CC BY
201
ПРИРОДНАЯ РЕНТА
опыт распределения природной ренты
между государством и компаниями
нефтяной промышленности
Н.В. ВОРОНИНА,
кандидат экономических наук, доцент, консультант по налогам и сборам
С.П. БАШКИРОВ,
экономист
Ухтинский индустриальный институт
Нефть — дар природы. Ее наличие в недрах земли того или иного государства не имеет никакого отношения ни к характеру и деятельности людей, которым довелось жить над ней, ни к политическому режиму в том регионе, где она обнаружена. Это наследие порождает ренту, которую можно определить как разницу между рыночными ценами, с одной стороны, и стоимостью затрат на производство, с другой, включая дополнительные расходы на транспорт, обработку и распределение нефти и прибыль на капитал, а также нормальную долю прибыли предпринимателя. Так, в конце 40-х гг прошлого века нефть продавалась по 2,5 дол. за баррель. Оператор истощенной скважины получит не более 10 % прибыли на свою нефть. Но на Ближнем Востоке себестоимость добычи барреля составляла всего 25 центов. Прибавим 50 центов, стоимость транспортировки и 10 центов, прибыль от нефти стоимостью в 2,5 дол. за баррель. Разница составляла приличную по тем временам сумму — 1,65 дол. на каждый баррель ближневосточной нефти. Это и составляло природную ренту. А кто именно получит ренту — страна-производитель, частная фирма или страна-потребитель, взимающая налоги, и в каком размере, четко установлено не было.
Каждый может обосновать свои законные требования. Страна-владелец обладает правом законного владения нефтью в своих недрах. Однако у нефти нет стоимости, пока иностранное государство не рискнет своим капиталом, не проведет экспертизу, чтобы разведать, произвести и поставить ее на рынок. В сущности, страна-владелец — это землевладелец, а добывающая компания — всего лишь арендатор, который платит установленную
ренту. Но если арендатор рискнул, приложил усилие и сделал открытие, в результате чего значительно возросла цена собственности землевладельца, должен ли он платить прежнюю ренту или она должна быть увеличена землевладельцем? «Это великий водораздел в нефтяной отрасли промышленности — богатое открытие ведет к неудовлетворенности землевладельца, — говорил экономист М. А. Адельман, занимавшийся вопросами нефти.
— Он знает, что прибыль арендатора много больше необходимой для продолжения производства, и хочет иметь часть ренты. Если он получает какую-то часть, он хочет еще больше». Борьба вокруг ренты в послевоенные годы не ограничивалась только экономикой. Это была и политическая борьба. Для «землевладельцев» — стран-производителей
— эта борьба была тесно связана с вопросами суверенитета и национального строительства, с националистическими выступлениями против иностранцев, которые, по их словам, «эксплуатировали» страну, препятствовали ее развитию, игнорировали социальное благополучие, возможно, подкупали чиновников и, конечно, вели себя как «хозяева», высокомерные, надменные, заносчивые. На них смотрели как на явное воплощение колониализма. Этим не исчерпывались их грехи, они к тому же выкачивали «невосполнимое наследие» и богатства землевладельца и будущих поколений. Естественно, нефтяные компании видели все это в другом свете. Они рисковали, они решили вложить свой капитал и усилия именно сюда, они подписали контракты, дающие им определенные права, достигнутые путем трудных переговоров. Они создали стоимость там, где ее не было. Они
должны получить компенсацию за риск и неудачные бурения. Они считали, что их обманывают жадные, ненасытные, двуличные местные власти. Они вовсе не думали, что они «эксплуатируют», а жалобно кричали: «Нас ограбили!»1.
Как известно, у этой борьбы была и политическая подоплека. Для промышленно развитых стран-производителей в промышленно развитом мире доступ к основному энергоносителю — нефти — был стратегически важен, он не только был жизненно необходим их экономике, не только определял возможности роста, но и являлся центральным, наиболее существенным элементом национальной стратегии и к тому же значительным источником прямых доходов от акцизов, а также от налогов со всей экономики, снабжаемой топливом. для производящей страны нефть означала власть, влияние, значение и статус.
Обзор опыта рентных взаимоотношений в промышленно развитых странах
Норвегия. Как и экономика России, норвежская экономика в значительной степени зависит от нефтяного комплекса. Его доля в ВВП составляет более 20 %, в поступлениях от экспорта доля нефтегазовых ресурсов превышает 45 %. Правительство норвегии стремится к тому, чтобы максимально возможная доля доходов от нефти доставалась всему обществу. Этой цели оно добивается при помощи целого комплекса мер государственного участия и регулирования. В основе взаимодействия государства и добывающих компаний лежит режим лицензий.
Базисом для защиты интересов государства и общества в разделе природной ренты служит механизм «прямого финансового участия государства». Данный механизм был введен в действие 1 января 1985 г., когда доля участия государственной нефтяной компании Statoil в проектах по освоению норвежских шельфовых месторождений была разделена на государственную часть (прямое финансовое участие государства) и на часть, принадлежащую Statoil. Statoil, участвовал в норвежских нефтегазовых проектах на паритетных началах с зарубежными компаниями. В настоящее время к наиболее активным из них относятся TotalFinaElf, ExxonMobil, Shell, ConocoPhilips, Chevron. Государство выделяет лицензии, как правило, консорциумам компаний и определяет их доли в проектах.
1 Дэниел Ергин. «Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть» Глава 22. «Пятьдесят на пятьдесят: новое соглашение о нефти». М., 2003.
Назначается компания-оператор, которая отвечает за выполнение условий лицензии. Участники консорциума заключают между собой совместное операционное соглашение. Подобно соглашениям между компаниями на основе гражданского права, совместное операционное соглашение регулирует отношения между партнерами. Оно формирует основу для организации деятельности на лицензируемой территории и определяет распределение доходов. Соглашение также регулирует обязанности оператора перед партнерством и определяет правила голосования и принятия основных решений2.
В зависимости от доходности и ресурсного потенциала лицензируемой территории государство определяет размер своего прямого финансового участия. Обычно он составляет 30—40 % общей добычи. Характерным моментом является то, что государство помимо получения доходов от своей доли, осуществляет инвестиционную деятельность и несет операционные расходы в соответствии со своим процентом участия в проектах. До 2001 г. управление прямым финансовым участием государства осуществляла Statoil. В 2001 г. акции Statoil были включены в листинг фондовых бирж в Нью-Йорке и Осло, а 18,2 % акций компании продано внутренним и зарубежным частным инвесторам. После этого в законодательство пришлось вносить изменения, так как Statoil, став публичной компанией, не имела права управлять государственной долей. Эта частичная приватизация, по-видимому, была осуществлена под воздействием трех основных факторов. Во-первых, тот факт, что акции стали котироваться на Нью-Йоркской бирже, способствует росту их курса и, соответственно, повышению рыночной капитализации компании. Во-вторых, жесткие условия биржи по предоставлению финансовой отчетности увеличивают транспарентность финансовых отношений в организации. В-третьих, государство, привлекая других акционеров к участию в управлении компанией, создает конкурентную рыночную среду, что способствует повышению эффективности деятельности этой организации3.
Функции управления прямым финансовым участием государства после частичной приватизации Statoil были переданы компании Petoro, которая была создана в 2001 г. в форме общества с ограниченной ответственностью, на 100 % прина-
2 Noreng Oystein. The concept of economic resource rent and its application in UK and Norwegian petroleum taxation. — Sandvika (Norway): Centre for Energy Studies; BI Norwegian School of Management, 1998.
3 Facts 2001. The Norwegian Petroleum Sector. — Ministry of Petroleum and Energy, 2002.
длежащего государству. Petoro финансируется из правительственных ассигнований и не получает доходов от активов, являющихся долей государства. Все доходы от активов направляются в пользу государства. Как и до этого, все доходы и затраты, связанные с управлением государственной долей в проектах, проходят через бюджет государства.
После частичной приватизации Statoil деятельность компании регулируется нормами права, касающимися всех акционерных обществ. Являясь одним из акционеров компании, государство регулирует деятельность наравне с другими инвесторами, т. е. его преимущественно интересуют вопросы возврата капитала и получения дивидендов. За остаются функции по реализации принадлежащих государству нефти и газа, которые получает государство в соответствии со своим прямым финансовым участием в нефтегазовых проектах, так как участники проектов являются собственниками добытых углеводородов в соответствии со своими долями4.
Налогообложение нефтедобывающих компаний в Норвегии основано на общих налоговых правилах с поправками на нормы Закона о нефтяном налогообложении.
Основными платежами при этом являются:
— подоходный налог;
— специальный налог на нефтяные операции;
— роялти;
— налог на капитал;
— ренталс.
Первые два налога являются основными и базируются на обложении чистого дохода компании. Таким образом, убытки, связанные с нефтедобычей, сокращают общий облагаемый доход компании. Для расчета налогооблагаемой базы используются так называемые нормальные цены. Нормальная цена ориентирована на цены сделок между независимыми участниками на свободном рынке (в отличие, скажем, от сделок внутри интегрированной компании).
Основу современной норвежской нефтяной налоговой системы, которая считается одной из самых последовательных, составляет специальный отраслевой налог на прибыль — 50 %, и общий налог на прибыль — 28 %, которые рассчитываются по справочным ценам. Специальный налог применяется к тем месторождениям, где инвестиции уже окупились.
Содержательное отличие этих двух налогов в применении скидок. Так, при исчислении налоговой базы по обычному подоходному налогу убытки от
4 Facts 2001. The Norwegian Petroleum Sector. — Ministry of
Petroleum and Energy, 2002.
других видов деятельности нефтяной компании могут сокращать облагаемый нефтяной доход (наполовину). Специальный налог таких скидок не допускает. Однако он предоставляет скидку в виде определенного процента от стоимости основных фондов в добыче и транспортировке углеводородов (в течение 15 лет, с года начала амортизации этих фондов). Ставка специального налога составляет 30 %.
В системе налогообложения производства углеводородов в Норвегии определенное место зани-маютроялти. Роялти рассчитываются как процент от валового, а не от чистого дохода производителя. Этот платеж хорош тем, что легко контролируется и обеспечивает государственному бюджету ранний и гарантированный доход. В последние 20 лет стра-ны-нефтепроизводители, в том числе и Норвегия, перешли к исчислению роялти по скользящей шкале, пытаясь связать величину роялти с такими факторами, как уровень добычи или глубина залегания. С 1972 г. ставка роялти на нефть составляет 8 — 16 % в зависимости от объема добычи. Предполагается, что такая дифференциация повысит интерес инвесторов к небольшим месторождениям, а также смягчит регрессивный по сути характер роялти. В сравнении со ставками налогов на доход в нефтяной отрасли Норвегии (около 50 %) поступления от роялти в казну не очень велики. Однако они начинаются уже с начала добычи.
Следует также сказать о таком постоянном платеже нефтедобывающих компаний, как ренталс. Этот платеж не меняется в течение первых 6 лет, а затем ежегодно увеличивается, пока не достигнет определенного (максимального) размера.
Помимо указанных налогов в нефтяной отрасли существуют роялти на добычу нефти, плата за использование территории и налог на окись углерода (СО2). Роялти уплачивается при разработке месторождений, одобренных к эксплуатации до 1 января 1986 г., и составляет от 8 до 16 % валовой стоимости добытой нефти. В связи с введением в действие механизма прямого финансового участия государства роялти поэтапно ликвидируется, и в настоящее время данный вид налога уплачивается с четырех месторождений.
Держатели лицензий на разработку месторождений вносят плату за использование территории по окончании периода геологоразведки (обычно он длится 3-4 года). Ежегодная плата для большинства лицензий постепенно увеличивается с 7 000 до 70 000 норв. крон за кв. км в течение 10 лет. Для лицензий на разработку шельфа Баренцева моря действуют особые правила.
Налог на окись углерода исчисляется на куб. м сожженного или выброшенного в атмосферу газа, а также на литр сожженной нефти. В 2002 г. он составил 0,73 норв. кроны.
Налоговые поступления в бюджет Норвегии от нефтяного бизнеса в 2001 г. превысили 113 млрд норв. крон.
Лицензионная система Норвегии базируется на ряде нормативных документов, которые детально определяют права и обязанности заинтересованных сторон. Право собственности на подводные нефтяные месторождения норвежского континентального шельфа Законом о нефти закреплено за государством.
Распределение лицензий на добычу производится правительством на конкурсной основе. Предусмотрен как индивидуальный, так и коллективный механизм подачи заявок. Государство провозглашает принципы объективности, недискриминации и прозрачности при распределении лицензий. Каждая лицензия предусматривает первоначальный разведочный период, который может длиться до 10 лет. Лицензиат обязан выполнять определенные обязательства по проведению работ в течение этого периода, которые включают в себя сейсмические исследования и/или разведочное бурение и другие подобные работы. При условии выполнения обязательств к концу данного периода лицензиату предоставляется право использовать до половины лицензируемой территории на период до 30 лет. Для отказа от лицензии необходимо согласие всех компаний, входящих в группу, которая получила лицензию. Возмещение затрат инвесторам в случае необнаружения углеводородов не предусматривается.
Норвежское государство в 2001 г. получило доход от нефтяного бизнеса в размере 237,9 млрд норв. крон, или около 16,5 % ВВП5:
• налоги и сборы в нефтяной отрасли — 113,5 млрд норв. крон;
• доходы от прямого участия государства в нефтяных проектах — 124,4 млрд норв. крон;
• ВВП — 1 471,4 млрд норв. крон.
В целях управления доходами от нефти в 1990 г. был создан Правительственный нефтяной фонд. Доходы фонда состоят из финансовых потоков от нефтяного бизнеса, а также прибыли от инвестиционной деятельности фонда. расходами фонда являются ежегодные трансферты министерству финансов для покрытия бюджетного дефицита.
5 Facts 2001. The Norwegian Petroleum Sector. — Ministry of Petroleum and Energy, 2002.
Фонд выполняет роль стабилизатора, который облегчает проведение экономической политики в случае падения цен на нефть либо спада деловой активности, а также служит инструментом борьбы с финансовыми трудностями, которые могут вызвать старение населения и уменьшение доходов от продажи нефти6.
Размер фонда по состоянию на 31 декабря 2001 г. составлял 618 млрд норв. крон (около 42 % ВВП). Система взаимоотношений между государством и бизнесом, сложившаяся в Норвегии, позволяет аккумулировать значительную долю природной ренты и использовать ее в интересах всего общества. Это во многом помогло Норвегии в 2003 г. возглавить мировой рейтинг стран по качеству жизни. В стране существует надежная система обеспечения социальных гарантий, а в экономике динамично развиваются не только сырьевые отрасли.
Как пример гибкости системы можно привести тот факт, что в 1992 г. концерн «Норск Гидро» вообще не платил налогов на прибыль в связи с большими капиталовложениями. Это позволяет эффективно использовать сложную и гибкую систему налогообложения, состоящую из комбинации: лицензионных выплат, налога на прибыль, специального отраслевого налога, арендной платы за разработку недр и налога на выброс углекислого газа. сегодня частичная приватизация компании «статойл» рассматривается как стимул привлечения капиталовложений, альтернативный изменению специального налога.
Великобритания.В Соединенном Королевстве Великобритании и Северной Ирландии используется лицензионный режим разработки нефтегазовых ресурсов. За выдачу лицензий отвечает Департамент торговли и промышленности государства.
Все лицензии подразделяются на континентальные и шельфовые. Шельфовые лицензии выдаются как на добычу, так и на геологоразведку. Основной тип лицензий — на добычу. Несмотря на их название, эти лицензии включают в себя весь жизненный цикл месторождения — от геологоразведки до вывода из эксплуатации. Территория, охватываемая такими лицензиями, обычно составляет около 200 кв. км. Лицензии на геологоразведку выдаются на 3 года и предоставляют право вести геологоразведку на всей территории континентального шельфа Великобритании за исключением
6 Noreng Oystein. The concept of economic resource rent and its application in UK and Norwegian petroleum taxation. — Sandvika
(Norway): Centre for Energy Studies: BI Norwegian School of Management, 1998.
финансы и кредит
55
территорий, на которые распространяются лицензии на добычу. Данный вид лицензии не позволяет бурения скважин глубже 350 м и промышленной добычи углеводородов.
Лицензии на геологоразведку и разработку на континенте идентичны шельфовым лицензиям на добычу. До 1996 г. необходимо было получать лицензию на каждую стадию разработки континентального месторождения (на геологоразведку, на оценочные работы, на разработку и на добычу). Затем бюрократические процедуры были упрощены. В случае, если держателю лицензии на геологоразведку и разработку необходимо в целях сейсмической разведки размещать оборудование за пределами лицензионной территории, он обязан получить дополнительную лицензию на проведение сейсмических исследований, которая позволяет вести деятельность на расстоянии километра от границ территории, оговоренной в лицензии.
Шельфовая лицензия на добычу и континентальная лицензия на геологоразведку и разработку подразумевают выполнение последовательности стадий работ на месторождении.
Начальная стадия включает в себя геологоразведочный период. Для шельфовых проектов он устанавливается на период 4 года, хотя в особых случаях он может быть увеличен. Для континентальных проектов он составляет 6 лет. За этот период лицензиат обязан выполнить рабочую программу, которая согласовывается с государством на стадии рассмотрения заявки на выдачу лицензии. В случае невыполнения рабочей программы лицензия аннулируется7.
Вторая стадия предназначается для оценки и разработки месторождения. Ее длительность составляет 4 года для шельфовых проектов и 5 лет — для континентальных. До окончания второй стадии необходимо государственное утверждение плана развития. В противном случае лицензия отзывается.
Третья стадия предполагает промышленную добычу. Она длится 18 лет для шельфовых проектов и 20 — для континентальных.
Налоговый режим в отношении нефтегазовых проектов в Великобритании периодически совершенствуется в целях достижения баланса между получением государством справедливой доли доходов от добычи углеводородов и обеспечением долгосрочных инвестиций в проекты на Северном море. В апреле 2002 г. был введен дополнительный налог на доходы от добычи нефти и газа. Ставка данного
7 UK Continental Shelf Upstream Oil and Gas Taxation. — Department of Trade and Industry, 2003.
налога составляет 10 % в дополнение к 30 %-ному налогу на прибыль корпораций и исчисляется от той же налогооблагаемой базы. Дополнительным налогом облагаются только корпорации, ведущие добычу нефти и газа.
Кроме упомянутых налогов, нефтегазовые компании уплачивают:
• роялти в размере 12,5 % валовой стоимости нефти и газа, добытых на лицензионной территории, за исключением затрат, связанных с транспортировкой, очисткой и первичным хранением нефти и газа. В настоящее время роялти отменены для всех месторождений, разработка которых одобрена после 1 апреля 1982 г. Отмена роялти связана с переходом к налогообложению на базе прибыли;
• налог на нефтяные доходы — специальный налог на месторождение, который призван изымать сверхприбыль от добычи нефти и газа. Данный налог не взимается с месторождений, разработка которых одобрена после 16 марта 1993 г.;
• ренталс — ежегодный сбор с держателя лицензии. Они взимаются по прогрессивной шкале с квадратного километра лицензионной территории. Ренталс имеют две цели — во-первых, они побуждают лицензиата возвращать территории, которые он не хочет эксплуатировать, во-вторых, они заставляют концентрировать усилия на разработке только продуктивных участков.
Соединенные Штаты Америки. Основой государственного регулирования нефтяного бизнеса в США является государственный надзор министерством энергетики за деятельностью крупнейших (Majors)8 нефтегазовых компаний посредством обработки и анализа сложного комплекса данных. Сбор данных обеспечивается в рамках Системы финансовой отчетности (СФО) (Financial Reporting System — FRS).
Система данных СФО разработана в целях обеспечить надзор за финансовой деятельностью крупнейших компаний в целом, а также по отдельным направлениям и регионам деятельности. Отчетность охватывает данные по доходам, затратам и прибылям компаний. Кроме того, собираются и анализируются данные бухгалтерских балансов
8 К категории крупнейших (Majors) в США относятся публичные акционерные нефтегазовые компании (базирующиеся в США или отделения зарубежных компаний, действующих на территории США), которые добывают не менее 1 % от национальной добычи и (или) контролируют не менее 1 % от национальных запасов нефти и (или) газа и (или) контролируют не менее 1 % мощностей нефтепереработки и (или) продаж нефтепродуктов.
(активы) совместно с данными по инвестициям в активы. В дополнение к финансовым данным собирается и анализируется подробная производственная статистика, данные которой соотносятся с показателями финансовой деятельности. Все данные сводятся в единую отчетную форму (Form EIA-28), которая в свою очередь представляет совокупность множества специализированных карт данных.
Все отчетные данные подвергаются сложной процедуре проверки правильности и достоверности, в том числе путем независимого аудита (это относится как к финансовым, так и к нефинансовым аспектам деятельности компаний).
Данные обрабатываются ответственными и полномочными государственными органами. результаты обработки данных публикуются и являются одной из важнейших отправных точек при разработке и практической реализации всех аспектов государственной политики США в энергетических отраслях.
Главным инструментом государственного регулирования нефтяного бизнеса в сША является гибкая налоговая политика. сложность американской системы налогообложения нефтяных компаний состоит не в составе налогов (3 основных налога: роялти, налог на добычу и налог на прибыль), а в определении налоговой нагрузки, которая существенно меняется в зависимости от многих факторов (условия добычи, местное законодательство и т. п.).
Особенность американского недропользования состоит в том, что собственник участка земли является и собственником полезных ископаемых, которые находятся в его недрах. собственник участка платит налог на собственность исходя из стоимости участка с учетом стоимости запасов полезных ископаемых. Этот налог стимулирует более полное изъятие жидкого топлива из недр вместо экстенсивного расширения территорий, на которых ведется нефтедобыча. Добывающим компаниям нет смысла увеличивать доказанные запасы, за которые придется платить больший налог. Этим объясняется то обстоятельство, что доказанные запасы нефти американских компаний в несколько раз меньше российских.
Однако в США значительная часть нефтегазовых ресурсов залегает на суше в пределах земель, находящихся или в собственности федерального правительства, или в собственности индейских племен, а также на шельфе. Одна треть объемов природного газа и более одной пятой объемов нефти, добываемой в США, извлекаются с таких тер-
риторий. Процессами освоения этих минеральных ресурсов руководит Служба управления полезными ископаемыми в составе Министерства внутренних дел (U. S. Department of the Interior's Mineral Management Service — MMS). MMS предоставляет права на разведку и разработку нефтегазовых ресурсов в пределах данных участков частным компаниям; в свою очередь, нефтегазовые компании платят федеральному правительству за аренду, а также роялти с добываемых на этих участках нефти и газа. Для континентальных месторождений роялти составляет 1/8, а для шельфовых — 1/6 добытых углеводородов. Роялти необходимо уплатить в течение 30 дней после добычи. Эти доходы составляют одну из крупнейших частей неналоговых поступлений бюджета федерального правительства. В 2000 г. роялти составили 5 млрд дол.
Большая часть (4,1 млрд дол.) — от шельфовой добычи. Роялти от добычи природного газа составили 60 %. Также было собрано 1 млрд дол. в виде бонусов и арендных платежей. Доходы индейских племен составили 200 млн дол.
Австралия. В Австралии, так же, как и в Норвегии, в основе взаимоотношений государства и нефтегазового бизнеса лежит лицензионный режим. В рамках этого режима государство получает свою долю доходов от нефтегазовой деятельности посредством налогов и сборов. Основные налоги, которыми облагается нефтегазовый комплекс Австралии, являются: налог на ресурсную ренту, акциз на нефть, роялти. Кроме этих специфических налогов, нефтегазовый сектор страны уплачивает налог на прибыль в размере 36 %.
Нефтяной налог на ресурсную ренту (ННРР). Данный налог был введен в середине 1980-х гг. в качестве замены акциза на нефть и роялти для шельфовых проектов. Закон о взимании налога на ресурсную ренту 1987 г. определяет порядок взимания ННРР. Он уплачивается в процессе осуществления всех проектов на внешней границе территориальных вод и поэтому относящихся к федеральной юрисдикции. Основные характерные особенности ННРР:
• уплачивается добывающей компанией;
• взимается до начисления налога на прибыль и вычитается из налогооблагаемых поступлений при расчете налога на прибыль;
• начисляется в размере 40 % от налогооблагаемых поступлений, которые включают в себя средства, полученные от продажи всей нефти, минус все разрешенные затраты;
• уплачивается ежеквартально;
финансы и кредит
57
• разрешенные затраты включают в себя часть капитальных затрат (согласно амортизационным нормативам) и текущие затраты, которые прямо относятся к нефтяному проекту (разведка, разработка, операционные и ликвидационные расходы);
• затраты, которые не вычитаются, включают в себя расходы по финансированию, косвенные административные расходы, налог на прибыль;
• ННРР собирается только федеральным правительством.
Нефтяной акциз. До 1 июля 1990 г. акциз на нефть взимался со всей добычи месторождений, находящихся под юрисдикцией штатов, а также по двум проектам, находящимся под федеральной юрисдикцией (Bass Strait и North West Shelf). После 1 июля 1990 г. проект Bass Strait был переведен федеральным правительством на режим ННРР, который обеспечивает большую гибкость в налогообложении, чем акциз, так как ННРР рассчитывается исходя из рентабельности проекта, а не из добычи. Месторождение Bass Strait вступило в падающую стадию добычи, поэтому режим ННРР стал более предпочтительным с точки зрения обеспечения оптимальных для компаний и государства пропорций раздела прибыли, а также стимулирует более полное извлечение нефти из недр. В настоящее время режим акциза применяется только к месторождениям под юрисдикцией штатов и к месторождению North West Shelf9. Акциз рассчитывается как процент от объема добытой нефти, умноженного на среднюю цену реализации ФОБ в данном регионе. Нефть облагается налогом таким образом, что более высокие процентные ставки применяются к более высокодебитным месторождениям. Ставки акциза зависят от даты открытия месторождения и/или начала добычи. Ставки акциза в зависимости от категорий добываемой нефти и объема добычи изменяются от 0 до 55 %.
Первые 30 млн баррелей добычи нефти с каждого месторождения освобождаются от уплаты акциза. Конденсат и газ, добытые отдельно от нефти, также освобождаются от акциза. Акциз собирается федеральным правительством.
Нефтяной роялти. Федеральный роялти применяется к тем шельфовым месторождениям, которые находятся под юрисдикцией штатов и поэтому не подпадают под режим ННРР. Помимо федерального, уплачивается роялти штатов в соответствии с нефтяными законами штатов.
9 Australian Petroleum Statistics, Department of Industry, Science & Resources, 2002.
Роялти рассчитываются как процент стоимости от добытой нефти с каждой скважины. Стоимость добытой нефти рассчитывается как разность между стоимостным объемом ее продаж и стоимостью ее транспортировки. Из стоимостного объема продаж вычитается также акциз на добычу нефти (только при расчете роялти Содружества), процент затрат на транспортировку, процент амортизации капитала. Роялти устанавливаются в размере 4 % для Содружества и 6 — 8,5 % для правительства штата.
Роялти на ресурсную ренту. Содружество и правительство штата Западная Австралия в июне 1985 г. ввели режим роялти на ресурсную ренту для проекта Barrow Island в этом штате. Роялти на ресурсную ренту заменили акциз Содружества и систему роялти Западной Австралии для этого проекта. Аналогом этой системы является ННРР. Режим роялти на ресурсную ренту применяется на основании закона о нефтяных доходах (Petroleum Revenue Act) 1985 г. и закона о соглашении по роялти Barrow Island (Barrow Island Royalty Agreement Act) 1985 г. В настоящее время Barrow Island — это единственный проект, к которому применяется данный налоговый режим10. В то время как месторождение вступило в стадию старения, эффективность Barrow Island значительно снизилась. В условиях существующего налогового режима продолжать добычу стало экономически нецелесообразно, особенно потому, что размер акциза достиг своего максимального значения. Режим роялти на ресурсную ренту был установлен в размере 40 % от чистых налогооблагаемых поступлений (налогооблагаемые поступления минус все разрешенные затраты). Из налогооблагаемых поступлений вычитаются затраты, связанные с разведкой и добычей. Капитальные и текущие затраты списываются в год, когда они были произведены.
Введение роялти на ресурсную ренту позволило продолжить разработку разведанных запасов месторождения и стимулировало дальнейшие геологоразведочные работы. Освобождение от уплаты нефтяного акциза производится на основании соглашения о роялти на ресурсную ренту, которое заключают штат и лицензиат. Помимо этого, Содружество и штат должны заключить соглашение о разделе доходов. Для Barrow Island правительство Западной Австралии получает 25 % роялти на ресурсную ренту, остальные 75 % — федеральное правительство. Роялти на ресурсную ренту применяется только для месторождений под юрисдикцией штата.
10 Australian Petroleum Statistics, Department of Industry, Science & Resources, 2002.
Опыт распределения природной ренты в развивающихся странах
Египет. Разработка нефтяных месторождений осуществляется на основе соглашений о разделе продукции. Оно заключается между государственной нефтяной компанией EGPC, с одной стороны, и зарубежной нефтяной компанией (контрактор) — с другой. По поводу каждого соглашения издается специальный закон. В соответствии с ним контрактор обязуется нести все риски, связанные с геологоразведкой.
В начале осуществления проекта контрактор выполняет разведочную фазу. Этот период обычно занимает от 3 до 4 лет и может быть 2 раза продлен по 2 года по желанию контрактора. соглашение автоматически расторгается по окончании дополнительных периодов в случае, если не было обнаружено запасов для коммерческой разработки, как предусмотрено в соглашении. Обычно соглашение определяет число скважин, которое должно быть пробурено в течение каждой фазы.
контрактор обязуется обеспечить все необходимое финансирование в течение разведочной фазы. Условия соглашения предусматривают график инвестиций контрактора. Если контрактор инвестирует менее оговоренной контрактом суммы в определенный отрезок времени, он обязуется выплатить EGPC эту разницу по окончании действия договора. В конце начальной фазы разведочного периода контрактор обязан отказаться от части территории, на которой не было обнаружено коммерчески рентабельных запасов нефти, и на которую не было оформлено соглашение об аренде для добычи.
как правило, компенсации недоинвестирован-ных сумм обеспечиваются банковскими гарантиями в пользу EGPC. Размер гарантии уменьшается по мере осуществления инвестиций контрактором. сумма инвестиций компенсируется государством контрактору в случае обнаружения коммерчески рентабельных запасов нефти. как только они обнаруживаются, контрактору предоставляют аренду для добычи сроком на 20—30 лет (обычно на 20 лет с правом продления на 5 лет). Для этого достаточно одобрения министра нефти, при этом не требуются другие юридические процедуры. Далее создается операционная компания, которая принадлежит в равных долях EGPC и контрактору. По окончании срока действия соглашения операционная компания ликвидируется. В любом случае срок действия соглашения не может превышать 35 лет с момента открытия коммерчески рентабельных запасов.
В дополнение к соглашению формируется устав операционной компании. Соглашение предусматривает, что операционная компания создается на основании ее устава автоматически, без дополнительных юридических процедур, через 30 дней после открытия коммерчески рентабельных запасов.
Операционная компания полностью освобождена от выполнения положений закона о компаниях и поэтому ведет деятельность на основании положений ее устава, подзаконных актов, одобренных акционерами, и положений соглашения. несмотря на 50 %-ное участие EGPC, операционная компания считается частной, и контрактор отвечает за финансирование ее деятельности. Операционная компания ежемесячно предоставляет контрактору ориентировочные потребности в финансовых ресурсах.
Контрактор возмещает все свои расходы на разведку из доли нефти, которая называется Cost Recovery Crude Oil (CRCO). Контрактор получает и распоряжается CRCO. Если стоимость этой нефти превышает реальные расходы, подлежащие возмещению, контрактор обязан оплатить разницу EGPC. Стоимость CRCO отражает превалирующую рыночную цену. Доля CRCO не может превышать 40 % добываемой нефти.
роялти выплачиваются следующим образом, 10 % процентов общего количества добываемой нефти поставляется в натуральной либо денежной форме EGPC (а не контрактором) из своей доли нефти правительству Египта.
Контрактор облагается налогом на прибыль корпораций (corporate income tax), который составляет для нефтедобывающих компаний 40,55 %. Однако соглашение обычно содержит положение о том, что доля нефти EGPC включает в себя количество нефти, равное налоговой нагрузке на контрактора. Все налоги, уплаченные EGPC в пользу контрактора, рассматриваются как прибыль контрактора. Персонал контрактора также уплачивает подоходный налог.
Раздел нефти осуществляется в зависимости от величины коэффициента R (накопленные доходы контрактора, деленные на инвестиции контрактора). С ростом коэффициента R доля подрядчика уменьшается.
Индонезия. В индонезийском энергетическом секторе правительство играет главную роль. Закон о нефти 1960 г. гласит, что только национальные предприятия могут разрабатывать нефть и природный газ. Вся деятельность, связанная с нефтью и
газом, находится в ведении министерства энергетики и природных ресурсов, которое формирует и проводит энергетическую политику страны.
В Индонезии действует государственная нефтегазовая компания Pertamina. Национальным законом на нее возложены функции по обеспечению страны необходимым количеством нефтепродуктов. Эта задача выполняется с помощью соглашений о разделе продукции (СРП). Пять региональных управлений регулируют деятельность по разведке и добыче. Pertamina располагает 5 нефтеперерабатывающими заводами.
Pertamina управляет всеми совместными предприятиями нефтяной отрасли индонезии. Ее отдел по управлению иностранными контракторами (ВРРКА) несет основную ответственность за работу с иностранными инвесторами. Он отвечает за бюджеты контракторов, рабочие программы и будущие контракты.
В 1966 г. Pertamina и ее иностранные партнеры (контракторы) стали сотрудничать на условиях СРП. Контракторы уплачивают бонус при подписании сРП (единовременный невозвращаемый взнос в государственный бюджет, свидетельствующий о серьезности намерений контрактора). Все фонды для осуществления деятельности предоставляются контрактором. Компенсация первоначальных расходов контрактору осуществляется только после начала коммерческой добычи. Контракторы уплачивают только налог на прибыль в соответствии с законами Индонезии. Режим СРП устанавливает разведочный период в 6 — 10 лет и общее время действия соглашения в 30 лет. Особенность режима СРП в Индонезии состоит в том, что в последнее время государство предпочитает получать свою долю в денежной форме. Для большинства СРП раздел прибыли устанавливается в соотношении 85 к 15 (правительство/контрактор) от чистой прибыли для нефтяных проектов и 70/30 для газовых.
Кроме СРП Pertamina использует и другие виды контрактных взаимоотношений с нефтяными компаниями, прежде всего сервисные соглашения. Государственная нефтяная компания нанимает подрядчика для добычи нефти на месторождении в ее пользу.
Сервисные соглашения используются на месторождениях, которые уже находятся в стадии разработки. Это уменьшает разведочные расходы. В соответствии с этим видом соглашения компания компенсирует предыдущие расходы либо оплачивает первые 3 года работы. Затем участок месторождения делится пополам между правительством и подрядчиком.
Нигерия. В Нигерии используются два типа отношений между иностранными инвесторами и Нигерийской национальной нефтяной компанией (NNPC): Совместные операционные соглашения и СРП.
Согласно Совместным операционным соглашениям партнеры делят затраты на нефтяные операции в соответствии с их акционерными долями. Каждый партнер может отдельно отчуждать свою долю добываемой нефти. Партнеры также уплачивают налог на нефтяные доходы и роялти. Один из партнеров назначается оператором совместного предприятия. Оператор подготавливает программу проведения работ, а также их бюджет для одобрения государством — основным акционером. Добывающая компания не платит налога на прибыль корпораций. NNPC оставляет за собой право стать оператором предприятия. Коммерческие аспекты соглашения зафиксированы в Меморандуме понимания. Меморандум понимания предоставляет добывающим компаниям гарантированный минимум прибыли в размере 2,30 дол. за баррель после уплаты налогов и роялти. Кроме того, компаниям государство выплачивает бонус в денежной форме за увеличение запасов в случае, если за год открытые запасы превысят объем добычи компании. Большая часть нефти (около 95 %) добывается в стране в соответствии с такими соглашениями. Доля NNPC в совместных предприятиях составляет 55 — 60 %. Основные инвесторы — Shell, ExxonMobil, ChevronTexaco, ENI/Agip, TotalFinaElf В этом типе отношений добывающей компании и государства соединяются особенности различных форм взаимодействия — налог на нефтяные доходы и роялти, раздел продукции в соответствии с акционерными долями как в лицензионном режиме; гарантированный минимум прибыли и бонусы за открытие запасов как в сервисных соглашениях.
Второй тип отношений с иностранными инвесторами — СРП практикуется в отношении удаленных от берега шельфовых месторождений либо месторождений, расположенных в труднодоступных районах страны. Обычный срок действия СРП составляет 30 лет, который включает в себя 10-летний разведочный период. Контрактор несет все разведочные расходы, а в случае, если нефть обнаружена, также несет расходы по добыче. Если же нефть не обнаружена, контрактору не компенсируются разведочные расходы. Нефть, добытая на условиях СРП, разделяется следующим образом. Налоговая нефть — для уплаты налогов, роялти и концессионных платежей правительству. Затратная
нефть—для возмещения контрактору капитальных инвестиций и операционных расходов в пределах определенных лимитов. Прибыльная нефть — добытая нефть минус налоговая и затратная нефть, она разделяется между контрактором и NNPC. По каждому проекту заключается соглашение, в котором фиксируются индивидуальные условия раздела продукции и налогообложения.
Саудовская Аравия. Нефтяная отрасль, как и большая часть экономики страны, находится под жестким государственным контролем. Нефтяной сектор производит около 40 % ВВП, около 90 % экспортных поступлений составляют доходы от продажи нефти. Государственный бюджет примерно на 75 % состоит из поступлений от деятельности нефтяной промышленности. В 2001 г. добыча нефти составила 422,9 млн т, а ее экспорт принес стране 58,2 млрд дол. В 2000 г. ВВП страны достиг 232 млрд дол., государственный бюджет — 66 млрд дол., экспорт — 81,2 млрд дол.
Монополия на добычу нефти в стране принадлежит государственной компании «Saudi Aramco».
В отличие от нефтяного сектора, в котором иностранные компании могут выполнять лишь сервисные контракты, газовый сектор недавно был открыт для зарубежного капитала. За период с 1984 по 2000 г. спрос на газ в Саудовской Аравии рос в среднем на 11 % в год. В основном спрос на газ формируется расширением его использования в опреснении воды и электроэнергетике. Правительством была разработана долгосрочная стратегия по разработке запасов газа. Основной формой участия западных компаний предполагаются сервисные соглашения. Но переговоры по поводу формы взаимодействия добывающих компаний с государством продолжаются.
В мае 2001 г. Саудовская Аравия отобрала претендентов на участие в проекте, называемом «Саудовская газовая инициатива», стоимостью 25 млрд дол. Этот проект имеет своей целью интегрировать добычу газа с его переработкой и выработкой электроэнергии. В число компаний-участников входят: ExxonMobil, Shell, BP, Phillips, Marathon, Occidental, TotalFinaElf, Conoco.
Правительство страны стремится использовать поступления от нефтяного сектора для создания новых источников доходов страны, улучшения качества жизни граждан и создания новых рабочих мест. В настоящее время 35 % ВВП создается в частном секторе экономики. В 1974 г. эта цифра составляла 13 %.
Кувейт. В настоящее время участие иностранного капитала в нефтяной промышленности ограничено техническим содействием, строительством и обслу-
живанием в соответствии с разовыми контрактами. Кувейтской конституцией запрещены любые концессии, которые предоставляют права на природные ресурсы иностранным субъектам. В 1997 г Высший нефтяной совет одобрил международную кооперацию в нефтяном секторе, однако до настоящего момента программа привлечения иностранных инвестиций в отрасль находится в стадии рассмотрения парламентом страны. Иностранные инвестиции предполагается привлекать в форме так называемых операционных сервисных соглашений, которые, в отличие от соглашений о разделе продукции, позволяют кувейтскому правительству полностью сохранять право собственности на нефтяные запасы, контролировать уровень добычи и управлять стратегией предприятия. иностранным фирмам будут выплачивать премию с барреля добытой нефти, позволять восстанавливать капитал, а также предоставлять вознаграждение за открытие новых запасов. иностранные инвесторы выступают в качестве поставщиков услуг.
Сейчас нефтяной сектор создает около половины ВВП страны, 90 % экспортных поступлений и 75 % дохода бюджета. В 2000 г. ВВП страны составил 29,3 млрд дол. В расчете на душу населения он равняется 15 000 дол. Доходы госбюджета за этот же период — 11,5 млрд дол.
Иран. Иранская конституция запрещает предоставление прав на нефть на основе концессии либо прямого акционерного участия. Однако в 1987 г. закон о нефти разрешил заключение контрактов государственным компаниям с местными и иностранными юридическими лицами. Эти контракты должны заключаться в форме «byback» (эта форма схожа с операционными сервисными соглашениями в Кувейте). В соответствии с ними подрядчик финансирует все инвестиции. Иран предлагает подрядчику фиксированную норму прибыли (обычно 15 — 17 %). По окончании срока действия контракта подрядчик передает деятельность на месторождении Национальной иранской нефтяной компании (МОС). Эта система имеет недостатки для обеих сторон (для государства и инвесторов): МОС берет на себя весь риск снижения цен на нефть. Если цены снижаются, МОС вынуждена продать больше углеводородов, чтобы выполнить свои обязательства перед подрядчиком. В то же время подрядные компании не имеют гарантий того, что им будет предоставлено право добычи на открытых ими месторождениях.
Тем не менее иностранные инвесторы ведут работы в Иране на этих условиях. В проектах участвуют TotalFinaElf, Petronas, Eni/Agip, Statoil.
(Окончание следует)
