Решение ЕС не допускать однокорпусные танкеры в гавани стран ЕС после
2010 г. абсолютно верно, но если Россия не примет подобных мер, оно останется половинчатым: опасные суда будут продолжать заполнять свои танки в российских портах и проходить через международные воды Балтийского моря.
Кроме того, решение вступает в силу в 2010 г., а катастрофа может произойти уже сейчас.

Балтийское море имеет свою специфику не только благодаря внутреннему статусу, но также ввиду суровых климатических условий. Дважды в столетие оно замерзает полностью, Финский залив – каждые десять лет. Лед в Финском заливе стоит примерно шесть месяцев, а ведь там располагаются крупнейшие российские нефтяные терминалы. Необходимо, чтобы ЕС и Россия создали действенные регулирующие органы, способные предотвратить выход в море судов слабой конструкции или с командой низкой квалификации. Можно разрешить, например, использование в течение зимнего периода только танкеров с повышенной прочностью корпуса и специально сертифицируемой для работы в арктических условиях командой.

Россия при максимизации своих нефтяных экспортных доходов не должна ставить под угрозу экологическую безопасность Балтийского моря. Если Россия продолжит увеличивать масштабы транспортировки нефти через Балтийское море, миллионам людей, живущих на его берегах, останется надеяться, что российское правительство не позволит судовладельцам играть в "русскую рулетку", зарядив пистолет новыми пулями - однокорпусными танкерами.
Увеличение масштабов транспортировки нефти через Балтийское море - намного более серьезная угроза интеграции России с ЕС, чем пресловутая проблема калининградского транзита.

ГЛАВА 2

2.1 Состояние основных фондов комплекса

Состояние основных производственных фондов (ОПФ) нефтяного комплекса характеризуются большой долей износа, а их технологический уровень является отсталым. В целом, в нефтедобывающей промышленности степень износа ОПФ составляет около 55%, а по отдельным нефтяным компаниям достигла 70%
(Башнефть, Татнефть, ОНАКО, ТНК, Самаранефтегаз). Соответствующие данные приведены в таблице 5.

Т а б л и ц а 5

Износ основных фондов нефтяных компаний

|Компании |Износ ОПФ (%) |Выбытие/ввод ОПФ |
|Башнефть |70 |0,89 |
|Татнефть |70 |0,66 |
|ЛУКойл |60 |0,49 |
|КОМИТЭК |60 |0,79 |
|ОНАКО |70 |1,83 |
|Роснефть |60 |0,65 |
|Сибнефть |60 |0,52 |
|СИДАНКО |н. св. |1,89 |
|Саратовнефтегаз |70 |2,94 |
|Славнефть |60 |0,49 |
|Сургутнефтегаз |60 |0,53 |
|ТНК |70 |0,90 |
|ЮКОС (Самаранефтегаз) |60 |2,14 |

Износ основных фондов в нефтепереработке составляет 60%. Доля полностью изношенных основных фондов, на которые не начисляется амортизация составила в нефтедобыче и нефтепереработке соответственно 22% и 39%. т.е. ситуация в нефтепереработке хуже, чем в нефтедобыче, в том числе с точки зрения экологической безопасности.

Сегодня глубина нефтепереработки находится в интервале 62-64%, средний уровень изношенности оборудования составил более 80%, а срок службы превысил все возможные пределы (в основном, более 25 лет). Основной причиной этого является то, что финансирование нефтепереработки всегда осуществлялось по остаточному принципу, и все ресурсы направлялись в нефтедобычу.

Что касается нефтедобычи, можно констатировать, что разработка нефтяных месторождений находится в сложном положении. Накоплен значительный фонд простаивающих скважин, нарушен баланс отбора жидкости и закачки воды, имеются большие потери попутного газа.

Нефтяные предприятия не располагают современными техническими средствами для разработки трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации месторождений, находящихся в поздней стадии. Основные фонды нефтепромыслов имеют большую изношенность и требуют своего обновления, прежде всего технологического оборудования и нефтепромысловых коммуникаций. Рост добычи нефти происходит путем увеличения отдачи от действующих скважин на основе использования традиционных технологий.

2.2 Основные направления капиталовложений в комплексе

Необыкновенно благоприятная конъюнктура на мировых рынках и девальвация рубля создали хорошие условия для инвестирования в нефтяной комплекс. Нефтяные компании увеличили капитальные затраты и за счет этого сумели увеличить объемы производства.

В первом полугодии 2000 года капиталовложения в нефтедобычу выросли на
92%, в нефтепереработку на 85% (огромные темпы). За этот период капиталовложения в промышленность в целом выросли на 19%. Произошло существенное увеличение инвестиций в основной капитал, как по отрасли, так и по отдельным нефтяным компаниям. Фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний (по оценкам авторитетных экспертов – на 30 %) в связи с широким использованием схем финансирования капиталовложений, отражаемых в отчетности лишь частично.

Компании широко используют механизмы инвестирования, при которых их аффилированные структуры, зарегистрированные в российских оффшорных зонах, покупают нефтяное оборудование, а затем сдают его в аренду нефтедобывающим предприятиям, входящим в структуру компаний. Указанные структуры по роду деятельности могут не относится к нефтедобывающей отрасли. Соответственно их операции по закупке оборудования не будут отражаться статистикой как инвестиции в основной капитал в нефтедобыче.

Следует подчеркнуть, что российские ВИНК, имея на своем балансе вдвое больший объем запасов, по сравнению с крупными мировыми компаниями обеспечивают вдвое меньшую добычу нефти. Можно утверждать, что проблема восполнения запасов не является самой актуальной в ближайшие 5-10 лет.
Причем показатель комплексно-экономической оценки качества запасов значительно превышает соответствующие показатели в США и Канаде, хотя и ниже, чем во многих нефтедобывающих странах. Характеризуя качество запасов промышленных категорий, следует отметить, что около 75% запасов сосредоточено на разрабатываемых месторождениях, имеющих инфраструктуру.

Следует напомнить, что нынешние запасы нефтяных компаний готовились еще в советский период и были рассчитаны на объемы добычи нефти в 580 млн.т. То есть приблизительно 35-40% имеющихся запасов нуждается в вовлечении в активную разработку, а на сегодня это замороженные капитальные вложения, сделанные в предыдущий период. В этой связи обоснованным является поведение нефтяных компаний с низкими объемами геологоразведочных работ.
Когда в наличии имеются эффективные разрабатываемые запасы и есть возможность приобретения лицензий или активов с доказанными запасами по более низкой цене, только существование налога в виде отчислений на геологоразведочные работы вынуждает нефтяные компании осуществлять разведочное бурение или под ее видом показывать эксплуатационное бурение.
Нигде в мире (кроме Казахстана) не существует налога такого типа, а у нас эффективность использования федеральных и региональных средств на геологоразведочные работы на нефть близки к нулю. В этой связи первоочередной задачей должна быть отмена этого налога, так как этот целевой фонд не используется по назначению. Кроме того, вопреки распространенной точке зрения, вложения в геологоразведку в нефтяном комплексе не являются в настоящее время первоочередными.

Остановимся на вопросе определения наиболее насущных направлений вложений в основной капитал в нефтяном комплексе.

Исследования западных экспертов сосредоточены на нефтедобывающей отрасли, оставляя в стороне важнейшие подсистемы переработки нефти и нефтепродуктообеспечения. В частности исследовательская группа «Маккинзи» аргументирует, что именно нефтедобыча является ключевой сырьевой отраслью, играющей особо важную роль в российской экономике. Действительно, развитие в России сырьевых отраслей очень важно для стран ОЭСР, а для самой России в настоящее время более важно развитие нефтепереработки и обеспечение качественными нефтепродуктами потребности растущей экономики[5].

В исследовании рассматриваются варианты роста нефтедобычи до 372 млн.т. и 571 млн. т. в год к 2009 г., при этом ежегодные инвестиции составляют от 15 до 35 млрд. долл., объем экспорта нефти достигает 174-372 млн. т., а доля прямых иностранных инвестиций доходит до 40%. Высокая доля прямых иностранных инвестиций связывается с благоприятным инвестиционным климатом, а конкретно с законодательством соглашения о разделе продукции.
Соответственно основная доля добытой нефти в первые 10-15 лет будет вывезена за рубеж в виде затратной (компенсационной) продукции.

Главным изъяном подходом «Маккинзи» является однобокое рассмотрение нефтяного комплекса России как потенциального сырьевого придатка. Т.е. задачи исследования сконцентрированы на удовлетворении потребностей Запада в сырой нефти. Совершенно не рассматриваются задачи определения приоритетов инвестиций, обеспечения внутреннего спроса при минимальном потреблении нефти, создания прозрачного внутреннего рынка нефтересурсов, мобилизации внутренних ресурсов для развития нефтяного комплекса России.

Исходя из анализа состояния основных производственных фондов, значительные вложения должны быть сделаны в нефтеперерабатывающую промышленность. По оценкам ТЭНИ один рубль, вложенный в нефтепереработку, по эффективности равен 2-3 рублям инвестиций в нефтедобычу. Углубление переработки позволит обеспечивать потребности народного хозяйства при меньшем объеме потребляемой нефти.

2.3 Источники инвестиций

Переходя к анализу источников инвестиций в нефтяной комплекс отметим, что в 1999 году собственные средства компаний составили 77% общего объема инвестиций в отрасль. По данным официальной отчетности, общий объем прибыли нефтяного сектора в 1999 году увеличился до 139,2 млрд. руб. (в валютном эквиваленте - 5,7 млрд. долл.), против 19,5 млрд. руб. по итогам 1998 г.
(2,0 млрд. долл.). В 2000 г. под влиянием продолжающегося роста мировых цен его финансовые показатели продолжали улучшаться: по итогам I-ого полугодия прибыль нефтяного комплекса уже достигла 140,3 млрд. руб. (4,94 млрд. долл.), а в расчете на год этот показатель достигнет 9 млрд. долл.

Амортизационные отчисления составляют незначительную часть собственных средств. По расчетам ТЭНИ в настоящий момент амортизация составляет менее
4% от товарной продукции при оценке товарной продукции по трансфертным ценам и менее 1,5% при использовании рыночных цен. Главная причина этого – старые, выработавшие срок службы, изношенные основные фонды, на которые уже нельзя начислять амортизацию.

В силу специфики нефтедобывающей отрасли, никакие полноценные амортизационные отчисления не могут компенсировать сокращение активов отдельных предприятий и отрасли в целом, поскольку в качестве основного актива выступает право на разработку недр. Постановка прав на эксплуатацию запасов на балансы нефтяных компаний привела бы к существенному увеличению последних, что способствовало бы росту их капитализации на фондовых рынках и открывало новые возможности по привлечению средств.

2.4 Трансфертное ценообразование и рентный доход от добычи нефти

Одними из наиболее дискутируемых сегодня вопросов являются следующие: в достаточной ли степени государство облагает доходы от добычи нефти, и какая доля рентных доходов остается в распоряжении предприятий.
Определенную проблему при такой оценке представляет широкое использование трансфертного ценообразования, в результате которого цена нефти, которая используется для определения бухгалтерского финансового результата, оказывается отличной от так называемой справедливой "рыночной" цены нефти.

Что такое «справедливые» цены в отсутствие рыночных котировок?
Возможна ли в принципе такая постановка вопроса? А если возможна, то как совместить объективно разные представления о справедливости у различных субъектов хозяйствования?

Скажем, справедливость для Запада видится как ориентация на мировые цены. Это, конечно, очень либерально, но это означает поставить крест на российской промышленности и стать энергетическим придатком для развитых экономик.

Справедливость для государства – зафиксировать некий базовый уровень цен на нефть, а все что «сваливается» на них сверх этого уровня – отбирать в виде налогов. Все механизмы расчета «рыночных» цен нацелены именно на изъятие сверхприбыли.

Наконец, справедливость для компаний. Некоторые компании пытаются применять трансфертные цены в качестве своеобразного экономического инструмента, и это разумно: планомерная динамика внутрикорпоративных цен используется в качестве некоего норматива, соответствие которому обеспечивает для НГДУ все необходимые доходы, а «зашкаливание» за норматив требует мер по экономии издержек. Это объективно ведет к уменьшению стабилизации издержек у ВИНК, да и в экономике в целом. Прибылью же от растущих мировых цен, считают в компаниях, делиться не следует: во-первых, если вдруг цены упадут, государство не будут дотировать компании, а во- вторых, компании более эффективно инвестируют получаемые дополнительные средства, чем их тратит государство.

Наша экономика не готова к восприятию мировых цен – слишком неконкурентной она тогда окажется. Определенный протекционизм России просто необходим. Кроме того, в настоящее время трансфертные цены, используемые большинством компаний, практически совпадают с расчетными «бензиновыми» - трансфертные, в основном, колеблются в пределах 1200-1350 руб. за тонну,
«бензиновая» составляет 1225 руб. за тонну нефти. Это совпадение указывает на реальное положение дел с ценой.

Наконец, необходимо отметить, что затраты компаний, производимые из прибыли, не состоят только из капитальных вложений, текущих дивидендов и ренты, подлежащей изъятию. В частности, необходимо еще пополнять страховые и социальные фонды и покрывать убытки прошлых лет.

Другой проблемой является структура рентного дохода, извлекаемого государством от добычи нефти. В текущий момент, используются два механизма изъятия рентного дохода. Первый основывается на валовой оценке нефтяного сырья и включает роялти и отчисления на ВМСБ. Другой механизм заключается в административном назначении изымающих сверхдоход налогов: акциза, взимаемого со всего объема добываемой нефти, и вывозной таможенной пошлины, взимаемой с экспортируемой нефти.

При этом величина рентного дохода никак не зависит от индивидуальной прибыльности конкретных проектов по разработке месторождений и извлекает только абсолютную, но не дифференциальную ренту. Естественно, что это создает проблемы как с точки зрения наиболее полного извлечения ренты государством, так и с точки зрения возможности реализации высокозатратных проектов в добыче нефти.

Несмотря на очень высокую среднюю прибыльность добычи нефти нежелательным является повышение доли государства в рентном доходе путем увеличения ставок имеющихся налогов, основанных на валовых показателях, а не показателях эффективности. Во-первых, очевидно, что при этом все большее количество высокозатратных проектов окажется нерентабельными. Во-вторых, ввиду того, что основным источником сверхдоходов является низкий курс рубля в реальном выражении (который, заметим, сейчас быстро растет), доходность проектов, использующих импортное высокотехнологичное оборудование гораздо ниже, чем проектов, не требующих такого оборудования. В третьих, для независимых производителей нефти, не входящих в ВИНК, отсутствует возможность получения дохода при реализации нефтепродуктов и, таким образом, они находятся в более сложных экономических условиях по сравнению с ВИНК.

2.5 Направления реформирования налогообложения нефтяного комплекса

Сложившееся положение в налоговой сфере не способствует благоприятному инвестиционному климату и является одной из причин того, что даже в период благоприятной экономической конъюнктуры в нефтяном комплексе наблюдается отток инвестиций. Вот ключевые направления реформирования действующей налоговой системы.

1. Акциз на нефть и вывозная таможенная пошлина на нефть в их сегодняшнем виде должны быть отменены. В качестве альтернативы должен быть введен налог на сверхприбыль, который одновременно должен удовлетворять следующим требованиям:
- обеспечивать разный уровень налогообложения в зависимости от конечной цены реализации;
- обеспечивать справедливый раздел сверхприбыли от добычи нефти между государством и предприятиями;
- исчисляться по прозрачному алгоритму, что обеспечит стабильность и предсказуемость налоговых условий;
- учитывать в необходимых случаях индивидуальные особенности разрабатываемых месторождений, при этом не создавая чрезмерных стимулов для завышения затрат.

В результате предлагаемый налог на сверхприбыль, выполняя как фискальную, так и регулирующую функции акциза на нефть и вывозной таможенной пошлины, будет способствовать созданию благоприятного инвестиционного климата в российском нефтяном комплексе.

2. Эффективность введения налога на сверхприбыль может быть обеспечена только в случае решения проблемы трансфертных цен. Для выработки подходов к ее решению необходим всесторонний анализ существующего положения дел в сфере формирования цен на сырую нефть и богатой международной практики решения подобных проблем.

Наиболее простым с технической точки решением является привязка внутренних цен на нефть к мировым. Но это сделает цены на нефтепродукты практически недоступными для большинства российских потребителей. Во- первых, существуют значительная разница между паритетом покупательной способности и коммерческими курсами доллара и европейских валют (в результате, российский покупатель платит за товары, продаваемые по мировым ценам, в три-четыре раза больше, чем за "внутрироссийские"). Во-вторых, низкая эффективность переработки приведет к тому, что цены на нефтепродукты окажутся даже выше мировых. В-третьих, высокая энергоемкость российской экономики не позволяет перейти к мировым ценам без обвального падения производства, а повышение эффективности потребления энергии требует огромных инвестиций.

В сложившейся ситуации наиболее целесообразным представляется установить минимальную цену нефти для налогообложения исходя из стоимости корзины нефтепродуктов за вычетом стоимости переработки и норматива рентабельности (см. выше). Это обеспечит приближение применяемых компаниями цен к "справедливым" рыночным ценам.

Необходимо обеспечить симметричность в отношениях налоговых органов и предприятий. Это подразумевает, что не только налоговые органы имеют право доначислить налоги в случае, если, по их мнению, применяемые при продажах цены ниже рыночных, но и ВИНК должны иметь возможность при помощи официальной методики рассчитать, какие цены необходимо применять при сделках по продаже нефти внутри ВИНК, чтобы в дальнейшем эти цены не могли быть признаны налоговыми органами заниженными.

3. Ставка отчислений на ВМСБ (10% - для нефти) должна быть либо отменена, либо снижена до такого уровня, чтобы величина отчислений оказалась достаточной для финансирования фундаментальных и общерегиональных исследований. При этом введение этого налога целесообразно лишь в том случае, если расходование бюджетных средств будет осуществляться строго на эти цели.

Предлагаемые изменения налогообложения нефтяного комплекса могли бы привести к существенному улучшению условий хозяйствования для нефтяных компаний. Однако трудно предположить, что в современных условиях государство пойдет на отмену такого хорошо собираемого налога, как экспортная пошлина. В этих условиях мы против немедленного введения налога на сверхприбыль. В целом действующая система налогообложения нефтяного комплекса может быть сохранена при выполнении двух важных условий.

Взимание экспортной пошлины должно быть оформлено законодательно с четко – на уровне формулы – прописанной связью между ставкой пошлины и мировыми ценами. Это могло бы понизить степень неопределенности при планировании внутри нефтяных компаний и стимулировать осуществление инвестиционных проектов с большим периодом отдачи.

Вторым важным условием является поддержка государством высокого нынешнего уровня инвестиционной активности нефтяных компаний. Для этого необходимо, по крайней мере, не отменять существующих льгот по налогообложению при осуществлении компаниями вложений в основной капитал.

Заключение

Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве.

Нефтяные кампании делают весьма масштабные инвестиции. По темпам прироста вложения в нефтедобычу более чем в 4 раза превышают среднеотраслевые по промышленности.

Но основные фонды отрасли в значительной степени изношены, особенно велика степень их износа в нефтепереработке. Капитальный ремонт в нефтепереработке почти равен объему инвестиций. Недостаточность инвестиций в техническое перевооружение увеличивает вероятность техногенных катастроф.
Для увеличения объемов нефтедобычи, а также для модернизации нефтепереработки комплекс нуждается в больших капиталовложениях. Есть основания полагать, что для поддержания и развития производства нефтяные кампании делают значительно большие капитальные вложения, чем отражено в статистической отчетности. По авторитетным заявлениям руководителей нефтяного бизнеса, а также исходя из проведенных нами экономических расчетов, реальный объем инвестиций примерно на 30% превышает объем, зафиксированный в отчетности. Причины занижения объема инвестиций в основной капитал кроются в чрезмерно обременительной российской налоговой системе и общей политико-правовой неопределенности деятельности нефтяных кампаний. Финансовым источником для дополнительных инвестиций в нефтяной комплекс в значительной степени служат средства, сэкономленные при использовании механизмов трансфертного ценообразования.

Для модернизации нефтяного комплекса в ближайшие 5 лет в него необходимо вложить, по разным оценкам, 25-40 млрд. долл. Наиболее приоритетными направлениями инвестиций в нефтяной комплекс на ближайшую перспективу следует считать:
- инвестиции в транспорт нефти на экспортных направлениях, включая дальневосточное;
- инвестиции в промышленную инфраструктуру нефтедобычи, включая трубное хозяйство нефтяных кампаний;
- инвестиции в нефтепереработку, имея в виду, что реализуемые здесь капиталоемкие и продолжительные проекты требуют кардинального улучшения инвестиционного климата.

Вопреки распространенному мнению, инвестиции в геологоразведку для нефтяных кампаний не являются первоочередными. Значительный задел в этой области был сделан еще в советские годы. Отсюда вытекает необходимость отмены налога на ВМСБ, тем более, что бюджетное расходование отраслевых фондов, созданных на основе этих отчислений крайне неэффективно.

При сохранении высоких цен на нефть российские нефтяные компании располагают необходимыми ресурсами для финансирования инвестиций в основной капитал. Уникальность ситуации в том, что масштабного привлечения прямых западных инвестиций в комплекс в настоящее время не требуется. Однако любые фискальные ужесточения могут обернуться либо необходимостью заимствований за границей, либо провалами в инвестировании развития отрасли.

Действующая в отношении нефтяного комплекса система регулирования играет негативную роль. Особенно опасны непредсказуемая политика квотирования экспорта, неопределенная курсовая политика, устойчиво растущие цены на услуги монополистов. Но наибольшую дестабилизирующую роль в нефтяном комплексе в настоящее время играет экспортная пошлина, произвольно и непредсказуемо устанавливаемая правительством. При изъятии дополнительных доходов нефтяного сектора государство вправе использовать лишь стабильные налоги - роялти (взимаемый с учетом условий добычи) и налог на прибыль. В определенных условиях допустим налог на сверхприбыль, складывающуюся в результате роста мировых цен на нефть.

Основные черты реформы налогообложения нефтяного комплекса выглядят следующим образом:
- налог на ВМСБ сокращается до 2% или отменяется вовсе, отменяется и акциз на нефть;
- экспортные пошлины либо отменяются, либо устанавливаются законодательно по жесткой формуле, привязывающей их ставки к мировым ценам на нефть;
- обосновывается и вводится налог на сверхприбыль, возникающую от высоких мировых цен на нефть;
- облегчается налогообложение инвестиций. Действующие льготы по налогообложению капиталовложений безусловно сохраняются.

Список использованной литературы:

1. Глазьев С.Ю. Нефтяная рента: плюсы и минусы опыта Аляски//Налоги в гражданском обществе. – СПб, 2003.

2. Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский

Экономический Журнал. – 2003. - № 9.

3. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский

Экономический Журнал. – 2003. - № 9.

4. Стейнер Р. Налогообложение нефтедобычи и использование нефтяной ренты//Вопросы экономики. – 2003. - № 9.

5. Шмаров А.И. Нефтяной комплекс России и его роль в воспроизводственном процессе. – М., 2000.

6. http://www.akdi.ru

7. http://www.bp.com

8. http://www.federalreserve.gov

9. http://www.ipe.uk.com

10. http://www.nymex.gov

-----------------------
[1] Уже в следующем десятилетии число крупных игроков, вероятно, уменьшится наполовину. Слияние компаний ЮКОС и «Сибнефть» - один из признаков начала широкого процесса консолидации в этой сфере.
[2] Следует отметить, что многие иностранные фирмы являются на самом деле российскими компаниями, зарегистрированными за рубежом, чтобы извлечь выгоду из специальных привилегий, предоставляемых совместным предприятиям с иностранными партнерами.
[3] Russia Country Profile 2001. The Economist Intelligence Unit. L., 2001;
Oil Sector. Troika Dialog, M., May 2001.
[4] http://www.eia.doe.gov.
[5] Экономика России: рост возможен. Исследование производительности ключевых отраслей. – М.: McKinsey Global Institute, 1999

Страницы: 1, 2