CC BY
27УДК 336.717
АНАЛИТИЧЕСКАЯ СХЕМА ОБОСНОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОЙ СТАВКИ ГАЗОВОГО НАЛОГА НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Г. М. ЗУЕВ,
кандидат физико-математических наук, профессор кафедры прикладной математики
E-mail: gmzuev@mail.ru Московский государственный университет экономики, статистики и информатики (МЭСИ)
Работа содержит развитие формализованных представлений обоснования налога на добычу полезных ископаемых в газовой сфере. Исследование проблемы носит динамический характер и предназначено для дальнейшего обоснования аналитики налогообложения ресурсоосвоения.
Ключевые слова: добыча газа, районирование запасов, условия поставки, эффективность освоения.
В работе [1] рассматривались варианты формирования налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) нефтегазовых проектов и их последствия, связанные с ростом затрат на добычу полезных ископаемых в современных экономических условиях [2].
Статья содержала два варианта расчета НДПИ на газ. Один - практический, а второй - теоретический. Первый был почерпнут из публикации [3] НДПИ = 0,247 [Цв н (1 - Э) + Цэ Э -
- 500 К1 - 1 600 I], (1)
где 0,247 - одно из предложений по специальному коэффициенту (еще вариант 0,3); Цв н - средняя оптовая цена для промышленных потребителей, по данным Федеральной службы по тарифам (еще один обсуждаемый вариант -средняя оптовая цена для всех, включая население);
Э - доля экспорта в добыче (у независимых -0 %, у ОАО «Газпром» - 40 %, по оценкам энергетического центра «Сколково»);
Цэ - экспортный пеШаск (средняя по единой
системе газоснабжения рыночная цена на газ,
обеспечивающая равную доходность поставок
на внутренние и внешние рынки);
500 - цена отсечения, при которой добыча
природного газа становится нерентабельной,
руб.;
К - коэффициент для разных месторождений (например, 1 - для сеномана, 2 - для более сложных отложений - валанжинских, очимов-ских и т. д.); I - инфляция;
1 600 - транспортные расходы от центра добычи (Ямало-Ненецкий автономный округ) до центрального региона.
Отличительной чертой этого варианта является зависимость налогообложения от доли экспорта в добыче и сложности освоения запасов газа (сеноман-ские, валанжинские, очимовские залежи и др.).
Воспользуемся этими располагаемыми предложениями для более детализированной проработки развиваемой концепции. В частности, необходимо наметить аналитические процедуры, позволяющие обосновать уровни дифференциации коэффициента К, принимающего в соотношении (1) только два-три целочисленных значения. Таким образом, речь идет о рассмотрении новых постановок формирования НДПИ применительно к выделенному объекту анализа.
Второй вариант был разработан авторами работы [1] и подразумевал, что дифференциация
налогообложения по подсистемам запасов i = 1, 2,...., N приводит к фиксации набора располагаемых инвестиционных проектов ji = 1,...,Mi, подлежащих реализации в данных налоговых условиях j1 = 1,2,...,, и неэффективных jl = у* +1,...,Мг. Здесь, во-первых, предполагается, что все проекты уже проанализированы по эффективности, а во-вторых, заданы целевые установки допустимой эффективности, например, приемлемый уровень внутренней нормы доходности или другой (уже комплексный) показатель эффективности инвестиционной или хозяйственной деятельности.
Далее предполагается, что указанный результат приводит к приближенной оценке прогноза добычи выделенного вида природных ресурсов (газа или углеводородного сырья в целом), например, в виде
N },
У * =11 и,,
1=1 }=\
где и, - заданный поток (объем) добычи из у-го участка 1-й подсистемы запасов в соответствии с разработанным проектным решением.
Разумеется, данная оценка носит не конкретный, а принципиальный характер, подлежащий дальнейшей детализации и интерпретации.
В то же время на основе проделанной работы было показано, что каждому варианту дифференцированного налогообложения можно поставить в соответствие определенный поток добываемого сырья, если выработаны соответствующие целевые установки (быть может, по зонам) эффективности инвестиционной и производственной деятельности.
Обобщим приведенные результаты на основе новых аналитических представлений.
Возвращаясь к формуле (1), следует отметить, что ее первый коэффициент 0,243 (или 0,3), по сути, представляет собой согласованный уровень рентного платежа при добыче конкретного вида природного сырья, в данном случае природного газа. Что касается сомножителя (в круглых скобках), то он как раз и представляет собой усредненную оценку указанной ренты на единицу добываемого сырья (с точностью до стандартного формализма), равную разности между поступлениями (продажной ценой) и удельными затратами, оценка которых и представлена в соотношении (1). Начиная с этого утверждения, авторские выводы являются вполне самостоятельными и могут не коррелировать с мнением авторов приведенной формулы (1).
Далее анализ и обобщения будут разделены, во-первых, относительно указанного коэффициента, во-вторых, относительно обсуждаемого множителя.
Данный коэффициент предполагается нормативным, например, исходя из условия единства налогообложения нефти и газа, причем относительно указанных видов углеводородного сырья доля добычи в совокупных затратах различна. В связи с этим коэффициент может быть скорректирован по К Д
формуле Кг = —3—-, где Дг - доля затрат на добычу
Дн
газа, а Дн - доля затрат на добычу нефти в совокупных затратах на поставку данного вида ресурса (например, для газа они также включают затраты на его транспортировку и хранение, значительно превышающие затраты на добычу в приведенном соотношении, по имеющимся отчетным и экспертным оценкам).
Указанная схема (она в принципе может быть пересмотрена на основе каких-либо дополнительных соображений) объясняется тем, что налог на добычу полезных ископаемых относится только к процессу самой добычи и не включает последующие промежуточные этапы поставки сырья потребителю. Что касается сомножителя (в круглых скобках), то он характеризует разность между поступлениями от реализации продукции и совокупными затратами до последующего налогообложения, в том числе добавленной стоимости.
Таким образом, в соответствии с соотношением (1) исходим из гипотезы, что НДПИ приближенно (поскольку в формуле (1) указанные затраты носят взвешенный характер) пропорционален формирующейся прибыли при реализации единицы данного вида ресурса, умноженной на долю добычи в совокупных затратах на его поставку потребителю.
Дальнейшее развитие анализа связывается с динамизацией соотношения (1).
Что касается выручки Цвн[(1 -5) + ЦЭд], то она подлежит следующему прогнозному варианту, а именно
Впр = ЦвнС )[1 -д(1) + Ц э(( )д(1)],
где Цвн (1) - прогноз (план) динамики внутренних цен на газ (например, для промышленных предприятий);
д(1) - прогноз доли экспорта для анализируемого объема налогообложения; Цэ(0 - прогноз средней рыночной цены по Единой системе газоснабжения (например, обеспечивающей равную доходность поставок на внутренние и внешние рынки).
Далее предполагается, что прогноз ЦЭ(0 учитывает и регулируемую экспортную пошлину на газ, дополнительные затраты на его транспортировку и хранение1 .
Что касается учета затрат на добычу и транспортировку природного газа (правые вычитаемые в круглых скобках выражения (1)), то теперь представим их в виде прогнозируемых функций времени, характеризующих соответствующую динамику изменения, в виде gj(t) и & ({), где индекс i = 1, 2,..., N. обозначает область (территориальную или природно-производственную), для которой и предполагается ввести дифференцированное налогообложение.
Таким образом, развиваемое формализованное представление дифференцированного НДПИ может быть задано в следующем виде: НДПИг ^) =
=к [цт а)(1 - а)+цэд- g г а) - к г а)], (2)
где К назначается на основе обсуждаемых стратегических представлений2 .
Если коэффициенты дифференциации к.. не зависят от введенных индексов / и], то это означает, что налог на добычу полезных ископаемых пропорционален средним значениям формирующейся
■ " 3
ренты в /-й зоне3 освоения располагаемых запасов с учетом условий последующей реализации поставляемого сырья (/ = 1, 2,., т).
В случае рассмотрения зависимости введенных коэффициентов только от индекса ], это означает, что налог на добычу полезных ископаемых зависит от предоставляемых возможностей его реализации, точнее, от складывающихся поступлений для .-й корпоративной структуры, будь то ОАО «Газпром» или независимые производители газа.
В этом случае может быть дополнительно уточнена запись Цвн[(1 -дi) + ЦЭ д. ], например, в случае, когда газ поставляется на разные внешние рынки по различающимся ценовым механизмам (европейский или азиатский рынки, спотовые долгосрочные договорные поставки, продажи сжиженного природного газа и т. п.).
1 Отсюда вытекает, что авторы формулы (1) моделируют НДПИ исходя не из суммы выручки (цены газа), а с учетом формируемой прибыли его поставки.
2 Быть может, с учетом веса затрат на добычу природного ресурса по сравнению с совокупными затратами на его поставку потребителю.
3 Здесь под зоной освоения понимается учет любых выделенных факторов добычи, поставки и хранения углеводородного сырья, включая, например, и географическую их привязку.
Что касается индекса /, то задание зависимости коэффициента к.. от индекса / позволяет учитывать потенциально возможную дифференциацию налогообложения добычи в /-й зоне (/ = 1, 2,., М), обусловленную не только складывающейся оценкой ренты, но и дополнительными стратегическими соображениями.
Этими дополнительными соображениями являются перспективы запасов углеводородного сырья в /-й зоне с точки зрения целостного развития добычи и переработки выделенного вида природного ресурса.
Например, освоение истощаемых запасов (при падающем уровне добычи) может быть как простимулировано, так и свернуто, в зависимости от других тенденций освоения располагаемой ресурсной базы.
Остановимся подробнее на стимулировании дальнейшего освоения располагаемых запасов по зонам дифференциации НДПИ.
Что касается выражения в круглых скобках, то оно характеризует прогнозную динамику реализуемой ренты, усредненной по выделенной зоне (/ = 1, 2,., N дифференцирования НДПИ с учетом взвешенности поступлений, а также в зависимости от предполагаемого направления использования реализуемого сырья, задаваемого коэффициентом д.
Если дифференциация НДПИ осуществляется и в зависимости от доли экспортной компоненты в поставке газа, можно обобщить запись (2), задавая указанный коэффициент в виде д. (?). В этом случае запись (2) может быть представлена в следующем виде:
НДПИу () =
= к,[Цт«(1 - а,^))+Цэду и) - giи) - щ(0]. (3)
Здесь предполагается, что независимые производители газа, располагающие различающимися экспортными возможностями, ведут добычу и транспортировку на совпадающих технологических условиях, что и задается едиными трендами динамики затрат на добычу g.(t) и №({) по уже обозначенным зонам дифференциации НДПИ (/ = 1, 2,., М).
Следует заметить, что и в случае невыполнения этого последнего условия обобщение приведенного соотношения (3) каких-либо «технических» трудностей не составляет.
Таким образом, развитие формализованного описания НДПИ от соотношения (1) к соотношению (3) позволяет «проигрывать» широкий диапазон
принимаемых решений по дифференциации газового НДПИ с точки зрения осмысления уже задействованных природно-экономических факторов освоения располагаемой системы запасов.
Отличительная черта записей (2) и (3) заключается в явном учете временного фактора.
Фактически разделены прогноз освоения запасов g.(t), 1г.(0 и процесс назначения дифференцированного НДПИ. Поэтому наполнение приведенных соотношений реальными плановыми показателями позволит более адекватно готовить и корректировать соответствующие постановления по назначению НДПИ во временной увязке.
Следует отметить также дальнейший иерархический потенциал приведенных соотношений.
Во-первых, они могут быть легко преобразованы в случае, когда индекс 1 = 1, 2,., N будет обозначать отдельное месторождение (разработку) из заданной совокупности, а дифференциация НДПИ будет отнесена к каждому разрабатываемому (в том числе и потенциально) элементу располагаемых запасов. Во-вторых, при этом могут быть непосредственно учтены и такие весьма существенные факторы, как стадия разработки, степень выработки запасов, содержание в газе покупных компонент [4]. В-третьих, следует подчеркнуть альтернативные возможности соотношений (2) и (3). Любая детализированная проработка освоения располагаемой системы запасов и условий делового сотрудничества, разработанная на уровне ресурсодобывающих компаний, может быть критически осмыслена и агрегирована на вышестоящем уровне для последующего обоснования принимаемых стратегических решений с учетом общегосударственных (макроэкономических) и отраслевых интересов. В-четвертых, приведенные соотношения позволяют генерировать вариант назначения дифференцированного НДПИ для обеспечения результативности инвестиционных проектов и программ для их последующей координационной увязки. Они характеризуются последовательным увеличением удельных затрат на добычу углеводородного сырья и рядом потенциальных неопределенностей относительно динамики рыночной стоимости и спроса в условиях перманентно неустойчивой экономической конъюнктуры.
В силу указанных особенностей анализируемого процесса назначение ставки газового НДПИ представляет собой сложную общественно значи-
мую проблему, прямо затрагивающую интересы системообразующих государственных и корпоративных структур. Согласование их взаимодействия носит принципиально важный характер и не является предметом настоящего рассмотрения. В данном случае задача видится только в том, чтобы обозначить ряд ключевых элементов обсуждаемой проблематики на основе проведенного формализованного описания искомой схемы налогообложения. При этом прямо или косвенно учитывался ранее выделенный состав ведущих факторов дифференциации НДПИ в газовой сфере [1]. К ним, в частности, относятся требования стимулирования добычи на располагаемых месторождениях; налоговые каникулы для новых и выработанных запасов газа; прогнозирование результатов их освоения в зависимости от экономической оценки потенциальной эффективности с учетом налогообложения.
Авторское исследование предназначено для более детализированной проработки располагаемой системы запасов в целях выработки последующих обобщающих предложений о предпочтительности генерируемых вариантов налогообложения. Для этого необходимо провести прикладные расчеты потенциально достижимых результатов освоения системы запасов в заданных налоговых условиях. Поэтому данное исследование представляет собой только предварительный этап более фундаментального анализа предметной области. Приведенные соотношения позволяют генерировать различные динамические варианты назначения дифференцированного НДПИ, сопоставляя их с инвестиционными программами заинтересованных ресурсодобывающих компаний и анализируя их эффективность.
Список литературы
1. Зуев Г. М., Пышновская М. С., Шипулин А. С. Аналитика дифференциации налога на добычу полезных ископаемых нефтегазовых проектов // Экономический анализ: теория и практика. 2013. № 24. С. 47-53.
2. Зуев Г. М. Управление эффективностью освоения запасов природных ресурсов // Экономика и математические методы. 2008. № 3.
3. Мазнева Е., Стеркин Ф. Неравный «Газпром» // Ведомости. 2012. 9 июня.
4. Докукина К. Путину о газе // Ведомости. 2012. 4 октября.
Methods of analysis
THE ANALYTICAL SCHEME OF JUSTIFICATION OF THE DIFFERENTIATED RATE
OF THE GAS TAX ON MINING
Grigorii M. ZUEV
Abstract
The paper considers the development of formalized notions concerning the ways to justify taxing on mining in the gas sphere at the stage of the relevant organizational decision-making. The problem research is of a dynamic character, and it serves the further reasoning of analytics of the resource-development taxation.
Keywords: gas production, gas resources zoning, terms of delivery, development efficiency
References
1. Zuev G. M., Pyshnovskaia M. S., Shipulin A. S. Analitika differentsiatsii naloga na dobychu poleznykh iskopakmykh neftegazovykh proektov [Analyzing the differentiation of tax-on-mining in respect to oil and gas projects]. Ekonomicheskii analiz: teoriia i praktika -
Economic analysis: theory and practice, 2013, no. 24, pp.47-53.
2. Zuev G. M. Upravlenie effektivnost'iu osvoeniia zapasov prirodnykh resursov [Management of the efficiency of the natural resources development]. Ekonomika i matematicheskie metody - Economy and mathematical methods, 2008, no. 3.
3. Mazneva E., Sterkin F. Neravnyi Gazprom [The unequal Gazprom]. Vedomosti, 2012, no. 106.
4. Dokukina K. Putinu o gaze [Telling Putin about gas]. Vedomosti, 2012, no. 188.
Grigorii M. ZUEV
Moscow State University of Economics, Statistics and Informatics (MESI), Moscow, Russian Federation gmzuev@mail.ru
