<<
>>

3.2.2. Характеристика сценариев и вариантов льготного налогообложения

Целью моделирования по разным сценариям и вариантам является ситуационное прогнозирования результатов деятельности Компании в разных заданных условиях льготною налогообложения. Основная задача анализа различных моделей заключается в оценке экономических последствий льготного налогообложения (по приведенным ниже сценариям) для государства (бюджета) и конкретной матой нефтедобывающей Компании.
Также представлялось важным сравнение сценариев льготною налогообложения, применяемого к объектам разного масштаба - к лицензионному участку (Месторождению) и к отдельным скважинам. Первый вариант, видимо, является наиболее вероятным в ближайшем будущем, прежде всего, из-за отсутствия в настоящее время в большинстве российских нефтедобывающих компаний раздельного носкважинного учета добычи нефти и затрат на добычу. Однако в перспективе можно надеяться, что так же. как и в развитых нефтедобывающих странах, необходимость стимулирования нефтедобычи из маргинальных скважин в условиях истощения запасов нефти побудит государство ввести дифференцированное ресурсное налогообложение по скважинам и потенциальные выюды от применения лыот вынудят отечественные компании (прежде всего - малые HKt работающие часто на маргинальных объектах) вести поскважинный учет. Таблица 3.12. Годы Добыча нс< УТИ Число скважин Добыча на 1 скважину, тыс. т А О

2

« 0

1

-I

с Обшая по Месторождению, тыс. т Из

нерентабельных скважин Из малодебитных скважин %

Э 8 4>

S

О «

С

о X а Е

<5

П О

? о 1

ii ц

сэ * По рентабельным скважинам По нерентабельным скважинам s

3

§ i 0

-

4» - §8 1

а

7. о О

С Тыс.т %% от обшей добычи Тыс. т %% от общей добычи 2004 105,3 6,00 5,70 1.45 1,38 45 9 4 234 2,76 0,67 0,36 12,14 2005 104,6 7,81 7,47 2,14 2.05 47 12 6 2,23 2,77 0,65 0,36 15,35 2006 110,2 9,58 8,69 2,63 2,39 52 13 7 2,12 2,58 0.74 0,38 18.74 2007 112,0 11,41 10,19 3,20 2,86 54 16 9 2,07 2,65 0,71 0.36 22,18 2008 112.0 13.13 11,72 3,77 3,37 55 18 10 2,04 2,67 0,73 0,38 25,62 2009 112,0 14,83 13.24 4.24 3,79 56 20 12 2.00 2,70 0,74 0,35 29,07 2010 112,0 16,49 14,72 4,82 4,3 57 22 13 1,96 2,73 0.75 0,37 32,51 2011 112,0 18,08 16,14 5.30 4,73 58 24 15 1,93 2,76 0,75 0.35 35,96 2012 112,0 19,81 17,69 5,86 5.23 58 26 16 1,93 2,88 0.76 0.37 39.40 2013 110.9 21.26 19,17 6.29 5.67 59 28 17 1,88 2.89 0.76 0.37 42,81 2014 110,0 22,72 20,65 6,72 6,11 59 30 19 1,86 3,01 0,76 0,35 46,19 2015 108,6 24.03 22.13 7,18 6.61 59 32 20 1.S4 3,13 0.75 0,36 49.53 2016 107.5 25,40 23,63 7.58 7,05 60 33 21 1.79 3,04 0,77 0.36 52,83 2017 105,8 26,58 25,12 7,98 7,54 60 35 22 1,76 3,17 0.76 0,36 56,09 2018 104,0 27,66 26.60 8.31 7,99 60 36 23 1,73 3.18 0,77 0,36 59,28 2019 101,8 28,60 2S,09 8,63 8,48 60 37 24 1.70 3,18 0.77 0,36 62,41 2020 99,7 29,49 29,58 8,89 8,92 60 38 25 1,66 3,19 0,78 0,36 65.48 2021 97,0 30,14 31,07 9,10 938 60 39 27 1,62 3,18 0,77 0,34 68,46 2022 94,2 30,66 32,55 9,29 9,86 60 40 28 1.57 3,18 0,77 0.33 71,36 2023 91,2 31,04 34,04 9.41 10,32 60 40 29 1,52 3,01 0,78 0,32 74,16 2024 87.8 31.20 35,53 9,46 10,78 60 40 31 1,46 2,83 0,78 0,31 76.86 2025 84,5 31.28 37.02 9.51 11,25 60 40 32 1,41 2,66 0,78 0,30 79,46 Основные прогнозные показатели нефтедобычи до 2025 года (Базисный сценарий)

Имеющиеся в Компании технико-экономические показатели добычи нефти но отдельным скважинам в 2004 году (табл.

3.3.) позволяют сопоставить эффективность применения дифференцированного НДПИ к Месторождению в целом и к отдельным скважинам.

Льготирование по НДПИ для Месторождения в целом при моделировании предполагает использование поправочного коэффициента (интегрального, т.е. рассчитанного по комплексу параметров, как это предложено специалистами ТЭНИ [3]) (табл. 3.13).

Методика ТЭНИ, получившая одобрение основных заинтересованных ведомств (Минфина, Минпромэнсрго, МЭРТ, МПР, ФНС), состоит в следующем.

Для каждого объекта дифференциации "т п (лицензионного участка), дифференцированная ставка НДПИ " С" и рассчитывается по формуле:

С - дифференцированная ставка НДПИ по объекту дифференциации "т руб./т;

С^ - индексированная базовая ставка НДПИ, руб./т;

К" - поправочный коэффициент по объекту дифференциации " ткоторый вычисляется по формуле:

N - количество факторов дифференциации;

поправочная функция по фактору дифференциации по объекту

дифференциации " т".

Как было указано выше, из числа наиболее значимых факторов рентной природы выделены 6 факторов, количественные значения которых определяются по данным Государственного баланса запасов (ГБЗ) и не подлежат манипулированию.

По каждому фактору дифференциации " п" определяются поправочные функции" f9 и, принимающие значения в шггерватс [0;1]. Для обеспечения простоты администрирования значения поправочных функций м/л" задаются в табличной форме.

Вариант дифференциации НДПИ с использованием описанной методики применительно к конкретному месторождению рассмотрен нами далее в качестве одною из возможных сценариев налогообложения.

Таблица 3.13

Расчет поправочного интегрального коэффициента НДПИ ко всей добытой нефти

(методика ТЭНИ) Параметры Значение для Месторождения Коэффициент Начальная плотность извлекаемых запасов 111,6 тыс. т/км2 0,8 Выработанность запасов 15,35% 1 Крупность запасов 3580 тыс. т 1 Глубина залегания (средневзвешенная по тсхущим извлекаемым запасам) 1375,87 м 1 Вязкость нефти о пластовых условиях 43,14 мПаЧ 0,943 Поправочный коэффициент Km э 0,8 х 1 х 0,043 0,75 Если оценить последствия применения данного коэффициента не для компании в целом, а для убыточных (по данным 2004 года) скважин, то, как видно из таблицы (табл.

3.14), влияние коэффициента на показатель рентабельности конкретных скважин весьма незначительно: лишь две скважины из девяти нерентабельных после применения коэффициента ТЭНИ к ставке НДПИ перешагнули порог рентабельности. Влияние применения поправочного коэффициента НДПИ = 0,75 на показатели убыточных скважин (2004 год) (тые. руб.) Л"2 СКВ. НДПИ НДПИ с ко- Разница Убыток Убыток (прибыль) при эффии. фактический примем. НДПИ с коэф. 17 462,4 348,7 113,7 -2149,81 -2036.11 19 821,0 619,0 202,0 -723,29 -521,29 25 166.7 202,0 35,3 -5340,74 -5305,44 29 355,5 268.0 87,0 -5762,86 -5675,86 34 605,0 456,17 148,83 •63,46 +85,37 38 539,0 406,41 132,6 -372,81 -240.21 40 1472,2 1110,04 362,16 -55,70 +306,46 41 1021,3 770,06 251,24 -534,51 -283.27 42 842,0 634,87 207,13 -349,74 -142,61 По рассмотренным выше причинам, применительно к конкретной малой нефтедобывающей Компании в качестве критериев льготирования НДПИ по отдельным скважинам выбраны рентабельность нефтедобычи и дебит скважин. Соответственно, ниже анализируется развитие ситуации по 5 сценариям, из которых четыре предусматривают льготирование нефтедобычи по отдельным скважинам и один сценарий отвечает подходу с льготированием по лицензионному участку (в данном случае - Месторождению). Из четырех сценариев льготного налогообложения по отдельным скважинам два предусматривают льготы по НДПИ для нерентабельных скважин (при НДПИ равном 0,5 и для случая полной отмены НДПИ), а два сценария - льготы по НДПИ (также при НДПИ равном 0,5 и при полной отмене НДПИ) для скважин с дебитом 1,4 т/сутки и менее. Каждый из этих сценариев рассматривается в нескольких вариантах, отражающих, во первых, структуру инвестиций в бурение дополнительных эксплуатационных скважин (инвестирование только дополнительных доходов Компании от льготирования НДПИ или указанных доходов плюс прибыль от реализации нефти, добытой из дополнительно пробуренных скважин) и, во вторых, политику Компании в отношении нерентабельных скважин (продолжение их эксплуатации или закрытие).

В вариантах «с закрытием скважин с нерентабельной добычей» предполагается, что вывод Компанией из эксплуатации нерентабельных скважин полностью определяется чисто экономическими причинами.

Однако, помимо экономической целесообразности, на решение о закрытии нерентабельных скважин влияют как необходимость соблюдения технологической схемы разработки месторождения, так и политика Компании по сохранению рабочих мест в населенных пунктах районов нефтедобычи. Учитывая эти моменты и реальную ситуацию - наличие в действующем фонде Компании скважин с нерентабельной добычей (но данным за 2004 год), при моделировании рассмотрены также варианты без перевода таких скважин в бездействующий (резервный) фонд, т.е. с сохранением их в эксплуатационном фонде.

Инвестиционные ресурсы Компании, предназначенные для строительства новых эксплуатационных скважин, в модели включают: -

для одной фуппы вариантов - только доходы от льготирования НДПИ. -

для другой группы вариантов указанные доходы вмсстс с прибылью от реализации нефти, добытой из дополнительно (сверх числа, фторирующего в Базисном сценарии) пробуренных скважин.

Кроме того, для некоторых вариантов были проанализированы случаи (полварианты) с инвестированием Компанией в строительство новых эксплуатационных скважин только части (75% и 50%) дополнительно полученной (от льготирования и реализации нефти) прибыли.

Различное сочетание использованных в модели параметров нефтедобычи, инвестирования и льготою натогообложения дает большое число возможных комбинаций (табл. 3.15), из которых были проанализированы 36 (включая полварианты по доле доходов, направляемой на инвестиции) наиболее реальных и интересных в отношении их социально- экономической эффективности как с точки зрения государства (бюджета), так и с точки трения Компании. Ниже для сравнения использованы 19 варна1гтов (Приложения 2 и 3). в достаточной степени характеризующих весь спектр возможных значений прогнозных показателей.

Таблица 3.15.

Сценарии и варианты льготного налогообложения На инвестиции - дохолы о! льготирования и прибыль от реализации нефти и * новых скважин

ВАРИАНТЫ

На инвестиции

только дохолы or льготирования

по структуре инвестиций в новые скважины и по участию в неф ie добыч с

Нерента- |Нерснтабсль-

нерентабельных скважин

Тьготирование

по Месторождс нию н целом 11римечания:

51сре1пабель-11ерешибсль-

СЦКНАРИИ

по тип\ лыитирокаиия НДПИ

ные скважные сккажинмбе.тьные Ь<мс скиажннм 'АЙНЫ икры-нс гакрывачеккажины НЕ закрыва- взюгея |ются Закрываю гся^отсн

.Имитирование по скважинам ! 1 2 3 4 Для нерента НДПИ 0.5 А А-1 j А-2 1 А-3 I А-4 ! бельных скважин НД1Ш 0 Б Б-1 | Б-2 , н-з Б-4 Для малолсбит- "НДПТГ 0.5 В В-1 ! В-2 13-3 1 В-4 них скважин ГНДПИ- 0 Г Г-1 ! Г-2 Г-3 I Г-4 Метолика ЮПИ НДПИ - 0,75 Д Л-1 ; Д-2 ! д-з Л-4 i

3.2.3.

Расчет значений удельной прибыли/потерь бюджета и Компании

В основу нижеприведенных расчетов экономических последствий применения различных схем льготного налогообложения положена величина удельной прибыли/убытка (для бюджета и для Компании) - на 1 тонну прольготированной (по рентабельности или по дебиту - в сценариях с льготированием по скважинам, или по комплексу параметров - в сценарии с льготированием по Месторождению) добытой нефти, рассчитанная по данным из отчетности Компании за 2004 год.

Рассчитываются потери бюджета при закрытии скважин от недополученной выручки от реализации нефти, добытой из этих скважин, а именно - недополученные бюджетом налоги: НДС, налог на прибыль, экспортная таможенная пошлина, НДПИ, ЕСН с заработной платы сокращенных в результате закрытия скважин работников.

НДС

Доля от реализации нефти на внутренний рынок в общей выручке от реализации в 2004 году составила 58,55%: выручка от реализации без НДС 428 102 т.руб., выручка от реализации на внутреннем рынке и в ближнем зарубежье 250 674 т.руб. (эту долю необходимо знать, поскольку экспортные операции облагаются НДС по нулевой ставке).

Исходя из недополученной выручки от реализации нефти при закрытии скважин и доли выручки от реализации на внутреннем рынке (58,55%) рассчитывается налоговая база по НДС. Недоначиелениый НДС с реализации рассчитывается как произведение недополученной выручки от реализации на внутреннем рынке и ставки налога (18%)

Для расчета сумм «входного» НДС, которые уменьшают общую сумму налога к уплате в бюджет, т.е. НДС, предъявленного поставщиками товаров (работ, услуг), использованных для облагаемых НДС операций, применена следующая методика.

Из данных Компании о расходах, связанных с нефтедобычей, определена доля в общей сумме затрат на добычу нефти расходов, произведенных с НДС: эта доля составляет примерно 40%. База для исчисления «входного» НДС определяется как 40% от общей суммы расходов на добычу нефти из закрывающихся скважин, а 18% от этой базы представляют собой сумму «входного» НДС.

Далее для расчета суммы НДС, недоначисленной в бюджет в результате закрытия скважин, из нсдоначислснного НДС с реализации нефти, добытой из закрывающихся скважин, вычитается сумма «входного» НДС с расходов на добычу этой нефти.

Однако следует иметь в виду, что если «входной» НДС при конкретном варианте расчета окажется больше НДС с реализации (что может быть в случае, если себестоимость добычи превышает выручку от реализации настолько, что разница начисленного и «входного» НДС является отрицательной величиной, так называемый «НДС к возмещению из бюджета»), то в результате бюджет окажется в выигрыше на эту отрицательную ершу НДС, т.к. в случае, если бы скважины не закрылись, а продолжали работать, бюджет должен был бы вернуть предприятию эту сумму НДС.

Таким образом, при расчетах по конкретным вариантам суммы НДС могут представлять собок как потери бюджета, так и дополнительные доходы бюджета, и соответственно - доходы либо потери Компании.

• Налог на прибыль

Рассчитывается выигрыш бюджета по налог)' на прибыль от закрывающихся скважин. Поскольку закрываются убыточные скважины (а убыток от них уменьшает налог иа прибыль в целом по предприятию), то бюджет выигрывает от того, что общая сумма налога на прибыль, поступающая в бюджет после их закрытия, будет больше на сумму налога на прибыль, исчисленную с убытка от этих скважин.

Т.е. выигрыш бюджета по налогу на прибыль рассчитывается как 24% (ставка налога на прибыль) от суммы убытка по закрывающимся скважинам (налоговая база).

Данные об убытке по нерентабельным скважинам за 2004 года взяты из внутренних документов (данных управленческого учета) Компании. Для случаев льготирования НДПИ при различных вариантах дифференциации, расходы (и, соответственно, сумма убытка) по скважине рассчитываются с учетом уже прольготированного НДПИ, поскольку сумма НДПИ входит в состав расходов.

Рассчитанные таким образом суммы налога на прибыль представляют собой доходы бюджета. •

Экспортная пошлина

Недополученная бюджетом сумма экспортной пошлины по нефти, не добытой из закрывающихся скважин, определялась не расчетным путем, а была взята из данных управленческого учета Компании за 2004 год по каждой конкретной скважине.

Недополученная экспортная пошлина представляет собой потерн бюджета. •

Единый социальный налог (ЕСН) и взносы в пенсионный фонд

Из данных управленческого учета Компании за 2004 год о заработной плате основного персонала (т.е. производственных рабочих) с отчислениями (но конкретным скважинам, подлежащим закрытию), рассчитывалась заработная плата без отчислений и сумма отчислений, которая и представляет собой ЕСН и взносы в пенсионный фонд.

Далее, исходя из среднемесячной зарплаты основного персонала без отчислений (в 2004 году эта сумма фактически составила 14 400 руб.) определялось в каждом из рассматриваемых вариантов льготирования НДПИ количество человек (основного персонала), под- лежащего сокращению в результате закрытия скважин. Рассчитанные суммы ЕСН и отчислений в пенсионный фонд представляют собой потери бюджета.

• НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых)

Сумма НДПИ рассчитывалась исходя из данных управленческого учета Компании по каждой конкретной скважине и вариантов дифференциации НДПИ.

При НДПИ =1 сумма потерь бюджета определяется путем сложения сумм НДПИ по закрывающимся скважинам.

При НДПИ^О^ по скважинам (в одном варианте - по нерентабельным, в другом - с дебитом менее 1,4 т/сут.) сумма потерь бюджета определяется путем определения Ух сумм НДПИ по каждой нерентабельной (или с дебитом менее 1,4 т/сут.) скважине и сложения этих сумм по всем нерентабельным (ннзкодсбитным) скважинам.

При НДПИ=0 по скважинам (в одном варианте - по нерентабельным, в другом - с дебитом менее 1,4 т/сут.) сумма потерь бюджета определяется путем сложения полных сумм НДПИ по указанным категориям скважин. Рассчитанные таким образом суммы НДПИ представляют собой потери бюджета.

Расчеты удельной прибыли/потерь бюджета и Компании по Вариантам в полном виде приведены в Приложении 1 (Приложение I, с. 2), итоговые значения - в таблице 3.16. Таблица 3.16.

Удельные (в тыс. руб. на 1 т. нефти) доходы/потери бюджета и Компании

по сценариям и вариантам моделирования СЦКНЛРНИ ВАРИАНТЫ БЮДЖЕТ КОМПАНИЯ А it

з 5

1 д

о 5 Стр>гг>ра ннрссгипиП н судиба нерентабельных скижмм Доля (фнбили от льгеггаровл- ння. направляемая на инвестиции и

* 1 5 и

с *

и ОГ

г а

о л

ъ

5 И

f 3 х jf

5 5

5 3

a 2

J? 2 w

г я

я

1 г

л

l Только доходи or Нерентабельные СМЗДМИЫ зирым- ЮТС1 А-1 2,412 0,398 0.578 0,398 0.5 А льготкроллиня Нерешэбслькые скижкны ire икры-

ВЛРОГГСЯ А-2 0,398 0.398 I! Доходы аг льгогнро- *ьшя и прибыль or Пр«Х1Д*М нефти щ лооолгатгельннх с«ажнн Нерентябельные екмжины юс »кры> поются Л-4 100% А-М. 0,39S 0,398 5

и 75% Д-4 2 0,398 0,398 1 Только дпхоли ат Нерентабельные

САМЖИЧЫ HWpyti-

юте я Б-1 1,517 0,797 2,890 0,797 а. 0 Г> ЛЬГОЛфОМИНЯ Нерентабельные СМ4ЖИНЫ не ихры- ЫЮТСЯ 6-2 0.797 0,797 1

X. >(Д\0ДМ 01 лыотиро- »1НИЯ И прибыли от продажи нефти из дополнительных

СХ13ЖКМ Нерентабельные <*»ажняы не икры» мотся Б-4 0,797 0,797 и О с о

X

5 в

а ? о Тспько доходы от Нерентабельные одаамны Скрываются LM 2,428 0,40 0,730 0,40 0.5 в льготнромния Нерентабельные смадииы не закрываются В-2 0,398 0,398 л 3 Доходы от льготировал >11 н прибил от лредажн itefcnt ю .юпо.чнитсльных Сквгскян Нерентабельные сстджнны не закрываются В-1 100% В-4.1. 0,398 0,398 X X 75% В 4.2. 0,398 0.39S J»

V/

о 2 с ТОЛЬКО ДОХОДЫ СТ Не рентабельные ежвдонны шриво- ются Г-1 2,450 0,80 0,662 0.80 0 1

d 2 .Tiro7npo«iaiai« Нерентабельные скоднни не закрываются Г-2 0,797 0.797 0 г ДОХОДЫ or .Ci/OlllpO- иаши и Сгг пратд*н нефtv hj ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ

ыекккин Нереигабемние скаалнни захрыва- нжя Г-3 2.450 0.S0 0.662 0.S0 Нерентабельные СК8И*ИНЫ lie ifttpu- вакмел 10С*% Г-4.1. 0,797 0,797 Г-4 75% Г-4.2. 0,797 0,797 50% Г-4.3. 0.797 0.797 Лиши- ромя*е оэ Ме- сторож- лгнию 0.75 д Только доходы от Нерскгабельчис сквадины не врываются Л-2 100% Л-2 1. 0.199 0.199 льготкрэвыои 5(7>о Д-23. 0.19? 0.199

<< | >>
Источник: Полякова Любовь Егоровна. Диссертация. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ РОССИЙСКИХ МАЛЫХ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ . 2007

Еще по теме 3.2.2. Характеристика сценариев и вариантов льготного налогообложения:

  1. 3.2.4. Моделирование нефтедобычи по вариантам льготного налогообложения
  2. 3.2.4. Моделирование нефтедобычи по вариантам льготного налогообложения
  3. 1.2.1 Краткая характеристика действующей системы налогообложения в нефтедобыче
  4. 8.1. Общая характеристика системы налогообложения в России
  5. 2.1. Общая характеристика экономического положения МНК и его взаимосвязь с системой налогообложения
  6. 5.4. Метод сценариев
  7. 3.2.1. Моделирование нефтедобычи но Базисному сценарию
  8. Общая характеристика налогообложения страховой организации Виды налогов страховой организации
  9. § 6.1. Анализ сценариев развития инвестиционного проекта
  10. Сценарий 3. Длительный застой