Хотя единого мнения относительно необходимости дифференциации НДПИ среди экспертов не имеется, все сходятся в одном – объективной методологии для учета всех важных горно-геологических и экономико-географических факторов разработано быть не может. Кроме того, горно-геологические свойства месторождения меняются в процессе его эксплуатации. Эти изменения могут быть связаны с особенностями разработки, используемыми технологиями и т. д. Ни одна модель дифференциации НДПИ не сможет учесть всех подобных изменений. Это означает, что со временем даже правильно построенная модель будет давать сбои.
Таким образом, сложная система дифференциации НДПИ, построенная на основании учета множества геолого-географических факторов, в том числе опирающаяся на устаревшие понятия рациональности недропользования, будет крайне неэффективной. Кроме того, ее непрозрачность создаст самые благоприятные условия для коррупции, от которой в значительной степени удалось избавиться, введя экспортные пошлины и единые ставки НДПИ
[26, с. 3-8].
В вариантах «с закрытием нерентабельных скважин» предполагается, что вывод из эксплуатации нерентабельных скважин определяется только экономическими причинами. Поскольку такое решение не может приниматься без учета необходимости соблюдения технологической схемы разработки месторождения и политики компании по сохранению рабочих мест в узкоспециализированных населенных пунктах района нефтедобычи, при моделировании НДПИ предлагается рассматривать также варианты без перевода таких скважин в бездействующий фонд.
Различное сочетание использования параметров нефтедобычи, инвестирования и льготного налогообложения позволит получить большое число возможных сценариев, из которых для анализа можно отобрать около 19 (включая варианты по доле доходов, направляемых на инвестиции), наиболее реальных и интересных в отношении их социально-экономической эффективности (как с точки зрения государства (бюджета), так и с точки зрения компаний).
Экономическая эффективность применения различных сценариев льготного налогообложения оценивалась по нескольким критическим параметрам.
Первый из них – величина удельных доходов или убытков (для бюджета и для компаний) на одну тонну прольготированной (по рентабельности добычи или по дебиту – в сценариях с льготированием по скважинам; по комплексу параметров – в сценарии с льготированием по месторождению) добытой нефти, рассчитанной по данным отчетности компаний. При сравнении результатов расчетов основное внимание необходимо будет обратить на возможность стабилизации или роста добычи нефти и увеличения доходов бюджета.
Второй важной характеристикой модельных сценариев нефтедобычи является динамика изменения выработанности месторождения. Учитывая социальную значимость уровня населения в нефтепромысловых районах, сценарии, предполагающие досрочное (до конца прогнозного периода) исчерпание запасов месторождения, следует считать неперспективными. Поэтому из дальнейшего анализа необходимо будет исключить те варианты, по которым полная выработанность месторождения вследствие форсированной добычи нефти достигается ранее 2025 года.
Причем полная отмена НДПИ для малодебитных скважин позволяет в большей степени повысить как добычу нефти, так и накопленные доходы бюджета, чем применение к НДПИ понижающего коэффициента. Рассмотрим результаты исследования в виде таблицы 3.6 [32, с. 84-87].
Тем не менее в настоящее время именно такой подход наиболее реализуем из-за отсутствия в большинстве российских нефтедобывающих компаний поскважинного учета добычи нефти и затрат на добычу. Однако необходимость наиболее полной отработки нефтяных месторождений в условиях истощающихся запасов неизбежно приведет государство к разработке механизма дифференциации НДПИ на уровне скважин как наиболее полно обеспечивающего точечное льготирование нефтедобычи, что подтверждается опытом развитых нефтедобывающих стран. Помимо стимулирования более полной отработки запасов такое «адресное» льготирование, как показывают результаты модельных расчетов, может обеспечить рост доходов бюджета от нефтедобычи и поддержания высокого уровня занятости в нефтедобывающих регионах.
Рассматривая НДПИ необходимо рассмотреть еще одну особенность, связанную с полезными ископаемыми, а именно особенности и характеристики соглашений о разделе продукции, действующих на данный момент на
территории РФ.
Таблица 3.6
Результат исследования предлагаемых сценариев
| Результат исследования | Характеристика результата |
| Льготирование нерентабельных скважин ведет к значительному росту доходов компаний. | Однако при инвестировании этих доходов (как вместе с прибылью от реализации дополнительно добытой нефти, так и без таковой) в строительство новых скважин значительно возрастает добыча нефти, что ведет к досрочному исчерпанию запасов месторождения. |
| При льготировании малодебитных скважин добыча нефти в целом по месторождению растет, но динамика изменения выработанности месторождения существенно не отличается | При этом в большинстве вариантов к концу прогнозного периода накопленные доходы бюджета превышают базисный уровень. В целом, очевидно, что с точки зрения государства льготирование добычи из малодебитных скважин предпочтительней льготирования добычи из нерентабельных скважин. При этом льготное налогообложение добычи из малодебитных скважин в «перспективных» вариантах позволяет либо замедлить падение ежегодной добычи, либо изменить тренд добычи с падающего на растущий. |
| Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка | Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка в целом недостаточно эффективно с точки зрения государства: легкость администрирования налогообложения в этом сценарии оборачивается в среднесрочной перспективе падением уровня занятости населения из-за досрочного вывода месторождения из эксплуатации. |
Сегодня в России действуют практически всего три соглашения, заключенных в режиме СРП: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинское месторождение. В настоящее время инвестором проекта «Сахалин-1» является консорциум компаний Exxon Neftegas Ltd (30%), японской SODECO (30%), российских ЗАО «Роснефть-Астра» (8,5%) и ЗАО «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), индийской ОНГК «Видеш Лимитед» (20%). «Сахалин-2» разрабатывают Shell Sakhalin Holdings В. V. (55%), Mitsui Sakhalin Holdings В. V. (25%) и Mitsubishi Corporation (20%). Работы по освоению Харьягинского месторождения ведут TotalFinaElf, Norsk Hydro, «ЛУКОЙЛ» и Ненецкая нефтяная компания
[12, с. 42-44].
В 2007 году регулярных платежей за добычу полезных ископаемых (роялти) при выполнении соглашений о разделе продукции поступило около 12,7 млрд. руб. Кроме того, планируется получить в 2008 году 0,9 млрд. руб. доходов в виде доли прибыльной продукции государства при выполнении указанных соглашений. Администратором этих доходов является Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России). Стоимостный эквивалент от реализации доли прибыльной продукции государства по соглашению о разделе продукции «Сахалин-1» и Харьягинского месторождения подлежит распределению по следующим нормативам:
- в федеральный бюджет - 50%;
- в бюджеты Сахалинской области и Ненецкого автономного
округа - 50%.
Как известно, в 2006 году возникла проблема с реализацией проекта «Сахалин-2». Этот проект предполагает освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, извлекаемые запасы которых составляют 150 млн. тонн нефти и 500 млрд. куб. м газа.
В сентябре 2006 года Минприроды России по инициативе Генеральной прокуратуры России отменило положительное заключение экологической экспертизы по «Сахалину-2» и заявило о возможности отзыва лицензий на недропользование по проектам разработки российских месторождений на условиях соглашения о разделе продукции.
Почти все российские эксперты считают, что все упомянутые соглашения заключались на кабальных для нашего государства условиях. Договоренности рассчитаны на 15-30 лет, в течение которых допущенная к месторождению компания должна вносить в местный бюджет фиксированные суммы в уплату за добытое сырье. Как показала практика, платежи эти совершено незначительны. Потому что начинать делиться продукцией компания по закону может лишь после того, как инвесторы покроют все расходы по освоению месторождения. Когда же будет получена первая прибыль, дивиденды в казну будут выплачиваться в зависимости от рентабельности. Но к этому времени нефти в разрабатываемом месторождении может вообще не остаться.
А рентабельность можно снизить совершенно разными способами, например оплатой инвестором многомиллионных расходов на персонал поставщика, финансовых, маркетинговых услуг. Российскими уполномоченными лицами при проверке действующих соглашений уже в 2003 году были отмечены переплаты по некоторым мероприятиям в десятки раз больше по сравнению с уровнем затрат на аналогичные мероприятия, которые делают другие нефтегазодобывающие компании, работающие в обычном налоговом режиме.
По расчетам Департамента государственной политики и регулирования в области природопользования МПР России, в настоящее время от «Сахалина-2» РФ ежегодно получает около 20 млн. долл. роялти. Компания добывает 1, 5-2 млн. тонн нефти в год. Если взять цену по 60 долл. за баррель и перевести баррели в тоннаж, то получим около 400 долл. за тонну нефти. Соответственно, если бы здесь действовал обычный налоговый режим, т. е. 50- 55% от выручки, то с каждой тонны нефти РФ имела бы 200 долл. налогов. За год получилось бы 300-400 млн. долл. в данный же момент РФ имеет, всего 20 млн. долл.