид (14, 15):

 (14)

(15)

где Сзм - стоимость запасов месторождения, млн. руб.

В свою очередь Сзм определяется по формуле 16:

(16)

где Q1,Q2 и Ц1, Ц2 - соответственно, объемы и цены добываемой нефти и газа, м3; руб./м3;

?Знг - сумма затрат добывающего предприятия на добычу и реализацию нефти и газа, млн. руб.;

?QЦ - рыночная стоимость добытых полезных ископаемых, млн. руб.

Абсолютная нефтегазовая рента, как разновидность горной ренты, формируется вследствие редкости месторождений углеводородов, превышения спроса над предложением на нефть и газ, а также на товары, полученные на основе их переработки. Абсолютная нефтегазовая рента проявляется в форме дохода от платы за использование ресурсов недр в самых худших природно-экономических условиях. При этом относительно худшие условия должны быть востребованы для использования, в соответствие со спросом и предложением природного ресурса - нефти и газа, и сложившейся конъюнктурой цен на рынке. Но и в благоприятных природных условиях абсолютная горная (нефтегазовая) рента проявляется как начало, первый уровень дифференциации доходов от использования природных ресурсов.

Уровень минимальной прибыли, определяемый усредненной ставкой кредита финансового капитала, обусловливает верхний предел уровня абсолютной нефтегазовой ренты. Этот уровень характеризуется коэффициентом минимальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала: К1мин, определяемого по выше приведенной последовательности расчета.

Поскольку абсолютная горная рента по определению - это доход собственника недр от платы за их использование, то абсолютная рента первого рода - Ранфг1 будет лишь частью минимальной прибыли, связанной с природными условиями разработками месторождения. Другая часть минимальной прибыли: Ранфг2 - является абсолютной рентой второго рода, в большей мере связанной с величиной используемого при разработке месторождения полезного ископаемого финансового и физического капитала.

Поскольку минимальная прибыль недропользования равна произведению стоимости имущества, обеспечивающего нефтегазодобычу - Ангр и коэффициента минимальной эффективности использования минерально-сырьевого капитала - К1мин, то формула расчета абсолютной нефтегазовой ренты будет иметь следующий вид:

(17)

где Ранфг = Пмин - соответственно, абсолютная нефтегазовая рента, минимальная прибыль нефтегазового производства, млн. руб.;

Ангр = МСК - соответственно, активы, минерально-сырьевой капитал, формирующие нефтегазовую ренту, млн. руб.

С учетом выше изложенного, абсолютная нефтегазовая рента первого рода - Ранфг1 определяется по формуле:

(18)

где Сзм - стоимость запасов месторождения, млн. руб.;

Часть минимальной прибыли (абсолютная рента второго рода) определяется по формуле:

(19)

Абсолютная нефтегазовая рента характеризует первый уровень превышения доходов над затратами, поскольку возникает в процессе использования минерально-сырьевого капитала даже в самых худших природно-экономических условиях. Если превышения доходов над расходами нет, то нет прибыли добывающего предприятия и, соответственно, нет абсолютной ренты. Такая ситуация свидетельствует о том, что природный ресурс не востребован рынком из-за слишком высоких затрат на его разработку, по сравнению со сложившимся уровнем цен на добываемые углеводороды.

В качестве исходных данных для оценки нефтегазовой ренты по предложенной методологии использовались показатели, представленные в отчете ОАО «Сургутнефтегаз» собранию акционеров за 2010 год. Этот год выбран потому, что он являлся посткризисным годом и был характерным для планомерного развития компании в период восстановления экономики.

По данным компании выручка от реализации продукции составила - 596914,8 млн. руб., затраты на производство реализованной продукции 402386,0 млн. руб., прибыль составила 158349,2 млн. руб., среднегодовая стоимость активов 1063109,0 млн. руб. Средневзвешенная ставка ЦБ РФ в 2010 году составила 8,25 %. Средневзвешенная расчетная межбанковская ставка в 2010 году - 9,75 %. Средняя ставка для расчета нефтегазовой ренты - 9,00 %. Суммарный риск - 0,14.

В результате алгоритмизированной оценки были получены следующие данные: Пнфг = 126679,0 млн. руб.; Пнфгнорм = 122257,0 млн. руб.; Ангр = 531554,0 млн. руб.; Кнмск = 0,23; К1мин = 0,9; К2риск = 0, 14; Рднфг = 4422,0 млн. руб.; Ранфг = 47839,0 млн. руб.

Доля дифференциальной нефтегазовой ренты в общем объеме прибыли компании составляет только 2,8 %, что свидетельствует о ее работе в сложных горно-геологических условиях. Они характеризуются ухудшением качества разрабатываемой сырьевой базы нефти и газа, истощением фонда крупных и эффективных месторождений, исчерпанием многих разведанных запасов, ростом общих и удельных затрат на разведку и освоение месторождений. Доля абсолютной нефтегазовой ренты в ренты в общем объеме прибыли компании составляет 30 %. Абсолютная рента обеспечивает воспроизводство минерально-сырьевого капитала в условиях высоко риска. Таким образом, полученные оценки ренты логически объяснимы и соответствуют реалиям функционирования ОАО «Сургутнефтегаз».

На основании полученных результатов исследований рекомендуются следующие меры стимулирования эффективного и рационального использования минерально-сырьевого капитала нефтегазовой компании:

- на базе разработанной методологии следует утвердить алгоритмизированную методику расчета нефтегазовой ренты в соответствующих государственных органах и использовать при установлении ставок акцизов, других обязательных платежей и налогов на добычу углеводородов;

- абсолютная рента 2 рода, оцененная по предложенной модели, должна оставаться в распоряжении нефтегазовой компании и стимулировать воспроизводство МСК, абсолютная рента 1 рода должна изыматься в пользу общества и государства и использоваться для поисков новых перспективных участков и месторождений углеводородов и восполнять минерально-сырьевую базу страны;

- дифференциальная рента 4 рода, полученная за счет внедрения инновационных технологий, должна оставаться в распоряжении нефтегазовой компании, стимулировать ее инновационной развитие и расширенное воспроизводство МСК в условиях высокого риска кризисных проявлений;

- дифференциальная рента 3 рода, полученная за счет высоких цен на энергоносители, должна подвергаться акцизу (изъятию) и направляться в специальный Российский фонд гражданских дивидендов для дальнейшей капитализации и распределения между гражданами;

- дифференциальную ренту 2 рода, формирующуюся за счет масштаба месторождения, следует направлять в Фонд развития РФ и в последующем использовать для реализации масштабных инвестиционных проектов по освоению арктического шельфа, строительства магистральных нефтепроводов и нефтеналивных терминалов портов;

- дифференциальная рента 1 рода, формирующаяся за счет благоприятных природно-климатических и горно-геологических условий, качества запасов углеводородов, должна направляться в Стабилизационный фонд РФ и использоваться для поддержки промышленности и социальной сферы в условиях кризиса;

- нормальная прибыль, полученная на основе качественного стратегического и оперативного управления компанией - облагается налогом на прибыль, а часть прибыли направленная на расширенное воспроизводство МСК, по ставке налога на прибыль, уменьшенной на 30 %.

Заключение

Таким образом, предложенная научно обоснованная методология оценки нефтегазовой ренты будет оказывать содействие обеспечению значительного экономического эффекта в сфере рационального использования углеводородов, урегулированию экономических (и в т.ч. рентных) отношений между недропользователями и владельцем нефти и газа, а также развития науки экономики природопользования. В методологии учтены и приведены алгоритмы определения всех основных экономических параметров хозяйственной деятельности нефтегазодобывающего предприятия, формирующих горную ренту: стоимость минерально-сырьевого капитала, минимальной и нормальной эффективности его использования, уровня риска. Применение методологии позволит сохранить функцию ренты как экономического инструмента регулирования горных отношений в сфере недропользования. Сформулированные рекомендации будут способствовать эффективному и рациональному использованию минерально-сырьевого капитала нефтегазовой компании. Углубление сотрудничества России и Украины по этим проблемам, в частности в нефтегазовой сфере, позволят двум странам сблизить свои налоговые системы, сделать их научно обоснованными и приблизиться к европейским и мировым стандартам регулирования рентных отношений. В дальнейших исследованиях следует также разработать и согласовать с российской и украинской сторонами методы подготовки исходных данных для расчетов уровней минимальной и нормальной прибыли, размеров риска, стоимости минерально-сырьевого капитала, запасов месторождения и других показателей, необходимых для оценки абсолютной и дифференциальной горной, (нефтегазовой) ренты.

Размещено на Allbest.ru

...