CC BY
37https://doi.org/10.31107/2075-1990-2022-3-86-101
Инвестиционная привлекательность проектов по разработке нефтяных месторождений в условиях налогового маневра.
Оценка на примере Западно-Сибирского экономического района
Елена Вячеславовна Рябова
E-mail: [email protected], ORCID: 0000-0002-7829-7452 Национальный исследовательский университет «Высшая школа экономики», Нижний Новгород 603000, Российская Федерация Наталья Валерьевна Ферулева
E-mail: [email protected], ORCID: 0000-0003-2219-5331 Национальный исследовательский университет «Высшая школа экономики», Нижний Новгород 603000, Российская Федерация Ольга Александровна Замотаева
E-mail: [email protected], ORCID: 0000-0002-0958-7456 Национальный исследовательский университет «Высшая школа экономики», Нижний Новгород 603000, Российская Федерация
Аннотация
Западно-Сибирский экономический район — это территория с высоким потенциалом добычи жидких углеводородов, которые служат резервом долгосрочного развития не только для данного региона, но и для России в целом. По оценкам экспертов, Западная Сибирь обеспечивает 70 % общероссийской добычи нефти, на данный регион приходится 61 % поступлений НДПИ. Согласно прогнозам Министерства энергетики РФ, если не стимулировать добычу нефти, то к 2035 г. объем добычи может сократиться до 40 %, а бюджетные доходы — на 4,1 трлн руб. В настоящее время для повышения инвестиционной привлекательности отрасли вносятся изменения в налоговое и таможенное законодательство. Однако эффекты от реализации реформ неочевидны. В статье с применением сценарного анализа, кейс-метода и финансового моделирования оценено влияние изменений налогового и таможенного регулирования на инвестиционную привлекательность проектов по разработке нефтяных месторождений на примере месторождений Западной Сибири. Основная гипотеза исследования о положительном влиянии налогового маневра на привлекательность проектов частично подтвердилась. Однако внутренняя норма доходности не превышает 13 % по всем рассмотренным сценариям. Это существенно ниже среднеотраслевой доходности по аналогичным проектам, реализуемым в мире. В связи с этим можно сделать вывод о необходимости дальнейшей корректировки налогового и таможенного регулирования нефтегазовой отрасли для обеспечения ее устойчивого роста и развития.
Представленная модель оценки влияния альтернативных налоговых режимов на инвестиционную привлекательность проектов по разведке и разработке месторождений углеводородов может быть также применена в целях выявления потенциальных выгод и налоговых последствий как для инвестора, так и для государства.
Ключевые слова: налоговый маневр, налог на дополнительный доход, экспортные пошлины, налоговое регулирование, эффективность инвестиционного проекта, нефтяные месторождения, Западно-Сибирский экономический район, инвестиционная привлекательность, нефтяная отрасль
JEL: Н22, Н32, G17, G38
Для цитирования: Рябова Е. В., Ферулева Н. В., Замотаева О. А. Инвестиционная привлекательность проектов по разработке нефтяных месторождений в условиях налогового маневра. Оценка на примере Западно-Сибирского экономического района // Финансовый журнал. 2022. Т. 14. № 3. С. 86-101. https://doi.org/10.31107/2075-1990-2022-3-86-101.
© Рябова Е. В., Ферулева Н. В., Замотаева О. А., 2022
https://doi.org/10.31107/2075-1990-2022-3-86-101
Assessing the Investment Attractiveness of Oil Field Development Projects under the Tax Maneuver: The Evidence from West Siberia
Elena V. Ryabova1, Natalia V. Feruleva2, Olga A. Zamotaeva3
1 2' 3 HSE University, Nizhny Novgorod 603000, Russian Federation
1 [email protected]; http://orcid.org/0000-0002-7829-7452
2 [email protected]; http://orcid.org/0000-0003-2219-5331
3 [email protected]; http://orcid.org/0000-0002-0958-7456
Abstract
The West Siberian economic region remains a territory with high potential of liquid hydrocarbons production, which serve as a reserve for long-term development not only for this region, but for Russia as a whole. Experts claim that Western Siberia provides 70% of Russia's oil production and accounts for 61% of the mineral extraction tax revenues.
According to forecasts of the Ministry of Energy, if oil production is not stimulated, then by 2035 the volume of oil production will significantly reduce and budget revenue will decrease by 4.1 trillion rubles. At present, in order to increase the investment attractiveness of the industry, changes in tax and customs legislation are being introduced. However, the effects of the reforms are not obvious. Employing scenario analysis, the case method and financial modeling on the basis of publicly available information, we assess the impact of changes in tax and customs legislation on the investment attractiveness of oil field development projects. The main hypothesis of the study about the positive impact of the tax maneuver on the attractiveness of projects was partially confirmed. However, in all considered scenarios the internal rate of return does not exceed 13%. This is significantly lower than the global average rate of return for oil and gas industry. This points to the need for further adjustments to the tax and customs legislation to ensure sustainable growth and development of the oil and gas industry.
The model created to assess the impact of alternative tax regimes on the investment attractiveness of hydrocarbon exploration and development projects can also be used to identify potential benefits and tax consequences for both the investor and the state.
Keywords: tax maneuver, tax on additional income, export duty, tax legislation, efficiency of investment project, oil fields, West Siberian economic region, investment attractiveness, oil industry
JEL: H22, H32, G17, G38
For citation: Ryabova E.V., Feruleva N.V., Zamotaeva O.A. (2022). Assessing the Investment Attractiveness of Oil Field Development Projects under the Tax Maneuver: The Evidence from West Siberia. Financial Journal, 2022, vol. 14, no. 3, pp. 86-101 (In Russ.). https://doi.org/10.31107/2075-1990-2022-3-86-101.
© Ryabova E.V., Feruleva N.V., Zamotaeva O.A., 2022
ВВЕДЕНИЕ
В Западно-Сибирском экономическом районе (далее — Западная Сибирь) в настоящее время добывается около 59 % общероссийской нефти. Добычу углеводородов в регионе осуществляют многие нефтегазовые компании России: ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Сургутнефтегаз» и др. Данный регион согласно стратегии развития отрасли останется неоспоримым лидером и в будущем. Однако за последние десять лет добыча нефти в Западной Сибири сокращается. По данным исследования компании Vygon Consulting, добыча нефти ежегодно уменьшается на 2-3 % и к 2024 г. упадет до 17 %. В результате при сохранении текущих цен на сырье российская экономика недополучит 28 млрд долл. экспортных доходов, а бюджет — 1,5 трлн руб.1 По прогнозам Министерства энергетики РФ, до 2035 г. сокращение объемов добычи в анализируемом регионе может составить около 42 %, в то время как в целом по России — 40 %2. По мнению экспертов, одна из причин такой ситуации — снижение инвестиций в отрасль из-за падения цен на нефть3.
В. А. Казаненков и соавторы отмечают, что «добыча нефти в данной провинции неуклонно снижается, а ресурсная база восполняется запасами углеводородного сырья на уровне, не обеспечивающем расширенное воспроизводство» [Казаненков и др., 2019]. Один из создателей нефтегазового комплекса в Западной Сибири Г. И. Шмаль указал на основные факторы, мешающие его развитию: большой износ и старение основных фондов, острый дефицит инвестиций, низкий уровень проектных работ [Шмаль, 2019]. В качестве негативных факторов эксперты выделяют не только ухудшение качества и снижение объема ресурсной базы, но и достаточно высокую налоговую нагрузку, что существенно снижает инвестиционную привлекательность проектов в Западной Сибири.
Согласно Стратегии-2020 цель реформирования российской налоговой системы заключалась в повышении справедливости и эффективности, стимулирующей роли налогообложения [Мау и др., 2013]. В отношении недропользования основная задача данных изменений — «постепенный переход к исключительно рентному налогообложению и перевод неявных субсидий в явные с настройкой механизмов повышения их эффективности»4. Так, в рамках реализации налогового маневра с 2019 по 2024 г. предполагается постепенное сокращение экспортных пошлин при одновременном росте НДПИ. Кроме того, в целях стимулирования разработки новых месторождений и рационального недропользования с 1 января 2019 г. введен новый режим налогообложения для нефтяной отрасли — налог на дополнительный доход (НДД) при добыче углеводородного сырья. Данный налог введен в тестовом режиме, который предполагает, что часть недропользователей получает возможность перейти на него в случае разработки месторождений в определенных географических зонах и с установленной законодательством степенью выработанности запасов. В зависимости от результатов по внедрению НДД на пилотных проектах будет приниматься решение о его корректировке и расширении периметра применения5. Вопросы эффективности, влияния и последствий налогового маневра в нефтяном секторе остаются дискуссионными.
1 Добыча нефти в Западной Сибири: перезагрузка/ VYGON Consulting, 2018. URL https://vygon.consulting/ upload/iblock/da4/vygon_consulting_western_siberia_oil_production_reboot.pdf.
2 В поисках золотой середины/ Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали». URL http://www.ngv.ru/ magazines/article/v-poiskakh-zolotoy-serediny_/.
3 Добыча нефти в Западной Сибири: перезагрузка.
4 Основные направления бюджетной, налоговой и таможенно-тарифной политики на 2019 год и на плановый период 2020 и 2021 годов. URL: http://komitet-bn.km.duma.gov.ru/upload/site7/ONBNiTTP%282%29.pdf.
5 Там же.
ГИПОТЕЗА ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВВЕДЕНИЯ НДД
В 2015 г. начался налоговый маневр в нефтегазовой отрасли, предусматривающий снижение экспортных пошлин на нефть с одновременным увеличением базовой ставки НДПИ6.
Основная критика действовавшей системы налогообложения сводилась к тому, что, несмотря на все попытки учесть специфику отдельных месторождений, НДПИ не делает существенной разницы между тем, в каких условиях и какого качества нефть добывается, величина его сбора существенно зависит от мировых цен на нефть и курса доллара [Терешок, 2014]. Учитывая данные несовершенства системы налогообложения, в последующем при расчете НДПИ вводились корректирующие коэффициенты. Эксперты отмечают, что «по базовой ставке НДПИ облагается только 60 % добытой в России нефти. Общий объем льгот только по этому налогу в 2016 г. составил около 400 млрд руб.»7. При этом в работе [Понкратов, 2013] отмечено, что для рентабельного освоения новых месторождений, характеризующихся более высокими операционными и капитальными затратами, сложными геологическими условиями, необходимостью создания инфраструктуры, большей удаленностью от рынков сбыта, недостаточно действующих льгот по НДПИ. Данный налог остается совершенно не прогнозируемым для инвесторов.
При реализации налогового маневра происходят изменения и в расчете экспортной пошлины. Так, на период 2019-2023 гг. введены понижающие коэффициенты для каждого года, в связи с чем величина экспортной пошлины для недропользователей будет сокращаться и с 2024 г. достигнет нулевого значения. До реализации налогового маневра от уплаты вывозной таможенной пошлины освобождалось определенное количество сырой нефти с отдельных месторождений8. Это может свидетельствовать о том, что государство вынуждено поддерживать инвестиционную привлекательность проектов в данной отрасли9. Однако экспортная пошлина не может в полной мере рассматриваться как механизм изъятия ресурсной ренты [Бобылев и др., 2012].
С 1 января 2019 г. для поддержания инвестиционной привлекательности отрасли изменился механизм изъятия ресурсной ренты, который реализовывается в общем порядке через НДПИ и НДД10. НДД предполагает сохранение НДПИ, с корректировочным коэффициентом (п. 1 ст. 342.6 НК РФ). Суть НДД в том, что чем выше у компании операционные и капитальные затраты за определенный период, тем ниже величина налога. Данные изменения позволят перераспределить фискальную нагрузку и перенести основную ее часть с периода начала разработки месторождений на более поздние этапы. Кроме того, при данной системе налогообложения месторождения фактически дифференцируются в зависимости от сложности добычи: компании, разрабатывающие месторождения в более сложных геологических условиях (обводненные скважины, глубокое залегание пластов) и несущие более высокие капитальные и операционные затраты, должны платить меньше.
6 Справочно: экспортная пошлина снизилась с 59 % в 2014 г. до 30 % в 2017 г., а НДПИ вырос с 766 руб./т до 919 руб./т с 2014 по 2017 г. соответственно.
7 Битва за льготы: краткий обзор налогов на нефть / Нефтянка, 2017. URL: http://neftianka.ru/bitva-za-Igoty/.
8 Распоряжением Правительства РФ от 30 марта 2013 г. № 486-р. «Об утверждении перечня месторождений с указанием количества нефти сырой, которое может быть вывезено с применением особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин»/ Собрание законодательства РФ. 08.04.2013. № 14. ст. 1721.
9 Постановление Правительства РФ от 26 сентября 2013 г. № 846 «О порядке подготовки предложений о применении особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую, указанных в подпунктах 2 или 3 пункта 5 статьи 3.1 Закона Российской Федерации "О таможенном тарифе", и проведения мониторинга обоснованности их применения»// Собрание законодательства РФ. 07.10.2013. № 40 (часть III). ст. 5077.
10 Основные направления бюджетной, налоговой и таможенно-тарифной политики на 2019 год и на плановый период 2020 и 2021 годов.
Данные изменения должны сделать более привлекательной разработку сложных месторождений. Согласно оценкам Министерства финансов РФ, общий объем нефти, добываемой в рамках режима НДД, составит около 5 % от общей нефтедобычи в России11.
Тем не менее эффекты от реализации налогового маневра и введение НДД пока неочевидны, более того, они могут быть спорными для различных месторождений. Дискуссионным остается вопрос и об эффективности применения НДД как для инвесторов, так и для бюджетной системы РФ и отдельных регионов.
Оценке эффектов от реализации налогового маневра и введения НДД для бюджетной системы РФ посвящены многие исследования [Баландина, 2017; Бобылев, 2015; Болдырева, 2019; Горбунова, 2018а; Каукин и др., 2019; Мау и др., 2013; Понкратов и др., 2016]. Данные работы направлены на прогнозирование величины поступлений в бюджетную систему РФ от нефтегазовой отрасли без привязки к оценке инвестиционных проектов по отдельным регионам. Например, И. А. Болдырева анализирует структуру и динамику нефтегазовых доходов в разрезе НДПИ и экспортных пошлин, оценивает эффект налогового маневра на федеральный бюджет и делает вывод об отсутствии запланированного увеличения доходов бюджета [Болдырева, 2019]. Ю. Н. Бобылев указывает, что в условиях низких цен на нефть и существующих ставок налогов возрастает налоговая нагрузка на добычу нефти. В результате нефтяные компании «инициируют предложения по пересмотру параметров налогового маневра» [Бобылев, 2015, с. 4].
Во многих исследованиях отмечается необходимость перехода на более гибкий налоговый режим, учитывающий затраты нефтедобывающих компаний. Так, в работах [Боташева, 2019; Зорин и др., 2018] делается вывод, что постоянно меняющиеся условия налогообложения не способствуют привлечению инвестиций в нефтегазовую отрасль экономики. Ю. К. Шафраник считает: «Чтобы добиться повышения заинтересованности производителей в увеличении добычи, необходимо решительно переходить на обложение прибыли НДД» [Шафраник, 2019]. По мнению Е. Н. Горбуновой, «введение НДД позволит обеспечить дифференциацию налоговой нагрузки и создать необходимые условия для освоения нефтяных месторождений с повышенными производственными затратами» [Горбунова, 2018Ь, с. 4]. Анализируя производственный и экономический подходы рентного налогообложения, И. А. Соловьева и А. М. Макашева пришли к выводу о целесообразности перехода к НДД [Соловьева и др., 2015]. В то же время в исследовании [Рощупкина, 2018] указано, что ни в одной из стран, применявших налог на финансовый результат, не было достигнуто серьезного роста добычи, все страны потеряли в уровне бюджетных поступлений и столкнулись с серьезными трудностями в администрировании налогового режима. По мнению Министерства финансов РФ, «при отмене НДПИ и введении НДД федеральный бюджет лишится стабильных поступлений от прежнего налога с более определенной налоговой базой» и, более того, «это может привести к избирательному введению льготного режима налогообложения для произвольно отобранных инвестиционных проектов»12.
Спустя несколько лет после введения НДД можно провести анализ ожиданий (табл. 1). Фактические данные за два года реализации НДД очень сильно отличаются от плановых значений, бюджетная система РФ получила поступлений по НДПИ и НДД меньше, чем прогнозировалось. Это во многом обусловлено курсом доллара и ценой нефти на мировых рынках, которые используются в расчетах, но введение НДД как раз и было направлено на снижение такого влияния.
11 Основные направления бюджетной, налоговой и таможенно-тарифной политики на 2019 год и на плановый период 2020 и 2021 годов.
12 Трунин И. Налог на финансовый результат: льготы вместо стимулов к развитию. URL: http://minfin.ru/ru/ press-center/?id_4=33117&areajd=4&page _id=2119&popup=Y#ixzz3t6LD2dfA.
Таблица 1
Ожидания и фактические поступления от НДПИ и НДД в бюджетную систему РФ / Expectations and actual revenues from MET and tax on additional income to the budget system of the Russian Federation
РФ, всего План поступлений Фактические поступления от НДД, млрд руб. Фактические поступления от НДПИ, млрд руб.
НДД НДПИ, млрд руб.
2018 5958,00 6060,35
2019 85,21 6029,09 101,08 6024,87
2020 233,07 5838,15 149,04 3872,85
2021 938,0 6711,5 Официальные данные пока отсутствуют
Источник: составлено авторами на основе данных Казначейства России за 2018-2020 гг. (http://datamarts. roskazna.ru/razdely/dohody/dohody-po-klassifikacii-dohodov/?paramPeriod=2019) / Source: The table was prepared on the basis of the Russian Federation Treasury data for 2018-2020.
Также одним из факторов, оказывающих влияние на величину поступлений от НДД является эффективность конкретно взятого месторождения и количество месторождений, использующих данный режим. В связи с этим стоит говорить об оценке эффективности вложений инвестора в данную отрасль. Например, в западной практике для трансформации налогообложения проводится оценка таких изменений на уровне отдельно взятых месторождений с учетом среднеотраслевых параметров и индивидуальных характеристик, таких как масштаб, объем инвестиций, стадия реализации и т. д. (см., например [Smith, 2014]). С оценкой влияния налогообложения в других странах на развитие отрасли и инвестиционную привлекательность отдельных месторождений можно ознакомиться также в работах [Andersen, 1993; Mercier, 1999] и др.
Для российской практики вопросы оценки влияния проводимых реформ на инвестиционную привлекательность отдельно взятого проекта по разработке месторождений остаются актуальными, но они мало исследованы в силу сложности получения открытых данных по конкретному месторождению. Однако если исключать из внимания интерес инвестора в реализации такого рода проектов, то только административные решения и включение конкретных участков недропользования будут способствовать трансформации системы налогообложения. Так, на 30 октября 2021 г. общее количество участков недр, переведенных на НДД, составляло 797 (131 из которых убыточны)13.
При принятии решения о корректировке и расширении периметра НДД и изменении НДПИ необходимо оценить преимущества и недостатки предлагаемых мер как для инвестора, так и для государства в целом. В связи с этим возникает гипотеза о тестировании инвестиционной привлекательности и эффективности применения НДД на примере отдельно взятого месторождения.
Объект исследования и методы
В качестве объекта исследования выбрано месторождение, расположенное в Западной Сибири14, так как одним из направлений развития региона на средне- и долгосрочную перспективу является разработка и освоение трудноизвлекаемых запасов нефти зоны Баженовской свиты.
13 Отчет по форме № 5-НДД. URL: https://www.naIog.gov.ru/rn52/reIated_activities/statistics_and_anaIytics/ forms/11182536/.
14 Имилорское месторождение входит в Имилорский участок, расположенный в Западно-Сибирском артезианском бассейне. На данном участке обнаружены трудноизвлекаемые запасы в низкопроницаемых пластах. URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/203557-IukoyI-vveI-v-promyshIennuyu-ekspIuatatsiyu-imiIorskoe-neftyanoe-mestorozhdeniya-v-khmao/.
Для сравнения разных вариантов налогообложения и их влияния на привлекательность проекта использованы кейс-метод и сценарный анализ, которые широко применяются в западных исследованиях, связанных с оценкой влияния налогового законодательства на привлекательность проектов и масштаб инвестиций в данную отрасль [Lund, 2009; Blake, 2013; Blake et al., 2006]. Достоинством сценарного анализа является то, что используются допущения о цене на нефть, соответствующих налогах, операционных и капитальных расходах, что считается достаточным для расчета денежных потоков и налоговых обязательств в течение всего срока реализации проекта, а также для определения доходности инвестора и государственных обязательств. После повторения таких расчетов при альтернативных налоговых режимах результаты сравниваются на предмет различий между режимами. Моделирование денежных потоков с учетом среднесрочных и долгосрочных макроэкономических параметров и характеристик отдельно взятого месторождения позволяет разработать модель для самых сложных фискальных режимов. Примеры таких исследований можно встретить в работах Кемпа, Ван Меурса, Смита, Джонстона, Даниэля и некоторых других [Smith, 2014].
Применение такого подхода практически не встречается в российских исследованиях в силу отсутствия всей необходимой информации по месторождениям и сложности применения методики оценки, которые описаны в приказе Министерства энергетики РФ от 3 декабря 2013 г. № 868 «Об утверждении методических указаний по...»15. Применение данной методики в исследовании также является ее отличительной особенностью, т. к. она вносит вклад в развитие методологии оценки эффективности налоговых реформ в той или иной отрасли. Результаты сценарного анализа могут быть сопоставлены с отраслевыми значениями для рассматриваемого региона или страны, что позволит более эффективно разрабатывать меры государственной поддержки при трансформации налогового законодательства.
Для оценки влияния налоговых режимов на инвестиционную привлекательность проекта применялись критерии чистой приведенной стоимости (далее — NPV), внутренней нормы доходности проекта (далее — IRR), представленные во многих исследованиях по финансам [Olsen et al., 2011; Haufler et al., 1999] и др.
П. Осмундсен c соавторами оценивал влияние налоговых режимов Норвегии, США и Великобритании на привлекательность больших, средних и малых проектов в нефтяной отрасли [Osmundsen et al., 2017]. Результаты показали, что IRR для проектов с объемом инвестиций не более 1000 млн долл. США (малые) в Норвегии не превышает 16,3 %, а крупные проекты с объемом инвестиций более 15 млрд долл. США показывают IRR 16 %. Для нефтяных проектов, реализуемых в США, внутренняя норма доходности колеблется от 15,1 % (для средних и крупных проектов) до 16,6 % (для малых). Самые привлекательные нефтегазовые проекты с позиции налогообложения данной отрасли — в Великобритании, так как там IRR принимает значения от 28,2 % (для больших проектов) до 64,4 % (для маленьких проектов).
По словам экспертов Wood Mackenzie, международные нефтяные компании предъявляют высокие требования к внутренней норме прибыли (IRR) в новых проектах, и 15 % считаются стандартным отраслевым эталоном для надежного проекта [Osmundsen et al., 2017].
В работе с помощью сценарного анализа и финансового моделирования на основе общедоступных данных, раскрываемых ПАО «ЛУКОЙЛ» в годовых отчетах, рассчитаны
15 Приказ Министерства энергетики России от 3 декабря 2013 г. № 868 «Об утверждении методических указаний по проведению анализа обоснованности применения особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую, указанную в подпункте 2 пункта 5 статьи 3.1 Закона РФ "О таможенном тарифе"...». URL https://minjust.consultant.ru/files/8455.
NPV, IRR и совокупные поступления от налогов в бюджетную систему РФ по Имилорскому месторождению. Все расчеты выполнены в программе Excel. Денежные потоки (инвестиции, расходы, доходы, налоги и налоговые обязательства) прогнозируются на годовой основе.
Описание модели и допущения по проекту
Для оценки привлекательности проекта были осуществлены расчеты NPV и IRR с учетом особенностей положений и принципов, предусмотренных приказом Министерства энергетики РФ № 86816 (далее — Приказ).
Так, например, для расчета IRR использовалась формула (п. 9 Приказа):
У'^ОЛП I Yt=N 0ДП{ — yt=r-i ггдгг ZiSPiWifCi+fM)"-* (1)
lt=1 uA"t т lt=t (1+/BÄ)t-r+o.s _ lt=i "A"t т (1+irr^n-t+o.s > (1)
где: ОДП{ — отрицательный денежный поток от реализации проекта разработки месторождения в периоде t;
ПДП{ — положительный денежный поток от реализации проекта разработки месторождения в периоде t;
IRR — показатель внутренней нормы доходности;
N — количество лет (периодов) разработки месторождения, выраженное в календарных годах, но не более 40 лет с года начала разработки; t — номер периода (календарного года);
Т—базовый период, в котором подано заявление на применение особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на сырую нефть (номер периода 1 соответствует году начала представления данных в справке). В нашем случае это период, в котором зафиксирована добыча и реализация товарной нефти с месторождения.
Финансовое моделирование заключалось в прогнозировании доходов и расходов по проекту для расчета положительных и отрицательных денежных потоков, которые в дальнейшем учитывались при оценке NPV и IRR. Известно, что общий объем разведанных запасов нефти Имилорского месторождения составляет 193 млн т17. Но для определения размера выручки необходимо осуществить прогноз цены на весь горизонт планирования. Для этих целей также использовалась методика Приказа, предполагающая использование фактических и прогнозных макроэкономических параметров, таких как значение дефлятора «Добыча сырой нефти и природного газа», цена на сырую нефть марки «Юралс», среднегодовой обменный курс рубля РФ к доллару США (п. 8 Приказа). С учетом этих положений на прогнозный период, начиная с 01.01.2019 (год ввода в действие НДД) цена на сырую нефть марки «Юралс» принята в размере 53,93 долл./барр., курс доллара — 62,6916 руб./долл. Значение дефлятора определялось как индекс цен производителей по виду экономической деятельности «Добыча сырой нефти и природного газа», содержащийся в прогнозе социально-экономического развития РФ на среднесрочный период18.
Для расчета НДПИ и НДД использовался порядок, предусмотренный гл. 26 и 25.4 НК РФ на момент оценки. В частности, для НДПИ применялась формула, предусмотренная подп. 9 п. 2 ст. 342 НК РФ:
16 Приказ Министерства энергетики РФ от 3 декабря 2013 г. № 868 «Об утверждении методических указаний по проведению анализа обоснованности применения особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую, указанную в подпункте 2 пункта 5 статьи 3.1 Закона РФ "О таможенном тарифе"...¡к
17 ЛУКОЙЛ ввел в промышленную эксплуатацию Имилорское нефтяное месторождение в ХМАО. URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/203557-IukoyI-vveI-v-promyshIennuyu-ekspIuatatsiyu-imiIorskoe-neftyanoe-mestorozhdeniya-v-khmao/.
18 Сайт Министерства экономического развития РФ. URL: http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/ macro/2016241101.
НДПИ на 1 тонну = стандартная ставка НДПИ * ценовой коэффициент (Кц) -
— показатель особенности добычи (Дм), (2)
где: стандартная ставка НДПИ равна 919 руб. за тонну добытой нефти; Кц — показатель, характеризующий динамику мировых цен на нефть марки «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья (ежемесячно рассчитывается и публикуется ИФНС РФ);
Дм — критерий, характеризующий особенности добычи нефти на месторождении, рассчитывается по формуле в соответствии со ст. 342.5 НК РФ19.
Коэффициент Кндпи был принят в размерах, предусмотренных ст. 342 НК РФ, и с 1 января 2016 г. его значение зафиксировалось на уровне 559. Для данного месторождения особенности моделирования заключались в том числе в учете региона добычи и свойств нефти (Ккан), а также сложности добычи (Кд). При расчетах моделировалась степень выработанности месторождения (Кдв) с учетом остатков запасов на начало периода и объема добычи в расчетном периоде; коэффициент, отражающий величину запасов конкретного участка недр (Кз).
Для коэффициента Кк применялся понижающий тренд: в 2017 г. — 306, в 2018 г. — 357, в 2019 г. — 428, с 2020 г. — 0. В третьем сценарии для нефти, добытой из залежей, отнесенных к баженовским отложениям, коэффициенты Кц и Кк приравнивались к нулю.
Для расчета НДД использовался механизм, описанный в гл. 25.4 НК РФ (ст. 333.46333.49), предполагающий расчет и моделирование расчетной выручки от реализации углеводородного сырья, фактических и расчетных расходов по добыче. При этом не учитывались доходы и расходы от добычи и реализации попутного газа, расчет налоговых отчислений проводился с учетом снижения экспортной пошлины до нуля с 2024 г.
На основе публичной отчетности компании (ПАО «ЛУКОЙЛ»), информации новостных лент, иной общедоступной информации осуществлялось моделирование и расчет операционных (эксплуатационных) и капитальных расходов, количества вводимых добывающих и нагнетательных скважин, затрат на геологоразведочные работы и т. д. Расчет налоговых отчислений (по налогу на имущество, налогу на прибыль, НДПИ, НДД) и размер экспортных пошлин осуществлялся по правилам НК РФ на основе действующих на момент оценки ставок и тарифов.
С учетом многочисленных факторов неопределенности для оценки эффективности и инвестиционной привлекательности проекта были введены следующие допущения.
1. Проект был условно разделен на три стадии:
— 2013-2014 гг. Геологоразведочная (осуществление геологоразведочных работ и бурение нагнетательных и добывающих скважин);
— 2015-2017 гг. Опытно-промышленная эксплуатация (бурение нагнетательных и добывающих скважин, извлечение первой нефти);
— с 2018 г. Промышленная эксплуатация (бурение нагнетательных и добывающих скважин, выход на проектные мощности по добыче нефти).
2. Затраты на геологоразведочные работы учтены на геологоразведочной стадии в размере 12 млрд руб., в дальнейшем объем инвестиций в данном направлении не предусмотрен.
3. Капитальные вложения до 2032 г. составят 100 млрд руб.
4. Общий фонд скважин к 2032 г. составит 1700 шт. Из них: добывающие скважины — 1226 шт. (190 введены в эксплуатацию до 2018 г.); нагнетательные скважины — 474 (78 введены в эксплуатацию до 2018 г.).
19 Формула расчета показателя, учитывающего особенности добычи и характеристики конкретного месторождения: Дм = Кндпи * Кц * (1 - Кз * Кд х Кдв * Ккан) - Кк - Кабдт - Кман (ст. 342.5 НК РФ).
При экономическом моделировании использовался следующий подход: с 2018-2020 г. ввод скважин учитывался на основе официальных данных компании, в дальнейшем до 2032 г. был предусмотрен равномерный ввод оставшихся скважин. Примерная стоимость одной скважины составила 58,8 млн руб. со сроком полезного использования скважины 15 лет. При моделировании применен линейный метод начисления амортизации.
5. Дебит вновь введенных скважин учитывался на уровне 31 т в сутки, дебит ранее введенных в эксплуатацию скважин в предыдущие годы рассматриваемого периода — 5,9 т в сутки.
6. Операционные расходы — 8 долл./барр.
7. Коммерческие расходы — 1100 руб. на тонну.
8. При исчислении доходов по проекту применялась схема: треть добычи нефти относится к Баженовской свите (учитывалось при расчете налогов и таможенных платежей), а две трети приходятся на добычу нефти, связанную с низкопроницаемыми коллекторами. При расчете денежных потоков предусматривались технологические потери при добыче на уровне 0,15 %.
Итоговые значения с учетом ранее описанных допущений модели для расчета экономической привлекательности представлены в табл. 2.
Так как фактическая реализация нефти зафиксирована в 2015 г., то согласно Приказу именно этот год рассматривается в качестве базового периода и все денежные потоки приводятся к 31.12.2015 с помощью фактических и прогнозных коэффициентов дефляторов.
Горизонт планирования — 2047 г. В качестве критериев для сравнения различных сценариев выбраны внутренняя норма доходности, чистая приведенная стоимость и величина поступлений в бюджет.
Таблица 2
Ключевые параметры проекта по разработке месторождения до 2047 г. / Key parameters of the field development project until 2047
Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2029 2030 2031 2032 2047 Итого
Объемы добычи, млн т, в т. ч.: 0 0,05 0,34 0,49 0,60 0,78 0,92 1,01 2,76 2,86 2,95 3,04 0,08 50,9
- добыча, связанная с Баженовской свитой, млн т 0,23 0,28 0,3 0,83 0,85 0,90 0,9 0,03 14,8
- добыча, связанная с низкопроницаемыми коллекторами, млн т 0,55 0,64 0,71 1,93 2,01 2,06 2,14 0,05 34,6
Ввод добывающих скважин, шт. 0 7 51 29 36 67 36 64 78 78 78 78 0 1226
Ввод нагнетательных скважин, шт. 0 3 22 12 15 26 14 24 30 30 29 29 0 474
Операционные затраты, млрд руб. 0 0,11 1,22 1,89 2,04 2,87 3,36 3,71 1,01 1,05 1,08 11,13 0,31 185,8
Капитальные затраты, млрд руб. 0 0,59 4,29 2,41 3,00 5,47 2,94 5,18 6,35 6,35 6,29 6,29 0 100,0
Транспортные расходы, млрд руб. 0 0 0,31 0,48 0,66 0,86 1,01 1,12 3,04 3,15 3,24 3,35 0,09 55,79
Затраты на геологоразведку, млн руб. 6,0 6,0 12,00
Амортизация, млрд руб. 0,02 0,18 0,41 0,59 0,87 1,15 1,42 5,17 5,43 5,63 5,87 0,21 100,0
Налог на имущество, млрд руб. 0,01 0,06 0,13 0,17 0,25 0,32 0,38 0,98 0,99 1,02 1,03 0,002 16,50
Источник: рассчитано авторами/ Source: calculated by the authors.
Описание и результаты сценарного анализа
Для оценки влияния налоговых реформ на инвестиционную привлекательность проекта и величину поступлений в бюджетную систему РФ было рассмотрено четыре сценария.
Первый сценарий (базовый) предполагает анализ проекта с учетом ставок по НДПИ, экспортной пошлины, установленных в 2015 г. и зафиксированных на весь анализируемый период. При данном сценарии не учитывались возможные льготы по данному месторождению и механизм налогового маневра.
Второй сценарий учитывает введение налогового маневра, то есть постепенное снижение экспортной пошлины и рост базовой ставки НДПИ согласно НК РФ, но без применения льгот по данному месторождению.
Третий сценарий также учитывает наличие налогового маневра, но с применением по месторождению льгот по НДПИ, связанных с наличием баженовского продуктивного отложения.
В четвертом сценарии рассмотрен альтернативный вариант налогообложения с применением НДД с 2019 г. До 2019 г. применялись действующие ставки по НДПИ и таможенные пошлины.
Результаты проведенного анализа влияния изменений налогового и таможенного регулирования на привлекательность проекта по разработке месторождения и объем налоговых поступлений при каждом сценарии представлены в табл. 3.
Таблица 3
Прогнозные экономические и налоговые показатели проекта / Forecasted economic and tax indicators of the project
Показатели Сценарий 1 Сценарий 2 Сценарий 3 Сценарий 4
1. Критерии эффективности проекта
NPV (при целевой ставке дисконтирования на уровне 16,3 %), млн руб. -55 631,28 -37 068,01 -15 918,97 -35 509,8
IRR проекта, % 5,64 10,42 14,1 10,35
2. Размер налоговых поступлений и поступлений экспортной пошлины в ценах 2015 г.
Налоговые поступления в бюджет в ценах 2015 г. (НДПИ, НДД, налог на имущество, налог на прибыль) по ставке IRR, млн руб. 422 591,1 522 495,9 380 756,1 564 627,0
В том числе: НДПИ НДД 357 443,6 416 184,3 239 009,5 432 179,0 32 383,3
Поступления от экспортной пошлины в ценах 2015 г., млн руб. 294 832,9 30 271,6 30 271,6 13 205,4
Величина налогов и пошлин на тонну добычи, руб./т 14 125,86 10 883,82 8093,01 11 377,34
3. Дисконтированные налоговые поступления и поступления экспортной пошлины
Дисконтированные налоговые поступления в бюджет (НДПИ, НДД, налог на имущество, налог на прибыль), по ставке IRR, млн руб. 186 185,3 125 292,5 58 544,7 136 371,1
В том числе: НДПИ НДД 154 332,5 96 652,9 31 771,5 100 773,3 6980,4
Дисконтированные поступления от экспортной пошлины по ставке IRR, млн руб. 740,5 19 905,4 17 528,4 10 541,1
Источник: рассчитано авторами/ Source: calculated by the authors.
Из табл. 3 следует, что без учета дисконтирования в ценах 2015 г. сценарии 2 и 4 примерно одинаковы для бюджетной системы РФ и для инвесторов. То есть поступления в бюджетную систему РФ в виде совокупности налогов составят 522,4 млрд и 564,6 млрд руб. соответственно. Для инвесторов совокупный денежный поток по проекту в виде
прибыли также примерно одинаков, что подтверждается внутренней нормой доходности (IRR) на уровне 10,42 и 10,35 % во втором и четвертом варианте соответственно.
В целом в условиях налогового маневра повышается инвестиционная привлекательность проекта: наблюдается рост IRR и NPV. Однако достичь доходности на уровне 16,3 % не получается, о чем свидетельствует отрицательное значение NPV при заданной ставке. Маловероятно, что произойдет существенный приток инвестиций в подобные проекты при сложившейся системе налогового и таможенного регулирования. Относительно первого сценария (базового) внутренняя норма доходности возрастает при одновременном снижении совокупных налоговых и таможенных платежей в бюджетную систему РФ.
Если у компании дополнительно имеются льготы по НДПИ, то положительные эффекты от введения налогового маневра для инвестора усиливаются, о чем свидетельствуют результаты по сценарию 3. Для бюджетной системы РФ, напротив, это самый затратный вариант. На рассматриваемом примере бюджет недополучит около 43 и 26 % от всех потенциальных налоговых поступлений по сравнению со сценариями 1 и 2 соответственно. Сценарий 4 очень приближен по критериям эффективности к варианту, когда компания не имеет никаких льгот по НДПИ при введении налогового маневра (сценарий 2).
Как было отмечено выше, при моделировании сценариев использовались среднеотраслевые характеристики операционных и капитальных расходов, скорость добычи и стоимость скважин, иные общедоступные параметры, характерные для данного региона добычи углеводородов. На основе полученных результатов можно при прочих равных условиях моделировать влияние рассматриваемых факторов на стоимость добычи тонны нефти в регионе.
Согласно стратегии развития нефтегазовой отрасли до 2035 г. прогнозируется общее сокращение объемов добычи углеводородов, в том числе и по Западно-Сибирскому экономическому району20. Так, по словам А. Новака, «добыча в регионе может снизиться до 180 млн т к 2035 г., а при пессимистическом сценарии — до 146 млн т»21. В соответствии с проектом Министерства энергетики РФ «Энергостратегия РФ на период до 2035 года» по Западной Сибири к 2035 г. по консервативному сценарию прогнозируется уменьшение объема добычи нефти на 88,2 % относительно уровня 2018 г. Снижение объемов добычи нефти приведет к снижению и налоговых поступлений, о чем свидетельствуют данные табл. 4.
Таблица 4
Изменение налоговых поступлений от добычи нефти на основе консервативного сценария по Западно-Сибирскому экономическому району относительно 2019 г. / Change in tax revenues from oil production under the conservative scenario for the West Siberian region related to 2019
2020 2025 2030 2035
Плановый объем добычи, млн т* 332,5 309,2 259,7 192,2
Сценарий 1, млн руб. 39 552 -289 580 -988 809 -1 942 305
Сценарий 2, млн руб. 30 475 -223 118 -761 867 -1 496 525
Сценарий 3, млн руб. 22 660 -165 907 -566 510 -1 112 788
Сценарий 4, млн руб. 31 856 -233 235 -796 413 -1 564 384
* В 2019 г. объем добычи нефти по Западно-Сибирскому экономическому району составил 329,7 млн т. Источник: рассчитано авторами/ Source: calculated by the authors.
20 Проект энергостратегии РФ на период до 2035 года (ред. от 18.12.2019) URL: https://minenergo.gov.ru/ node/1920.
21 Новак: добыча нефти в РФ при отсутствии стимулирования может упасть на 44 % к 2035 г. / ТАСС, 2018. URL: https://tass. ru/ekonomika/5576235.
В долгосрочной перспективе при сокращении объемов добычи при разных сценариях налогообложения углеводородов наблюдается сокращение совокупных поступлений от налогов и таможенных сборов в бюджетную систему РФ. Так, в 2035 г. при введении и использовании НДД бюджет недополучит от добычи нефти в Западной Сибири более 1,5 млрд руб. при заданных параметрах (сценарий 4) и используемых в расчете ставок. В краткосрочном периоде такого снижения не наблюдается за счет прироста добычи. Таким образом, на основе полученной модели и выявленных зависимостей можно планировать потенциальные поступления в бюджет не только отдельного региона, но в России в целом.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В рамках исследования выдвинутая гипотеза о положительном влиянии налогового маневра на эффективность проектов в нефтяной отрасли подтвердилась частично. Несмотря на то что налоговые платежи переносятся на более поздние периоды, одновременное наличие НДД и НДПИ не увеличивает привлекательность проектов, внутренняя норма доходности проекта остается достаточно низкой, что характерно для месторождений, расположенных в Западной Сибири. По аналогичным крупным проектам, реализуемым в Норвегии, США и Великобритании, внутренняя норма доходности превышает как минимум 15 % [Osmundsen et а1., 2017]. Соответственно, распространять НДД на все нефтегазовые месторождения неоправданно. Принудительное применение налогового маневра может привести к сокращению инвестиций в данную отрасль, особенно в тех регионах, где месторождения не являются новыми, требуют реинвестиций для восстановления и увеличения ресурсной базы. Не стоит забывать и тот факт, что отрасль не только обеспечивает нефтегазовые доходы, но и является генератором поступлений региональных налогов (налог на имущество организаций, налог на прибыль), которые служат одним из основных источников пополнения региональных бюджетов. Снижение инвестиций может привести к сокращению данных налоговых доходов. Фактические поступления за два года реализации НДД тоже ниже ожидаемых (см. табл. 1).
Примененная модель оценки эффективности проводимых изменений в области налогового законодательства позволила получить релевантные результаты, несмотря на то что включает в себя множество факторов (уровень мировых цен на нефть, курс доллара, налоговый и таможенный режимы, среднеотраслевой уровень и структуру затрат в данном регионе для аналогичных проектов, размер месторождения и др.), что оправдало ее применение. Модель целесообразно использовать при оценке потенциальных поступлений в бюджетную систему государства и региона для каждой группы схожих по свойствам месторождений определенных географических зон.
Сравнительный анализ разных сценариев налогообложения на примере отдельно взятого месторождения показал, что внедрение НДД в какой-то мере улучшает привлекательность проекта, но не обеспечивает его эффективности на уровне мировых значений. Все это свидетельствует о том, что говорить о совершенстве системы в области налогообложения добычи углеводородного сырья на территории РФ еще рано, требуется совершенствование существующих нефтегазовых налогов и сборов или внедрение новых механизмов, в том числе в форме государственной поддержки отрасли.
Список источников
Баландина А. С. Сравнительный анализ налога на дополнительный доход, налога на финансовый результат и налога на добычу полезных ископаемых при разработке нефтегазовых месторождений // Сибирская финансовая школа. 2017. № 3 (122). С. 46-49.
Бобылев Ю. Н. Налоговый маневр в нефтяной отрасли // Экономическое развитие России. 2015. Т. 22. № 8. С. 49-52.
Бобылев Ю. Н. и др. Экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты: необходимость отмены и сценарный анализ последствий. М.: Издательство Института Гайдара, 2012. 84 с. URL: https://www.iep.ru/files/text/ working_papers/Nauchnie_trudi-161.pdf.
Болдырева И. А. Бюджетная эффективность налогового маневра в нефтедобывающей сфере // Экономика вчера, сегодня, завтра. 2019. Т. 9. № 3А. С. 499-505. D0I:10.34670/AR.2019.89.3.055.
Боташева Ф. Б. Налоговый маневр в нефтяном секторе и его возможные последствия // Вестник Евразийской науки. 2019. Т. 11. № 4. URL: https://esj.today/PDF/50ECVN419.pdf.
Горбунова Е. Н. К вопросу о введении налога на дополнительный доход в нефтяной отрасли // Налоги и финансы. 2018а. № 3 (39). С. 13-19.
Горбунова Е. Н. Налоговая политика государства при налогообложении добычи нефти в России: финансово-правовой аспект // Налоги. 2018b. № 5. С. 11-14.
Зорин И. С., Каницкая Л. В. Итоги большого налогового маневра в нефтегазовом секторе экономики России // Фундаментальные исследования. 2018. № 8. С. 59-65.
Казаненков В. А. и др. Главные направления и задачи поисков нефти и газа в Западной Сибири на ближайшие десятилетия // Бурение и нефть. 2019. № 10. C. 11-19. URL: https://burneft.ru/archive/issues/2019-10/10.
Каукин А. С., Миллер Е. М. Налоговый маневр в нефтяной отрасли: риски «ручного регулирования» // Экономическое развитие России. 2019. Т. 26. № 7. С. 87-92.
Мау В. А., Кузьминов Я. И. (ред.) Стратегия-2020: новая модель роста — новая социальная политика. М.: Издательский дом «Дело», 2013. 430 с.
Понкратов В. В. Оценка целесообразности применения налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья в Российской Федерации // Вестник Омского университета. Серия: Экономика. 2013. № 2. С. 178-182.
Понкратов В. В., Поздняев А. С. Налогообложение добычи нефти в России — последствия налоговых маневров // Нефтяное хозяйство. 2016. № 3. С. 24-27.
Рощупкина В. В. Актуализация налогообложения прибыли нефтегазовой отрасли: перспективы налога на добавленный доход // Международный бухгалтерский учет. 2018. Т. 21. № 8 (446). С. 917-926. DOI: 10.24891/ ia.21.8.917.
Соловьева И. А., Макашева А. М. Совершенствование экономического механизма государственного регулирования нефтегазового комплекса // Интернет-журнал «Науковедение». 2015. Т. 7. № 2 (27). DOI: 10.15862/ 53EVN215.
Терешок А. В. Совершенствование налогового регулирования в целях стимулирования развития российской нефтяной отрасли // Государственное управление. Электронный вестник. 2014. № 44. С. 83-105. URL:
http://e-journal.spa.msu.ru/uploads/vestnik/2014/vipusk__44._ijun_2014_g./ekonomitcheskie_voprosi_
upravlenija/tereshok.pdf.
Шафраник Ю. К. Развитие нефтегазовой промышленности РФ: внешние и внутренние вызовы // Бурение & Нефть. 2019. № 5. С. 8-11.
Шмаль Г. И. Нефтегазовый комплекс: есть результаты, но достаточно проблем // Бурение и нефть. 2019. № 5. С. 12-15. URL: https://burneft.ru/archive/issues/2019-05/12.
Andersen S. S. The Struggle over North Sea Oil and Gas: Government Strategies in Denmark, Britain and Norway. Oslo: Scandinavian University Press, 1993. 204 с.
Blake A. J. Investigating Tax Distortions: an Applied Model of Petroleum Exploration and Extraction Decisions // Natural Resource Modeling. 2013. Vol. 26. Iss. 1. P. 66-90. DOI: 10.1111/j.1939-744 5.201 2.00121.x.
Blake A. J., Roberts M. C. Comparing Petroleum Fiscal Regimes Under Oil Price Uncertainty // Resources Policy. 2006. Vol. 31 (2). С. 95-105. DOI: 10.1016/j.resourpol.2006.08.001.
Haufler A., Wooton I. Country size and tax competition for foreign direct investment // Journal of Public Economics. 1999. Vol. 71. Iss. 1. P. 121-139. DOI: 10.1016/S0047-2727(98)00055-3.
Lund D. Rent Taxation for Nonrenewable Resources // Annual Review of Resource Economics. 2009. Vol. 1. P. 287-308. DOI: 10.1146/annurev.resource.050708.144216.
Mercier D. Royalty that slides with oil prices can add value to producing fields // Oil & Gas Journal. 1999. № 97 (12). C. 92-94.
Olsen T. E., Osmundsen P. Multinationals, tax competition and outside options // Journal of Public Economics. 2011. Vol. 95 (11). P. 1579-1588. DOI: 10.1016/j.jpubeco.2011.04.004.
Osmundsen P., L0vas K., Emhjellen M. Petroleum Tax Competition Subject to Capital Rationing // USAEE Working Paper. 2017. № 17-306. DOI: 10.2139/ssrn.2928868.
Smith J. L. A parsimonious model of tax avoidance and distortions in petroleum exploration and development // Energy Economics. 2014. Vol. 43. P. 140-157. DOI: 10.1016/j.eneco.2014.02.011.
References
Balandina A.S. (2017). Comparative Analysis of a Tax on the Additional Income, Tax on Financial Result and Tax on Mining when Developing Oil and Gas Fields. Sibirskaya finansovaya shkola — Siberian Financial School, no. 3 (122), pp. 46-49 (In Russ.).
Bobylev Yu. (2015). Tax Maneuver in Russia's Oil Sector. Ehkonomicheskoe razvitie Rossii — Russian Economic Development, vol. 22 (8), pp. 49-52 (In Russ.).
Bobylev Yu. et al. (2012). Export Duties on Oil and Oil Products: Cancel Expediency and Scenario Analysis. Moscow: Gaidar Institute Publ. 84 p. (In Russ.). Available at: https://www.iep.ru/files/text/working_papers/ Nauchnie_trudi-161.pdf.
Boldyreva I.A. (2019). The Budget Effectiveness of the Tax Manoeuvre in the Oil Industry. Ehkonomika vchera, segodnya, zavtra — Economics: Yesterday, Today and Tomorrow, vol. 9 (3A), pp. 499-505 (In Russ.). DOI: 10.34670/ AR.2019.89.3.055.
Botasheva F.B. (2019). Tax Maneuver and Its Possible Consequences. Vestnik Evrazijskoj nauki — The Eurasian Scientific Journal, vol. 11 (4). (In Russ.). Available at: https://esj.today/PDF/50ECVN419.pdf.
Gorbunova E.N. (2018a). On the Introduction of Excess Profit Tax in the Oil Industry. Nalogi i finansy — Taxes and Finances, vol. 3 (39), pp. 13-19 (In Russ.)
Gorbunova E.N. (2018b). The State Tax Policy on Taxation of Oil Extraction in Russia: a Financial Law Aspect. Nalogi — Taxes, no. 5, pp. 11-14 (In Russ.).
Zorin I.S., Kanickaja L.V. (2018). Result of the Great Tax Maneuver in Oil and Gas Sector of Russian Economy. Fundamental'nye issledovaniya — Fundamental Research, no. 8, pp. 59-65 (In Russ.).
Kazanenkov V.A. et al. (2019). Major Directions and Tasks of Oil and Gas Searches in Western Siberia for Next Decades. Burenie i neft' — Drilling and Oil, no. 10, pp. 11-19 (In Russ.). Available at: https://burneft.ru/archive/ issues/2019-10/10.
Kaukin A.S., Miller E.M. (2019). Tax Maneuver in the Oil Sector: Risks of "Manual Control". Ehkonomicheskoe razvitie Rossii — Russian Economic Development, vol. 26, no. 7, pp. 87-92 (In Russ.).
Mau V.A., Kuz'minov Ya.I. (eds.) (2013). Strategy 2020: a New Growth Model - a New Social Policy. Moscow: Delo Publ., 430 p. (In Russ.).
Ponkratov V.V. (2013). Tax on the Additional Income from Hydrocarbonic Raw Production in the Russian Federation: Expediency Assessment. Vestnik Omskogo universiteta. Seriya: Ehkonomika — Bulletin of Omsk University. Series: Economics, no. 2, pp. 178-182 (In Russ.).
Ponkratov V.V., Pozdnyaev A.S. (2016). The Oil Production Taxation in Russia — Consequences of Tax Maneuver. Neftyanoe hozyajstvo — Oil Industry, no. 3, pp. 24-27 (In Russ.).
Roshchupkina V.V. (2018). Updating the Profit Taxation in the Oil and Gas Industry: Prospects for Profit-Based Tax. Mezhdunarodnyj buhgalterskij uchet — International Accounting. vol. 21, no. 8 (446), pp. 917-926 (In Russ.). DOI: 10.24891/ia.21.8.917.
Solov'eva I.A., Makasheva A.M. (2015). Improvement of the Economic Mechanism of State Regulation of an Oil and Gas Complex. Internet-zhurnal "Naukovedenie" — Online Journal "Science Studies', vol. 7, no. 2 (27). (In Russ.). DOI: 10.15862/53EVN215.
Tereshok A.V. (2014). Tax Regulation Improvement Stimulating the Russian Oil Industry Development. Gosudarst-vennoe upravlenie. Elektronnyi vestnik — Public Administration. Electronic Bulletin, iss. 44, pp. 83-105 (In Russ.).
Available at: http://e-journal.spa.msu.ru/uploads/vestnik/2014/vipusk_44._ijun_2014_g./ekonomitcheskie_
voprosi_upravlenija/tereshok.pdf.
Shafranik Ju.K. (2019). Development of the Russian Oil and Gas Industry: External and Internal Challenges. Burenie I neft' — Drilling and Oil, no. 5, pp. 8-11 (In Russ.).
Shmal G.I. (2019). Oil and Gas Sector: There Are Positive Results, but Many Problems Still Remain. Burenie i Neft' — Drilling and Oil, no. 5, pp. 12-15 (In Russ.). Available at: https://burneft.ru/archive/issues/2019-05/12.
Andersen S.S. (1993). The struggle over North Sea oil and gas: Government strategies in Denmark, Britain and Norway. Oslo: Scandinavian University Press. 204 p.
Blake A.J. (2013). Investigating Tax Distortions: an Applied Model of Petroleum Exploration and Extraction Decisions. Natural Resource Modeling, vol. 26, iss. 1, pp. 66-90. DOI: 10.1111/j.1939-7445.201 2.001 21.x.
Blake A.J., Roberts M.C. (2006). Comparing Petroleum Fiscal Regimes Under Oil Price Uncertainty. Resources Policy, vol. 31 (2), pp. 95-105. DOI: 10.1016/j.resourpol.2006.08.001.
Haufler A., Wooton I. (1999). Country size and tax competition for foreign direct investment. Journal of Public Economics, vol. 71, iss. 1, pp. 121-139. DOI: 10.1016/S0047-2727(98)00055-3.
Lund D. (2009). Rent Taxation for Nonrenewable Resources. Annual Review of Resource Economics, vol. 1, pp. 287-308. DOI: 10.1146/annurev.resource.050708.144216.
Mercier D. (1999). Royalty that slides with oil prices can add value to producing fields. Oil & Gas Journal, vol. 97 (12), pp. 92-94.
Olsen T.E., Osmundsen P. (2011). Multinationals, tax competition and outside options. Journal of Public Economics, vol. 95 (11), pp. 1579-1588. DOI: 10.1016/j.jpubeco.2011.04.004.
Osmundsen P., Lavas K., Emhjellen M. (2017). Petroleum Tax Competition Subject to Capital Rationing. USAEE Working Paper, no. 17-306. DOI: 10.2139/ssrn.2928868.
Smith J.L. (2014). A parsimonious model of tax avoidance and distortions in petroleum exploration and development. Energy Economics, vol. 43, pp. 140-157. DOI: 10.1016/j.eneco.2014.02.011.
Информация об авторах
Елена Вячеславовна Рябова, кандидат экономических наук, доцент кафедры финансового менеджмента НИУ «Высшая школа экономики», г. Нижний Новгород
Наталья Валерьевна Ферулева, старший преподаватель кафедры бухгалтерского учета, анализа и аудита НИУ «Высшая школа экономики», г. Нижний Новгород
Ольга Александровна Замотаева, кандидат экономических наук, доцент, доцент кафедры бухгалтерского учета, анализа и аудита НИУ «Высшая школа экономики», г. Нижний Новгород
Information about the authors
Elena V. Ryabova, Candidate of Economic Sciences, Associate Professor, Department of Financial Management, HSE University, Nizhny Novgorod
Natalia V. Feruleva, Senior Lecturer, Accounting, Analysis and Audit Department, HSE University, Nizhny Novgorod
Olga A. Zamotaeva, Candidate of Economic Sciences, Docent, Associate Professor, Accounting, Analysis and Audit Department, HSE University, Nizhny Novgorod
Статья поступила в редакцию 08.02.2022 Одобрена после рецензирования 15.05.2022 Принята к публикации 06.06.2022
Article submitted February 8, 2022 Approved after reviewing May 15, 2022 Accepted for publication June 6, 2022
