CC BY
190
ВЕСТН. МОСК. УН-ТА. СЕР. 6. ЭКОНОМИКА. 2015. № 5
ОТРАСЛЕВАЯ И РЕГИОНАЛЬНАЯ ЭКОНОМИКА
А.З. Бобылева1,
МГУ имени М.В. Ломоносова (Москва, Россия), Е.Н. Жаворонкова2,
МГУ имени М.В. Ломоносова (Москва, Россия), О.А. Львова3,
МГУ имени М.В. Ломоносова (Москва, Россия)
ОЦЕНКА МОДЕЛЕЙ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕФТЯНОГО СЕКТОРА В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ4
В статье рассматриваются ключевые параметры современной налоговой системы в нефтяной отрасли России и зарубежных стран, анализируются налоговая нагрузка крупнейших российских и иностранных нефтяных компаний, их инвестиционные и финансовые возможности, которые являются результатом как действующего в разных юрисдикциях налогового регулирования, так и последних экономических и геополитических изменений. На основе проведенного исследования сделан вывод о целесообразности стратегического пересмотра налогового режима нефтяной отрасли России и сформулированы основные направления его совершенствования.
Ключевые слова: налоговые режимы нефтяной отрасли различных стран мира, роялти, бонусы, налог на добавленный доход (НДД), налог на финансовый результат (НФР), налоговая нагрузка нефтяных компаний, инвестиционные возможности нефтяных компаний, стратегические изменения системы налогообложения нефтяной отрасли России.
1 Бобылева Алла Зиновьевна, д-р экон. наук, профессор, зав. кафедрой финансового менеджмента ф-та государственного управления; тел.: +7 (916) 509-26-17; e-mail: bobyleva@spa.msu.ru
2 Жаворонкова Елена Николаевна, канд. экон. наук, доцент кафедры финансового менеджмента ф-та государственного управления; тел.: +7 (916) 759-68-49; e-mail: javoronkova@spa.msu.ru
3 Львова Ольга Александровна, канд. экон. наук, ст. преподаватель кафедры финансового менеджмента ф-та государственного управления; тел.: +7 (926) 121-20-26; e-mail: lvova@spa.msu.ru
4 Исследование проведено в соответствии с Госконтрактом № 14/14113070019. 241/05/162 совместно с НИУ ВШЭ.
A.Z. Bobyleva,
Lomonosov Moscow State University (Moscow, Russia), E.N. Zhavoronkova,
Lomonosov Moscow State University (Moscow, Russia), O.A. Lvova,
Lomonosov Moscow State University (Moscow, Russia)
THE ASSESSMENT OF TAXATION MODELS IN THE OIL SECTOR OF RUSSIA AND FOREIGN COUNTRIES
The article focuses on the key parameters of the modern tax system in the oil industry of Russia and foreign countries, the tax burden of the largest Russian and foreign oil companies and their investment and financial opportunities resulting from different tax regimes, as well as recent changes in the economic and geopolitical conditions. On the basis of the research, the conclusion about the feasibility of the strategic review of the tax regime in the Russian oil industry is made and the main directions of its improvement are suggested.
Key words: tax regimes in the oil industry around the world, royalty, bonuses, excess profits tax, tax on financial result, tax burden for oil companies, investment opportunities of oil companies, strategic changes of the oil industry taxation in Russia.
Введение
Российская нефтяная отрасль в настоящее время — один из главных доходообразующих секторов экономики. Она вносит основной вклад в формирование государственного бюджета страны и ВВП. Поэтому мультипликативный экономический и геополитический эффект от любых происходящих в ней изменений вызывает повышенное внимание к проблемам отрасли. Продолжающееся истощение основных месторождений, появление новых конкурентов на нефтяном рынке, переход многих стран к использованию неуглеродных источников энергии, ухудшение геополитической обстановки с введением секторальных санкций — все эти серьезные вызовы требуют адекватного ответа. Важным шагом в решении проблем нефтяного сектора и во многом зависящей от него экономики страны является выбор адекватного режима налогообложения нефтяных компаний, позволяющего, с одной стороны, обеспечить изъятие природной ренты и наполняемость бюджета, с другой — сохранить
возможность развития и инвестиционную привлекательность отрасли.
Мировая теория и практика еще не предложила идеального и универсального налогового режима для минерально-сырьевого сектора. В связи с этим целью исследования стало проведение сравнительного аналитического исследования налоговых систем различных стран мира с учетом их роли в экономике страны и влияния налоговых режимов на крупнейших производителей нефти для построения эффективной системы налогообложения в России.
Задачи исследования:
• определить ключевые параметры налоговой системы нефтяной отрасли России и таких стран — производителей нефти, как США, Канада, Великобритания, Норвегия, Казахстан;
• оценить налоговую нагрузку в разрезе крупнейших российских и иностранных нефтяных компаний, их инвестиционные возможности;
• обосновать основные направления развития налоговой системы России.
Объектом исследования являются налоговые системы крупнейших нефтедобывающих стран в сопоставлении с налоговым режимом нефтяной отрасли России и крупнейшие российские и иностранные компании — производители нефти. Для обоснования объекта исследования рассмотрены основные параметры нефтяной отрасли в крупнейших нефтедобывающих странах (табл.1).
Таблица 1
Краткая характеристика нефтегазового сектора США, Канады, Великобритании, Норвегии, Казахстана и России
Параметры нефтяной отрасли Страны
США Канада Великобритания Норвегия Казахстан Россия
Производство нефти (конец 2013 г.), млн барр./день 10,0 3,95 0,86 1,83 1,78 10,8
Доля страны в общемировом производстве нефти (2013 г.) 10,8% 4,7% 1,0% 2,0% 2,0% 12,9%
Окончание табл. 1
Параметры нефтяной отрасли Страны
США Канада Великобритания Норвегия Казахстан Россия
Подтвержденные запасы нефти (конец 2013 г.), млрд барр. 44,2 174,3 8,7 11,2 30 93
Крупнейшие нефтегазовые производители Conoco, BP, Exxon, Shell, Chevron Syncrude, Suncor, AOSP BP, Shell Statoil, Norway State DFI, Exxon «Каз-Мунай- Газ», Chevron, Exxon «Роснефть», «Газпром», «Лукойл»
Источник: [BP Statistical..., 2014].
Несмотря на то, что мировым лидером по производству нефти является Саудовская Аравия (13,9% мировой добычи в 2013 г.), анализ налоговых систем стран Ближнего Востока остался за рамками исследования в связи с тем, что нефтяная промышленность там обычно находится в ведении государственных предприятий, налоговые условия часто задаются индивидуально для каждого проекта и не могут служить основанием для заимствования опыта.
Объемы добычи нефти рассмотренных в исследовании крупнейших компаний-производителей представлены в табл. 2.
Таблица 2
Объемы добычи крупнейших российских и иностранных нефтяных компаний (млн барр. нефтяного эквивалента)
Компании 9 мес. 2014 г. 2013 г. 2012 г. 2011 г. 2010 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 1390 1622 989 944 920
ОАО «ЛУКОЙЛ» 628 804 794 791 828
ОАО «Газпром нефть» 357 915 878 843 779
ОАО «Татнефть» 145 194 193 192 191
ОАО «Башнефть» 97 120 115 113 106
Иностранные компании
SHELL 832 1750 1770 1720 1775
Exxon 1050 1 524 1 547 1 645 1 623
BP 583 1 164 1 200 1 245 1 377
STATOIL 556 607 644 582 604
Источник: составлено авторами по данным финансовой отчетности компаний.
Предметом исследования являются взаимосвязи, позволяющие раскрыть специфику налоговых систем в нефтяной отрасли различных стран мира, налоговая нагрузка на нефтяные компании России и мира, степень мотивации ключевых игроков нефтяного рынка на долгосрочное развитие.
В качестве гипотезы научного исследования предполагалась целесообразность стратегического пересмотра налогового режима нефтяной отрасли России для обеспечения наполняемости бюджета и развития потенциала отрасли в новых экономических и геополитических условиях на основе более тесной привязки налоговых отчислений к финансовому результату и увеличения транспарентности налоговой системы.
Исследование базировалось на финансовой отчетности российских и зарубежных компаний, нормативно-правовых актах Российской Федерации и исследуемых стран, Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 года, работах экспертов института им. Е.Т. Гайдара, энергетического центра «Сколково», других монографиях, статьях и аналитических отчетах.
1. Ключевые параметры современной налоговой системы нефтяной отрасли в России и зарубежных странах
Современные концепции налогообложения нефтяного сектора можно условно разделить на две группы:
— концессионная модель, при которой компании получают исключительное право разработки недр и выплачивают комплекс стандартных платежей (бонусы, роялти, рентные налоги и налоги на прибыль);
— контрактный режим, основанный на разделе продукции между нефтедобывающей компанией и государством как собственником природных ресурсов.
Концессионная модель традиционно применяется в странах с развитым минерально-сырьевым сектором — США, Канаде, Великобритании, Норвегии, тогда как соглашения о разделе продукции (СРП) характерны в основном для развивающихся стран — Китая, Индии, Египта. В Казахстане и России используются обе модели: доминирующей является концессионная система, а СРП встречаются в единичных случаях.
Налоги, получаемые от реализации нефтяных проектов в странах с концессионной моделью, можно условно разделить на две категории: аккордные (разовые и регулярные платежи — бонусы, роялти,
ренталс, взимаемые либо по фиксированной ставке, либо с валовых объемов добычи) и подоходные (общий корпоративный налог на прибыль и так называемые налоги на сверхприбыль). В США, Канаде, Казахстане и России применяются обе группы инструментов, тогда как в Великобритании и Норвегии налогом облагается только финансовый результат нефтяных компаний.
Привлекательность взимания роялти, бонусов и ренталс для государства обусловлена тем, что они относительно легко админи-стрируются и обеспечивают стабильные налоговые поступления с ранних стадий реализации бизнес-инициатив. Однако такие налоги не учитывают экономические и технические параметры проектов, требуют принятия адресных льгот для стимулирования инвестиционной привлекательности капиталоемких проектов, что очень характерно для России.
В табл. 3 представлены результаты анализа применения аккордных налогов в выбранных нефтедобывающих странах.
Хронологически первыми выплатами являются бонусы — разовые платежи, взимаемые в начале проекта за выдачу разрешения (лицензии) на разработку недр. Рентные налоги представляют собой арендные платежи за поиск, оценку и разведку месторождений. В чистом виде они применяются только в некоторых американских штатах (налог на эксплуатацию недр) и провинциях Канады, где в зависимости от региона варьируется ставка и база этого налога.
Наиболее распространенный вид платежа — роялти — подразумевает регулярные выплаты за право добычи, которые исчисляются либо с единицы продукции (unit royalty), либо в процентах от валовой стоимости добытой нефти (ad valorem royalty). В основном везде приняты скользящие шкалы роялти, когда ставка увеличивается с ростом производства или соответственно некоторой формуле: например, в Канаде она учитывает экономические и технологические различия добычи, изменение цен на нефть, продуктивность скважин, время открытия месторождения, различия в качестве добываемой нефти [Бобылев, Турунцева, 2010].
В качестве аналога роялти в Казахстане и России обычно рассматривается налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), взимаемый с объема добычи. В Казахстане налоговой базой является стоимость добытой продукции, которая при экспорте основывается на ценах мирового рынка без корректировок; ставки НДПИ на сырую нефть определяются по годовому объему производства и устанавливаются в фиксированном выражении по скользящей шкале.
Таблица 3
Применение бонусов, роялти и рентных налогов в России и западных странах
Вид платежа США Канада Великобритания Норвегия Казахстан Россия
Бонусы Подписные бонусы: определяются по соглашению с владельцем сырья (проекты на суше) или в ходе торгов (на суше и на офшорных участках) Аляска: минимальная ставка бонуса - от 5 до 10 долл. за акр1 Подписной бонус: определяется в ходе торгов Альберта: минимальная ставка бонуса -1-2 долл. за гектар. По факту бонус составляет в среднем 300-480 долл. за гектар2 нет нет • Подписной бонус. • Бонус коммерческого обнаружения (0Д%)4 Разовые платежи за пользование недрами при наступлении событий, оговоренных в лицензии — не менее 10% годового НДПИ к уплате в расчете на среднегодовую мощность компании
Рентный налог Налог на эксплуатацию недр (Severance Tax) подлежит уплате в бюджет штата; ставки различаются5 Альберта: Рентный налог 3 долл. за гектар ежегодно (минимум 50 долл. в год) на протяжении всего срока лицензии6 нет нет Рентный налог на экспортируемую нефть от 7 до 32% применяется, когда мировые цены на сырую нефть превышают до 40 долл./барр. При цене от 20 до 40 долл. применяется нулевая ставка Экспортные пошлины*
Окончание табл. 3
Вид платежа США Канада Великобритания Норвегия Казахстан Россия
Роялти -На суше: 12,5-30% от валовой стоимости добытой нефти. - На офшорных участках: 18,75% — для лицензий, полученных после 19.03.2008; 16,667% - для некоторых предыдущих и 12,50% — для всех остальных лицензий От 10 до 45% в зависимости от режима провинции нет нет НДПИ: ставки (0,5-18%) зависят от добытого объема и реализации на внутреннем или внешних рынках НДПИ на сырую нефть: базовая ставка 766 руб./т (с поправкой на коэффициенты)3
Примечания.
* Экспортные пошлины, применяемые в России, обычно относят либо к роялти, либо к рентным налогам [2014 Global Oil..., 2014; Tordo, 2007], что, однако, не является принципиальным, так как они в любом случае не зависят от доходности месторождений.
1 [Agalliu, 2011]
2 По итогам 2014 г. средний размер подписного бонуса, выплаченного нефтяными инвесторами в канадской провинции Альберта, составил 483,76 долл. за гектар против 314,87 долл. в 2013 г. [Alberta Oil..., 2014]
3 С 1 января 2014 г. значение базовой ставки составляло 493 руб. за тонну; с 1 января 2015 г. - 766 руб. (до ноября 2014 г. предполагалось значение 530 руб.); в 2016 г. - 857 руб. (против изначально озвученных 559 руб.) [Налоговый кодекс РФ, 2015]
4 Налоговый кодекс Республики Казахстан.
5 Например, в штате Техас, где развита нефтегазовая промышленность, ставка роялти составляет от 20 до 25%, а ренталс (Severance Tax) варьируется в пределах 4,6-7,5% валового дохода [Oil & Gas..., 2013].
6 [ Mines and Minerals... ].
В российской экономике платежи за использование недр при добыче нефти представлены именно НДПИ и экспортной пошлиной на нефть и нефтепродукты. Налоговый кодекс РФ предусматривает возможность применения пониженной ставки НДПИ для определенных месторождений, что, с одной стороны, говорит о гибкости налоговой системы, с другой — об ее адресном характере, возможности селективного подхода, лоббирования, использования специальных льгот.
Компании, осуществляющие деятельность в сегменте переработки и сбыта, платят экспортные пошлины при вывозе нефтепродуктов и акцизные сборы при продажах на внутреннем рынке. Действующий режим регулирования привел к тому, что первичная переработка остается более выгодной, чем экспорт сырой нефти, глубокая переработка нефти развивается медленно, ставки акциза не позволяют конечному потребителю в полной мере использовать эффект более низких оптовых цен на внутреннем рынке, имеет место кросс-субсидирование между добычей и переработкой.
Важно отметить, что в России роялти не являются адвалорными, но обеспечивают около 95% налоговых поступлений, тогда как в других странах, применяющих аналогичную по структуре концессионную модель, доля аккордных налогов обычно формируется пропорционально налогу на прибыль, учитывающему экономическую эффективность и технологические особенности проектов.
Налог на прибыль корпораций является главным фискальным инструментом в нефтяной отрасли большинства стран. В США действует федеральный налог на прибыль в размере 35%, который взимается с валового дохода за вычетом роялти и налога на прибыль на уровне штата (он колеблется в диапазоне от 0 до 12%); налоговые базы федерального налога и налога на уровне штата могут как совпадать, так и отличаться. В Канаде налог на прибыль с резидентов также взимается на федеральном уровне (по эффективной ставке 15%) и на уровне провинций (от 10 до 16%); региональный налог добавляется к федеральному, обеспечивая таким образом изъятие от 25 до 31% прибыли.
В Великобритании к нефтяным компаниям помимо общего налога (30%) применяется «дополнительный налог» (Supplementary Charge) — 32% — с прибыли от деятельности по разведке и добыче. В то же время для месторождений, лицензия на разработку которых получена до 16 марта 1993 г., помимо общего налога на прибыль действует «налог на доход от нефти» (Petroleum Revenue Tax), взимаемый по ставке 50%. Таким образом, предельная ставка налога на прибыль
для «новых месторождений» составляет 62%, для «старых» — 80% [2014 Global Oil..., 2014].
Система Норвегии похожа на британскую: помимо общего налога на прибыль (27%) к нефтяным компаниям применяется «специальный нефтяной налог» (Special Petroleum Tax) на сверхприбыль со ставкой 51%, т.е. общая ставка доходит до 78%. Такие высокие ставки налогообложения дохода нефтегазовых компаний в указанных странах компенсируются щедрыми налоговыми скидками и вычетами (так называемым аплифтом), когда компании разрешается в течение ряда лет компенсировать затраты в объеме, на установленный процент (в Норвегии — на 22%) превышающем сумму, фактически израсходованную на освоение, разведку и оценку месторождения [Oil & Gas., 2013].
В Казахстане система тоже двухуровневая: корпоративный подоходный налог составляет 20%, а налог на сверхприбыль взимается с части чистого дохода, которая после уплаты корпоративного подоходного налога превышает 25% суммы налоговых вычетов. Ставки определяются по скользящей шкале и применяются к траншам дополнительной прибыли.
В целях достижения баланса между изъятием природной ренты и сохранением инвестиционной привлекательности нефтяной отрасли для разработчиков во всех нефтедобывающих странах используется система налоговых льгот, которые могут включать: ускоренное начисление амортизации внеоборотных активов, списание затрат на геологоразведку, нематериальных затрат на бурение и предоставления налоговой скидки за истощение недр (в США); разделение затрат различных категорий на пулы для последующего годового вычета в определенном процентном соотношении (в Канаде); возможность переноса убытков на будущее, стимулирование НИОКР посредством предоставления специальных налоговых кредитов или стопроцентного вычета этих затрат, отдельные налоговые преференции (в Казахстане); нулевая ставка НДПИ, сниженные экспортные пошлины для ряда месторождений (в России).
Несмотря на сходство основных элементов налоговых систем изученных стран, сопоставимые масштабы нефтяной отрасли России и США, уровень нефтегазовых доходов в государственных бюджетах сильно отличается: в России эти доходы обеспечивают около 50% доходов бюджета, в Великобритании — 24%, в Норвегии и нефтедобывающих провинциях Канады — примерно 27%. Таким образом, адаптация отдельных успешных практик зарубежного опыта (адвалорные ставки роялти, отказ от экспортных пошлин, налогообложе-
ние сверхприбыли) к российской системе налогообложения нефтяного сектора требует обязательного учета структурных особенностей и возможностей диверсификации экономики России.
2. Налоговая нагрузка в нефтяной отрасли в разрезе крупнейших российских и иностранных компаний
В России совокупная налоговая нагрузка нефтяных компаний включает такие налоги и сборы, как НДПИ, акцизы, экспортные пошлины, которые относятся к «отраслевым» налогам, а также общие для всех отраслей налоги — налог на прибыль, имущество, прочие налоги.
Анализ структуры налоговых выплат компаний нефтяного сектора России за 2010—2013 гг. и 9 мес. 2014 г. подтверждает тезис о преобладании в структуре налоговых платежей экспортных пошлин и налога на добычу полезных ископаемых (рис. 1). При этом в период 2010—2013 гг. заметна тенденция к постепенному снижению доли экспортных пошлин и росту доли НДПИ в структуре налоговой нагрузки компаний нефтяного сектора России, что в целом соответствует плану реализации стратегии корректировки налогового режима.
Рис. 1. Структура налоговых выплат компаний нефтяного сектора России
за 2010-2013 гг. и 9 мес. 2014 г. (средние значения по отрасли, %) Источник: расчеты авторов по данным финансовой отчетности компаний.
Максимальные выплаты НДПИ среди рассматриваемых российских нефтяных компаний в период 2010-2013 гг. и за 9 мес. 2014 г. были у ОАО «Роснефть». Это связано с объемами добычи компании:
в 2013 г. они выросли на 64% по сравнению с 2012 г., что объясняется приобретением компании TNK-BP.
У всех рассматриваемых российских нефтяных компаний за период 2010-2013 гг. и за 9 мес. 2014 г. наблюдается рост выплат по НДПИ, что связано с ростом объемов добычи углеводородов (ЖУВ) и ставок НДПИ (происходит постепенный перенос на этот налог в полном объеме задачи изъятия природной ренты). Так, объемы добычи углеводородов за 9 мес. 2014 г. для рассматриваемых российских нефтяных компаний выросли в среднем на 6% по сравнению с объемами добычи за 9 мес. 2013 г. Однако темпы роста объемов добычи углеводородов в 2014 г. замедлились по сравнению с уровнем 2013 г., когда средний темп роста добычи для рассматриваемых российских компаний составил 13%.
Лидером отрасли по размеру экспортных пошлин в период 2010— 2013 гг. и за 9 мес. 2014 г. являлась ОАО «Роснефть». У этой компании, а также ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Башнефть» наблюдаемый рост объемов выплат экспортных пошлин за период 2010—2013 гг. объясняется увеличением экспорта. У ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Татнефть» в период 2010—2013 гг. были заметны колебания объемов выплат экспортных пошлин, так как объемы экспорта у них достаточно волатильны.
В период 2010—2013 гг. и за 9 мес. 2014 г. максимальная величина акцизов, как и максимальный объем реализации нефтепродуктов, был у ОАО «ЛУКОЙЛ». В 2013 и 2014 г. второй в отрасли по объемам акцизов и объемам реализации нефтепродуктов стала ОАО «Роснефть» (вследствие объединения с компанией TNK-BP). В период 2010—2011 гг. второе место по размерам акцизов принадлежало ОАО «Газпром нефть», но объемы реализации нефтепродуктов ОАО «Газпром нефть» были ниже объемов реализации ОАО «Роснефть». Подобная ситуация объясняется разницей в структуре реализации корзины нефтепродуктов этих двух компаний.
Для иностранных нефтяных компаний общая налоговая нагрузка включает налог на прибыль и отраслевые налоги (бонусы, роялти, рентные налоги). При этом если налог на прибыль входит в состав расходов консолидированных отчетов о совокупном доходе компаний или в формы 20^', то отраслевые налоги в составе отчетности не раскрываются, их суммы в некоторых случаях указываются в годовых отчетах и приложениях к финансовой отчетности.
1 Форма годовых отчетов компаний-нерезидентов, которые требует предоставлять Комиссия по ценным бумагам и биржам США (SEC).
Что касается структуры налоговой нагрузки иностранных нефтяных компаний, то у Shell, Statoil, BP в ней преобладает налог на прибыль (рис. 2). В структуре налоговой нагрузки Exxon преобладают налоги за исключением налога на прибыль (их доля в общей налоговой нагрузке составляет в среднем 73%).
В период 2011—2013 гг. у иностранных компаний наблюдалась тенденция к снижению доли налога на прибыль и росту доли прочих налогов в структуре налоговой нагрузки, что объясняется снижением доналоговой прибыли компаний. В среднем за период 2010— 2013 гг. и 9 мес. 2014 г. доля налога на прибыль в структуре налогов у компаний Shell, Exxon, Statoil, BP колебалась от 61% (2010 г.) до 76% (2013 г.), а доля налогов, за исключением налога на прибыль, составляла 24% в 2013 г. против 39% в 2010 г.
52% 48% I
70% 30%
65% 35%
64° ó 36%
69® о 31%
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
□ Доля налога на прибыль, % _■ Доля налогов, кроме налога на прибыль, %_
Рис. 2. Динамика структуры налоговой нагрузки в среднем для крупнейших иностранных нефтяных компаний за 2010-2013 гг. и 9 мес. 2014 г. (%) Источник: расчеты авторов по данным финансовой отчетности компаний.
Сравнение налоговой нагрузки российских и иностранных компаний показывает, что доля общей налоговой нагрузки в выручке компаний нефтяного сектора России существенно выше аналогичного показателя крупнейших иностранных нефтяных компаний (табл. 4). Например, в 2013 г. максимальное значение доли налогов в выручке компаний нефтяного сектора России было у компании ОАО «Роснефть» (53% от совокупной выручки), минимальное — у компании ОАО «ЛУКОЙЛ» (27% от совокупной выручки).
Таблица 4
Доля общих налогов в выручке компаний нефтяного сектора России и крупнейших иностранных нефтяных компаний
Компании 9 мес. 2014 г. 2013 г. 2012 г. 2011 г. 2010 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 0,54 0,53 0,54 0,51 0,47
ОАО «ЛУКОЙЛ» 0,26 0,27 0,28 0,28 0,29
ОАО «Газпром нефть» 0,36 0,37 0,39 0,37 0,39
ОАО «Татнефть» 0,49 0,52 0,51 0,53 0,38
ОАО «Башнефть» 0,44 0,33 0,33 0,33 0,32
Иностранные компании
SHELL 0,04 0,05 0,06 0,06 0,05
Exxon 0,20 0,21 0,21 0,22 0,23
BP 0,03 0,04 0,04 0,05 0,01
STATOIL 0,15 0,17 0,20 0,22 0,19
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний.
Среди иностранных компаний максимальное значение доли налогов в выручке в 2013 г. наблюдалось у компании Exxon (21% от совокупной выручки). При этом если для российских нефтяных компаний высокая доля налогов в выручке является следствием значительных «отраслевых» налогов (НДПИ, экспортные пошлины, акцизы), то у крупнейших иностранных нефтяных компаний (кроме Exxon) доля «отраслевых» налогов в выручке невелика и составляет 1-2% (табл. 5).
Таблица 5
Показатель доли «отраслевых» налогов в выручке компаний нефтяного сектора России и крупнейших иностранных нефтяных компаний
Компании 9 мес. 2014 г. 2013 г. 2012 г. | 2011 г. 2010 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 0,51 0,50 0,50 0,46 0,43
ОАО «ЛУКОЙЛ» 0,23 0,25 0,25 0,25 0,25
ОАО «Газпром нефть» 0,32 0,33 0,36 0,33 0,35
ОАО «Татнефть» 0,44 0,66 0,64 0,71 0,45
ОАО «Башнефть» 0,41 0,39 0,38 0,36 0,33
Иностранные компании
SHELL 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Exxon 0,15 0,15 0,15 0,16 0,18
Окончание табл. 5
Компании 9 мес. 2014 г. 2013 г. 2012 г. 2011 г. 2010 г.
BP 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02
STATOIL 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний.
В табл. 6 представлены показатели общей налоговой нагрузки на баррель добычи нефтяного эквивалента (н.э.). Нефтяные компании России имеют большую налоговую нагрузку на баррель добычи н.э. В период 2010—2012 гг. у российских предприятий наблюдался рост налоговой нагрузки на баррель добычи н.э., в период 2012 г. — 9 мес. 2014г. этот показатель падал. При этом самая высокая налоговая нагрузка на баррель добычи н.э. характерна для относительно небольших компаний — ОАО «Башнефть» и ОАО «Татнефть» — вследствие более низких объемов добычи по сравнению с лидерами отрасли.
Таблица 6
Общая налоговая нагрузка на баррель добычи н.э. компаний нефтяного сектора России и крупнейших иностранных нефтяных компаний (долл./барр. н.э.)
Компании 9 мес. 2014 г. 2013 г. 2012 г. 2011 г. 2010 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 45 47 56 45 32
ОАО «ЛУКОЙЛ» 46 48 49 48 36
ОАО «Газпром нефть» 32 19 22 18 16
ОАО «Татнефть» 43 53 55 53 39
ОАО «Башнефть» 54 61 64 55 44
Иностранные компании
SHELL 16 12 15 16 10
Exxon 63 60 66 66 55
BP 12 12 13 16 2
STATOIL 17 27 40 40 28
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний.
Иностранные нефтяные компании имеют более низкие налоговые платежи на баррель добычи н.э. Средняя налоговая нагрузка на баррель добычи н.э. у них составляет 30 долл./барр. н.э. Самая высокая налоговая нагрузка характерна для компании Exxon. За период 2010 г. - 9 мес. 2014 г. она составила в среднем 62 долл./барр.
н.э. Вторая по величине налоговая нагрузка на баррель добычи н.э. у относительно небольшой Statoil из-за высокой налоговой нагрузки компании и относительно низких объемов добычи.
В целом можно заключить, что доля общей налоговой нагрузки в выручке компаний нефтяного сектора России существенно выше аналогичного показателя крупнейших иностранных нефтяных компаний. При этом если для российских нефтяных компаний высокая доля налогов в выручке является следствием высоких «отраслевых» налогов (НДПИ, экспортные пошлины, акцизы), то у крупнейших иностранных нефтяных компаний (кроме Exxon) доля «отраслевых» налогов в выручке невелика и составляет 1-2%.
3. Инвестиционные и финансовые возможности российских нефтяных компаний
Цель государственного регулирования нефтяной отрасли подразумевает изъятие природной ренты для наполнения бюджета страны без ущерба финансово-экономической устойчивости и обеспечение инвестиционных возможностей нефтяных компаний. Это предполагает, помимо оценки действующих механизмов налогообложения, оценку инвестиционного потенциала нефтяных компаний.
Изучение динамики капитальных вложений крупнейших нефтедобывающих компаний (табл. 7) показало, что капитальные затраты в 2011-2013 гг. практически у всех рассматриваемых компаний росли быстрыми темпами.
Среди российских компаний наиболее быстро наращивали объемы капитальных вложений ОАО «ЛУКОЙЛ» (свыше 30% в год), ОАО «Газпром нефть» (свыше 20% в год), ОАО «Роснефть» (около 20%). Темпы роста капитальных вложений у рассмотренных западных компаний ниже. Только Shell показывала темпы роста более 20% в год. В 2014 г. темпы роста и даже абсолютные объемы инвестиций у ряда как российских, так и зарубежных компаний сократились, что связано со снижением цен на нефть и, соответственно, сокращением инвестиционных возможностей.
Тем не менее у российских компаний сохраняется высокая потребность в инвестициях. Это связано со следующими факторами:
— производственные фонды отрасли изношены (по оценкам экспертов, степень износа основных фондов в нефтедобыче составляет почти 60%, в нефтеперерабатывающей промышленности - 80 %) [Буренина, 2011];
Таблица 7
Объемы капитальных вложений (САРЕХ) и их динамика
Компании 9 мес. 2014/2013 г. 2013 г. 2012 г. 2011г.
млн долл. % к предыдущему периоду млн долл. % к предыдущему периоду млн долл. % к предыдущему периоду млн долл. % к предыдущему периоду
ОАО «Роснефть» 10 577/ 11 684 97,8 18 667 118,4 15 667 121 13 033 100
ОАО «ЛУКОЙЛ» 11 040/ 10 432 110,0 14 957 128,4 11 647 141,2 8 249 100
ОАО «Газпром нефть» 5 174/4 401 127,5 6374 123,3 5571 129 4063 100
ОАО «Татнефть» 1 069/ 1 193 97,4 1735 111,8 1673 101,7 1550 100
ОАО «Башнефть» 903/710 137,4 929 98,7 1014 123,2 776 100
Shell 23 136/25 637 90,2 40 145 123,2 32 576 123,9 26 301 100
BP 16 646/ 17 722 94,1 24 520 105,6 23 222 129,2 17 978 100
Statoil 82,1 /75,7 108,4 16 797 109 17 017 112,6 14 028 100
Exxon N/A N/A 33 669 98,2 34 271 106,5 30 975 100
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний.
Примечание. Для обеспечения сопоставимости капитальные затраты всех компаний показаны как в валюте страны, так и в долларовом эквиваленте, рассчитанном по курсу доллара ЦБ РФ на 31 декабря каждого года (в первом столбце — на 30 сентября 2014 г. и 2013 г. соответственно).
— оборудование для добычи и переработки морально устарело, не соответствует мировому научно-техническому уровню;
— отсутствие комплексных технологий добычи приводит к нерациональному недропользованию — низкому коэффициенту извлечения нефти;
— истощение основных нефтяных месторождений, падение или стагнация добычи по зрелому ресурсному фонду вызывают необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока, где, помимо вложений непосредственно в отрасль, требуются инвестиции в развитие инфраструктуры. В проекте Энергетической стратегии России на период до 2035 г. отмечается, что текущие запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10—15 лет не более чем на 50% [Энергетическая стратегия..., 2014]. Остальные запасы нужно прирастить на новых объектах, в том числе на шельфах;
— прирост запасов топливно-энергетических ресурсов, осуществляемых за счет геолого-разведочных работ, отстает от объемов добычи нефти;
— увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и др.) требует дополнительных вложений;
— глубина нефтепеработки на заводах остается низкой — на уровне 75%. В соответствии с планами модернизациипред-полагается ее повышение до 95% лишь к 2020 г., хотя развитые страны уже сейчас добились этих результатов.
Следует отметить, что инвестиционные задачи, которые соответствуют перечисленным выше проблемам, направлены не столько на увеличение добычи и переработки, сколько на введение новых месторождений взамен истощенных, повышение рациональности недропользования, рост коэффициента извлечения нефти и глубины ее переработки. Такая позиция связана в первую очередь с тем, что значительное увеличение спроса не прогнозируется: мировые потребности в нефти растут низкими темпами, на нефтяной рынок выходят новые конкуренты, развитые страны переходят к использованию неуглеродных источников энергии, нетрадиционных видов топлива.
Эксперты считают, что дополнительное увеличение экспорта нефти и продуктов ее переработки можно ожидать лишь на азиатско-тихоокеанском рынке при сокращении традиционных поставок в Западную Европу из-за нацеленности стран Евросоюза на значительный рост энергоэффективности и инновационное развитие на фоне замедления экономического роста и стабилизации численности населения1. Однако переориентация на азиатско-тихоокеанские рынки потребует серьезных дополнительных капитальных вложений не только на освоение новых месторождений, но и на развитие инфраструктуры.
Нужно также учитывать, что западные компании остаются более производительными по сравнению с российскими. Так, выручка Shell почти в 3 раза выше выручки ОАО «Роснефть» и в 3,2 раза выше выручки ОАО «ЛУКОЙЛ», хотя по величине активов эти компании различаются не столь сильно. Сравнение показателей объема капитальных вложений на баррель добычи также не в пользу российских компаний (табл. 8).
Таблица 8
Капитальные вложения на баррель добычи н.э. (долл./барр. н.э.)
Компании 2013 г. 2012 г. 2011 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 12 16 14
ОАО «ЛУКОЙЛ» 19 15 11
ОАО «Газпром нефть» 8 3 5
ОАО «Татнефть» 10 9 9
ОАО «Башнефть» 8 9 7
Иностранные компании
SHELL 23 18 15
Exxon 22 22 19
BP 21 19 14
STATOIL 26 22 22
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний
Более высокие показатели капитальных вложений на баррель добычи и производительность зарубежных компаний косвенно подтверждают, что последние лучше оснащены технически и подготов-
1 В краткосрочной перспективе снижение спроса может быть связано и с санкциями.
лены к добыче в новых районах, имеют возможность добывать труд-ноизвлекаемые запасы.
Исследование источников финансирования инвестиционных проектов показывает, что большинство как российских, так и зарубежных компаний отправляет основную долю прибыли на развитие и редко выплачивает по дивидендам более трети чистой прибыли. Однако в экономических условиях конца 2014 г. — начала 2015 г. прогнозировать увеличение и даже сохранение предыдущих объемов прибыли, направляемых на развитие, не приходится.
Уровень использования заемных средств нефтяными компаниями представлен в табл. 9. Анализ показал, что как российские, так и иностранные нефтяные компании преимущественно используют консервативную стратегию финансирования и привлекают относительно немного заемных средств. Эффектом финансового рычага в полной мере пользовались в последние годы лишь 81а1оП и ОАО «Роснефть».
Таблица 9
Соотношение заемного и собственного капитала
Компании 30.09.2014 г. 2013 г. 2012 г. 2011 г.
Российские компании
ОАО «Роснефть» 1,53 2,59 1,0 0,92
ОАО «ЛУКОЙЛ» 0,4 0,33 0,34 0,36
ОАО «Газпром нефть» 0,67 0,57 0,53 0,57
ОАО «Татнефть» 0,3 0,34 0,41 0,58
ОАО «Башнефть» 1,5 0,89 0,87 0,93
Иностранные компании
SHELL 0, 98 0,97 0,99 1,11
Exxon N/A 0,92 0,94 1,06
BP 1,44 0,74 0,66 0,62
STATOIL 1,52 1,49 1,45 1,69
Источник: рассчитано авторами по данным финансовой отчетности компаний.
Следует отметить, что в последние годы стоимость заемных средств для российских компаний мало чем отличалась от их стоимости для зарубежных компаний. Так, у ОАО «ЛУКОЙЛ» средневзвешенная ставка по кредитам и займам в валюте в 2013 г. составляла 2—4%, у ОАО «Роснефть» средняя стоимость долгового портфеля снизилась в течение 2013 г. с 3,5 до 3,1%; у ОАО «Татнефть» кредиты в рублях были получены в среднем под 7,25%, в валюте почти половина — на условиях ЫВОК+1—2% в зависимости
от банка. То есть можно констатировать, что российские нефтяные компании в 2011—2013 гг. имели доступ к дешевым финансовым ресурсам. Однако во второй половине 2014 г. положение кардинально изменилось: секторальные санкции закрыли российским компаниям доступ к западным рынкам капитала, на внутреннем рынке вслед за ключевой ставкой ЦБ выросли ставки по кредитам российских банков. Правительство и сами компании предпринимают определенные шаги по переориентации заимствования на внутренний и азиатский рынок, однако оценить успех данных попыток пока не представляется возможным.
Таким образом, в экономических условиях конца 2014 г. — начала 2015 г. говорить об увеличении или сохранении предыдущих объемов инвестиций сложно. Современная ситуация диктует необходимость активизировать меры по управлению рисками и разрабатывать антикризисные программы компаний, включающие как меры макро-, так и микроуровня: кардинальный пересмотр фискальной политики государства, разработку новых подходов к балансированию бюджета и стимулированию инвестиций, пересмотр портфеля проектов (частичный отказ от дорогостоящих проектов освоения Арктики и т.д.).
Заключение
Проведенное исследование подтвердило гипотезу о целесообразности стратегического пересмотра налогового режима нефтяной отрасли России, выявило его узкие места и позволило сформулировать основные направления его совершенствования на основе изучения лучших мировых практик и их адаптации к российским условиям. Основные выводы представлены ниже.
В России около 95% налоговых поступлений обеспечивают платежи с валовых объемов добычи — роялти, к которым в нашей стране относится НДПИ. В отличие от западных стран доля налога на прибыль в структуре налоговой нагрузки крайне мала.
Если в России инвестиционная привлекательность капиталоемких проектов определяется возможностью получения адресных льгот по выплатам роялти, то в других странах используется более прозрачный инструмент — налог на прибыль, который позволяет учитывать экономическую эффективность и технологические особенности проектов.
Формирование гибкой российской налоговой системы, способной учитывать изменения ключевых рыночных параметров, предпо-
лагает полный переход на адвалорную ставку НДПИ, которая применяется во всех изученных крупнейших нефтедобывающих странах с аналогичной налоговой структурой. Адвалорная ставка роялти является более прогрессивным налоговым инструментом по сравнению с фиксированной ставкой и может способствовать повышению адаптивности системы налогообложения и привлечению дополнительных инвестиций. Опыт Канады может быть использован для корректировки формулы расчета роялти (НДПИ), что позволит учитывать индивидуальные экономические и технические параметры проектов, изменение цен на нефть, уровень добычи на конкретных месторождениях, время открытия скважины и качество добываемой нефти.
Мировой опыт демонстрирует отказ от экспортных пошлин как инструмента налогообложения нефтяного сектора в развитых странах. В перспективе в России представляется целесообразным постепенное снижение и полный отказ от экспортных пошлин. Положительный эффект будет достигнут за счет создания адекватных ценовых ориентиров для участников рынка, сокращения субсидирования нефтеперерабатывающего сектора для создания реальных стимулов к его модернизации, роста энергоэффективности и высвобождения дополнительных объемов нефти для экспорта.
Применяемая в Великобритании, Норвегии и Казахстане практика налогообложения финансового результата или сверхприбыли (НДД/НФР) нефтяных компаний позволяет учитывать конкретные особенности проектов: геологические условия добычи нефти, степень истощения недр на конкретном участке и т.д. При этом обеспечивается максимальный уровень изъятий на прибыльных месторождениях и стимулируется реализация проектов ТРИЗ , поскольку обычно налог не взимается до окупаемости капитальных затрат или предполагает возможность аплифта (в Норвегии).
В целом можно заключить, что важной составляющей стратегического реформирования налогового режима России является введение НДД или НФР. Однако переход на НДД (НФР) в современных российских условиях нельзя однозначно оценить как благо. Проведенный нами SWOT-анализ показал, что к сильным сторонам введения НДД (НФР) относится снижение налоговой нагрузки на компании, увеличение возможностей инвестирования, создание стимулов для разработки сложных месторождений. Однако есть слабые стороны и угрозы: требуется формирование новой системы контроля затрат и администрирования налогов на доходы (финансовый результат); многие проектные, ценовые, валютные риски должно бу-
дет взять на себя государство. Таким образом, одномоментный переход на НДД (НФР) невозможен. В представленном исследовании намечены некоторые этапы перехода.
Список литературы
1. Бобылев Ю.Н., Турунцева М.Ю. Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики. М., 2010.
2. Буренина И.В. Роль нефтяной промышленности в энергетической стратегии России // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 6. URL: http://ogbus.ru/authors/Burenina/Burenina_2. pdf (дата обращения: 09.09.2015).
3. Налоговый кодекс РФ // КонсультантПлюс [Электронный ресурс]. М., 2015. Режим доступа: свободный. URL: http://www.consultant. ru/popular/nalog1/ (дата обращения: 05.01.2015)
4. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года: проект // Министерство энергетики Российской Федерации: сайт. 2014. URL: http://www.minenergo.gov.ru/upload/ib lock/621/621d81f0fb5a11919f912bfafb3248d6.pdf (дата обращения: 12.09.2015).
5. 2014 Global Oil & Gas Tax Guide. Ernst&Young, 2014.
6. Agalliu I. Comparative Assessment of the Federal Oil and Gas Fiscal Systems. Cambridge, Massachusetts, 2011.
7. Alberta Oil & Gas Industry. Quarterly Update. Reporting on the period: June 15, 2014 to Sept. 30, 2014 //Alberta, Canada Website. Fall 2014. URL: http://www.albertacanada.com/files/albertacanada/OilGas_Quarterly Update_Fall2014.pdf (last accessed data: 10.09.2015).
8. BP Statistical Rev. of World Energy // BP Website. June 2014. URL: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/ statistical-review-2014/BP-statistical-review-of-world-energy-2014-full-report.pdf (last accessed data: 15.09.2015).
9. Mines and Minerals Administration Regulation. Alberta Regulation 262/1997 (With amendments up to and including Alberta Regulation 202/2014). Sec. 20 (1, 2) // Alberta Queen's Printer Website. 19952015. URL: http://www.qp.alberta.ca/documents/Regs/1997_262.pdf (last accessed data: 12.09.2015).
10. Oil & Gas for beginners. Markets Research. Deutsche Bank AG, London, 2013.
11. Tordo S. Fiscal Systems for Hydrocarbons: Design Issues. The World Bank, Washington, 2007.
The List of References in Cyrillic Transliterated into Latin Alphabet
1. Bobylev Ju.N., Turunceva M.Ju. Nalogooblozhenie mineral'no-syr'evogo sektora jekonomiki. M., 2010.
2. Burenina I.V. Rol' neftjanoj promyshiennosti v jenergeticheskoj strategii Rossii, Jelektronnyj nauchnyj zhurnal «Neftegazovoe delo», 2011, N 6. URL: http://ogbus.ru/authors/Burenina/Burenina_2.pdf (data obrashhenija: 09.09.2015).
3. Nalogovyj kodeks RF, Konsul'tantPljus [Jelektronnyj resurs], M., 2015, Rezhim dostupa: svobodnyj. URL: http://www.consultant.ru/popular/ nalog1/ (data obrashhenija: 05.01.2015)
4. Jenergeticheskaja strategija Rossijskoj Federacii na period do 2035 goda: proekt, Ministerstvo jenergetiki Rossijskoj Federacii: sajt, 2014. URL: http://www.minenergo.gov.ru/upload/iblock/621/621d81fDfb5a11919f9 12bfafb3248d6.pdf (data obrashhenija: 12.09.2015).
