О совместной разработке участков Западно-Приновоземельский, Южно-Русский и Медынско-Варандейский «Роснефть» договорилась с китайскими партнерами (компанией «CNPC»).

Разработку Федынского и Центрально-Баренцевского участков, расположенных в Баренцевом море, «Роснефть», являясь владельцем лицензии, будет вести совместно с итальянской компанией «ENI», которой принадлежит квота в 33,33% в совместном предприятии. Сделав важные открытия в оффшорной зоне Норвегии, «ENI» получила хороший опыт, который будет полезен для освоения арктического шельфа России посредством обмена технологией и персоналом. «ENI» обязуется компенсировать 33,33% расходов на приобретение лицензии и профинансировать все затраты на проведение геологоразведочных работ. Бурение поисковых скважин запланировано на 2019-2020 года.

Еще одной компанией, с которой было подписано соглашение о создании совместного предприятия для работ в Арктике, стала «Statoil» с долей в акционерном капитале в 33,33% (Персеевский участок в Баренцевом море).

Согласно распоряжению Правительства РФ, в начале 2013 года «Роснефть» получила право пользования недрами еще 12 участков, находящихся в Карском, Баренцевом, Чукотском морях и в море Лаптевых (7 из них были предоставлены американской компании «ExxonMobil»).

«Роснефть» приглашала и российские частные компании, но с весьма жесткими условиями: оплата всех расходов по геологоразведке и выплата «Роснефти» 0,25$ с каждого барреля нефти. Такие условия были объявлены не официально, но они предполагались быть одинаковыми для всех частных партнеров. На данный момент реально заинтересован в сотрудничестве только «ЛУКОЙЛ», который хочет добиться 49% доли в проекте.

«Роснефть» через свою дочернюю компанию «RN Nordic Oil AS» получила долю в лицензии на освоение участка шельфа Баренцева моря в Норвегии по итогам 22-ого лицензионного раунда. Оператором проекта является «Statoil», доля «RN Nordic Oil AS» составила 20%.

Возможно, именно предоставление выгодных условий для частных компаний ускорит процесс освоения континентального шельфа России. Частные компании могут дополнить деятельность государственных компаний, применив свой технологический потенциал и опыт, что приведет к росту показателей геологоразведки и добычи на арктическом шельфе.

Одним из первых претендентов на доступ к арктическому шельфу среди частных компаний является «ЛУКОЙЛ». В 2011 году Министерство энергетики и нефти Норвегии подтвердило готовность компании к работе на континентальном шельфе страны. В 2013 году «ЛУКОЙЛ» стал партнером в двух норвежских проектах с долями в 20% (район Finnmark) и 30% (район Fingerdjupet). Также «ЛУКОЙЛ» принял участие и в 23 лицензионном раунде в Норвегии, но итоги конкурса будут подведены только в следующем году. Опыт освоения полученных блоков позже может быть применен для разработки северного континентального шельфа России, в случае доступа компании.

Однако со стороны государства необходимы жесткие требования к участию частных компаний, особенно иностранных. Такие компании должны иметь возможность компенсировать повышенные риски от участия в крупных и сложных проектах. Согласно Стратегии развития Арктической зоны РФ, важную роль в освоении региона играет обеспечение безопасности России. Д.О. Рогозин отмечает: «Освоение Арктики - это вопрос национальной безопасности».

Для реализации первой фазы проекта разработки Штокмановского месторождения была создана компания специального назначения «Shtokman Development AG», участниками соглашения были компании «Газпром», «Total» и «Statoil» с долями в капитале - 51%, 25% и 24% соответственно. Летом 2012 года «Газпром» выкупил долю норвежской компании, что означает выход «Statoil» из проекта. На данный момент «Газпрому» принадлежит 75%, а «Total» - 25% в капитале «Shtokman Development AG». К настоящему времени разработка месторождения еще не началась (начало добычи, запланированное сначала на 2014, а затем на 2016 год, было отложено).

В 2005 году «Газпром» получил лицензию на разработку Долгинского месторождения, находящегося в Печорском море, которая потом была передана компании «Газпром нефть». Начало промышленной разработки данного месторождения запланировано на 2020 год.

Если «Газпром» получит лицензии на освоение участков в Чукотском (на стыке с Восточно-Сибирским морем) и Печорском морях, то он будет сотрудничать с компанией «Shell», которой будет принадлежать 33,3% доля в совместном предприятии. Меморандум о совместной разработке углеводородов на арктическом шельфе РФ с голландской компанией уже подписан.

Согласно Закону РФ «О недрах», срок геологического изучения недр на континентальном шельфе ограничен 10 годами. Отдельной лицензии на право пользования недрами с целью геологического изучения не предусмотрено.

Итак, следствиями законодательных ограничений является то, что на арктическом континентальном шельфе частные российские и иностранные компании не могут стать владельцами лицензий на разработку углеводородных месторождений (в том числе и те, которые имеют значительный опыт работы на шельфе). Региональные и поисковые работы могут проводиться только при наличии лицензии с правом на добычу и только двумя компаниями.

Достаточно медленные темпы ведения работ по освоению Арктики в России являются следствием существующей системы регулирования. Лицензионные участки отличаются огромными площадями, а требования к ГРР на них минимальны. В качестве примера можно привести 23 перспективных структуры, находящихся на трех Восточно-Приновоземельских участках в Карском море, лицензии на разработку которых принадлежат ОАО «НК «Роснефть». Согласно лицензионным обязательствам, «Роснефть» должна пробурить на всех трех участках только 4 поисковые скважины до 2020 года. Но по планам компании к 2018 году завершится этап сейсмики только на одном участке (Восточно-Приновоземельском-1). Эксперты, выражающие мнение и надежды Минприроды РФ, считают, что если бы компания имела более жесткие лицензионные обязательства по проведению комплекса ГРР (например, одновременно на каждой структуре), то уровни добычи к 2030 году могли бы быть гораздо выше.

В 2014 году Правительство РФ намерено ввести наказание за нарушение лицензионных обязательств для «Газпрома» и «Роснефти» в Арктике, которые не торопятся начинать разработку месторождений. Наиболее вероятной экономической санкцией является лишение льгот по НДПИ и/или экспортной пошлине на период задержки сроков, указанных в лицензиях.

Норвегия

Нефтегазовая отрасль играет ключевую роль в экономике Норвегии. Она является крупнейшим источником доходов страны, а также важнейшим драйвером технологического и инновационного развития (в том числе и других отраслей экономики). Углеводородные запасы признаются национальным достоянием, поэтому разрабатываться они должны на благо общества. В 2012 г. на нефтяной сектор пришлось 23% ВВП, 30% поступлений в государственный бюджет, более 50% экспортных доходов и около 250 000 рабочих мест.

Все нефтегазовые ресурсы Норвегии расположены на шельфе (в отличие от России, которая обладает значительными запасами углеводородного сырья на суше). Сейчас в разработке находится 76 месторождений. Арктическими являются месторождения Норвежского и Баренцева морей. Норвежский нефтяной директорат оценивает общее количество углеводородных ресурсов в 13,6 млрд. м³ нефтяного эквивалента, из которых добыто только 44% (по данным за 2013 год).

Промышленная добыча нефти в Норвегии началась только в 1971 году. Однако сейчас Норвегия занимает седьмое место среди крупнейших мировых экспортеров нефти и третье - среди экспортеров газа (по данным за август 2013 года).

За формирование энергетической политики Норвегии отвечает Министерство энергетики и нефти. Оно же играет ключевую роль в выдаче лицензий. Оперативный контроль (финансовый и технологический) за выполнением условий лицензий осуществляет Норвежский нефтяной директорат, который подведомственен Министерству.

На момент открытия запасов нефти на шельфе Норвегия не имела ни технологий, ни квалифицированных рабочих, ни компании, которая бы начала промышленную добычу. В то время инициатива исходила только от иностранных компаний, и стране было необходимо сформировать строгие меры регулирования нефтегазового сектора.

Для ведения государством непосредственной предпринимательской деятельности была основана национальная компания «Statoil». Позже она была частично приватизирована (сейчас доля государства составляет 67%), что позволило ей повысить эффективность и диверсифицировать риски.

В 80-х годах в Норвегии была создана система SDFI (State's Direct Financial Interest), заключающаяся в прямом участии государства в нефтедобыче на норвежском континентальном шельфе. В настоящее время SDFI управляется полностью государственной компанией «Petoro» (до этого эту функцию выполняла «Statoil»), которая сама не является владельцем каких-либо лицензий. На начало 2011 года правительство Норвегии имело прямую долю в 146 лицензиях на добычу. Механизм SDFI предполагает оплату государством части капитальных и операционных затрат и получение части доходов от продажи нефти и газа пропорционально доле в проекте.

Еще одной задачей, которую поставило государство с открытием углеводородных ресурсов, было создание и развитие норвежского нефтегазового сообщества. Таким сообществом является INTSOK, членами которого являются Правительство в лице Министерств (иностранных дел, энергетики и нефти, торговли и промышленности), компания «Statoil», различные профессиональные организации (например, ассоциация нефтегазовой промышленности, норвежская ассоциация судовладельцев). Работа данного сообщества (в Норвегии и за рубежом) способствует росту и интернациональному развитию нефтегазового сектора страны. Ключевой деятельностью INTSOK является обмен знаниями и деловым опытом между его членами.

Доходы от нефтегазовой промышленности Норвегии поступают в Государственный Пенсионный Фонд. В 2012 году в этот фонд поступило более 270 млрд. норвежских крон (около 38 млрд. долларов). Получая колоссальные доходы от одной отрасли, государство должно уметь правильно их использовать. И Норвегия - хороший пример. Средства, поступающие в Государственный Пенсионный Фонд, инвестируются в иностранные ценные бумаги, что позволяет избежать так называемой голландской болезни. Фонд, являясь одновременно сберегательным и стабилизационным, обеспечивает долгосрочную стабильность бюджетной системы страны.

Успех норвежской экономики в значительной степени основан на больших инвестициях в НИОКР. Норвегия готова продолжать вкладывать значительные средства в отрасль, которая и так приносит большие доходы. В 2012 году объем вложений в нефтегазовую отрасль составил 29% всех инвестиций.

Национальный контроль нефтегазовой промышленности препятствует переходу ее в собственность иностранных компаний, которые участвуют в норвежских проектах. Норвегия активно привлекает частных зарубежных партнеров для повышения экономической эффективности разработки месторождений.

Как показывает практика, чем сложнее условия освоения шельфа Норвегии, тем меньше доля государства. По данным Министерства энергетики и нефти, в 2011 году в Баренцево море было выдано 4 лицензии, и только в двух из них государство приняло участие (доля SDFI составила 20% и 30%).

Согласно норвежскому концессионному законодательству, собственником нефтяных ресурсов является государство, и никто кроме него не может осуществлять добычу без лицензий. Как правило, разработка месторождений в Норвегии осуществляется консорциумами с участием государства. Оператор, как член этого консорциума, является владельцем лицензии, и он совсем не обязательно должен иметь контрольный пакет в проекте.

В Норвегии существует два вида лицензий: на поисково-разведочную деятельность и на добычу. Лицензии на разведку выдаются обычно на 3 года, и они не дают никаких преимуществ при распределении лицензий на добычу.

Лицензии на добычу выдаются по итогам лицензионных раундов, которые начинаются с того, что компании высказывают свои предложения по набору блоков, которые они хотели бы разрабатывать. Затем Министерство энергетики и нефти оглашает перечень блоков, попавших в список лицензирования. Заявки на получении лицензий компании подают по отдельности либо в составе групп. Такая система лицензирования существует в Норвегии с 1965 года. Срок лицензии на добычу составляет 10 лет. Владелец может продлить срок действия лицензии не более чем на 30 лет (в исключительных случаях, до 50 лет).

В 2003 году правительством страны был введен еще один тип лицензионных раундов, который называется «APA system». Раунды APA (Awards in Predefined Areas) созданы для выдачи лицензий на зрелые участки шельфа, которые заранее определяются правительством и предоставляются компаниям на выбор. Они геологически изучены и уже хорошо разведаны. Поэтому нельзя ожидать в таких районах крупных открытий. Однако добыча может оказаться экономически эффективной в связи с имеющейся там инфраструктурой (оборудование, транспортная система и др.).

Система APA подтверждает нацеленность правительства Норвегии на максимальное извлечение пользы из имеющихся углеводородных запасов. В APA раунде 2013 года было распределено 65 добычных лицензий, из них 19 пришлось на Норвежское море, а 8 - на Баренцево море. Такое количество выданных лицензий свидетельствует о высоком интересе к изученным участкам норвежского шельфа и о конкурентоспособности страны на международном уровне.

Большое внимание при выдаче лицензий на добычу уделяется анализу возможностей претендующих компаний: финансовых и технологических, опыту работы на континентальном шельфе Норвегии и в других регионах, пониманию геологии блоков, указанных в заявках. Государственные органы, выдавая лицензии, могут объединять компании в группы, несмотря на то, что заявки подавались ими индивидуально (например, если они претендуют на одни и те же блоки).

Согласно норвежскому законодательству, лицензии могут выдаваться как юридическому, так и физическому лицу. Но как показывает практика, заявки подаются только компаниями. Юридическое лицо должно быть зарегистрировано в Норвегии или в другой стране, подписавшей соглашение о Европейском экономическом пространстве. Кроме того, компания должна получить квалификацию лицензиата на континентальном шельфе в Норвежском нефтяном директорате. По данным на 27 августа 2013 года, квалификацию лицензиата получило 25 компаний, оператора - 43 компании. Необходимо отметить, что государственные компании не имеют никаких преимуществ в отношении лицензионных обязательств.

Канада

Недра континентального шельфа Арктики в Канаде находятся в распоряжении федерального правительства страны, и лицензии (на разведку, на значительное открытие и на добычу) предоставляются Министром природных ресурсов. Лицензия на поисково-разведочную деятельность выдается после сбора заявок на желаемые участки на срок до 9 лет по результатам конкурса (наибольшее значение имеет объем работ, которые намерены провести участники). В случае нахождения крупного месторождения выдается неограниченная по времени лицензия значительного открытия, которая дает недропользователю исключительное право на добычу на этом участке. Обязательным условием получения компанией разрешения на добычу является регистрация в Канаде (для разведочной лицензии такого ограничения нет). Лицензия на добычу может быть выдана также и физическому лицу - гражданину или резиденту Канады. Первоначальный срок лицензии на добычу (9 лет) может быть продлен до 25 лет.

Правительственная доля в капитале «Panarctic Oils», занимавшейся исследованием Арктики, была передана созданной позднее национальной нефтяной компании «Petro-Canada», которая была полностью приватизирована в 2004 году.

США

Прибрежная 3-мильная зона арктического шельфа США находится в юрисдикции штата Аляска, а внешний континентальный шельф Арктики - в федеральном ведении. Региональная и федеральная власть имеет полномочия запретить бурение и добычу углеводородов на некоторых территориях в целях защиты окружающей среды.

Чтобы получить право на разработку арктических запасов, компания должна арендовать участок (первый срок - 5 лет, но он может быть продлен до 10 лет). Программа аренды основана на закрытом аукционе, критерием выбора является величина бонуса. Выдачу участков в аренду осуществляет BOEM (Бюро по управлению энергией океана). Этот же орган выдает разрешения на геологическое изучение, которое проводится в США негосударственными компаниями. Государство в разработке шельфовых месторождений Арктики прямого участия не принимает, оно имеет долю в добыче только в виде роялти.

Российский подход к предоставлению недр арктического шельфа в пользование компаниям заметно отличается от тех, которые применяются в зарубежных странах. В странах с либеральным подходом, как США и Канада, в настоящее время полностью отсутствует прямое государственное участие в добыче. В Норвегии же оно есть, но по законодательству государство не имеет минимальной обязательной доли, в отличие от России. Частные компании участвуют в разработке шельфа Норвегии, как правило, в консорциуме с государственной компанией. В Норвегии и Канаде существует отдельная лицензия на поисково-разведочную деятельность, в США компании тоже имеют право получить разрешение на ее проведение, без добычи. В России же такой возможности нет, геологическое изучение может проходить только в рамках совместной лицензии. В рассмотренных странах, за исключением России, лицензии выдаются на основе конкурса (Норвегия, Канада) или аукциона (США).

Сравнительный анализ систем налогообложения в России, Норвегии, Канаде и США

Россия

Огромную роль в реализации нефтегазовых проектов на арктическом континентальном шельфе играет фискальный режим, устанавливаемый государством. Если бы в России к освоению шельфовых месторождений применялись те же налоговые ставки, что и к месторождениям на суше, то большая часть проектов при таких условиях оказалась бы экономически неэффективна (величина НДПИ и таможенной пошлины изымают более 70% от экспортной цены). Действующая налоговая система не обеспечивает достаточную инвестиционную привлекательность освоения арктических месторождений, поэтому вынужденной мерой для Правительства РФ является принятие законодательных поправок, касающихся налогообложения шельфовых проектов.

Одна из поправок заключалась в предоставлении для арктического шельфа каникул по НДПИ в зависимости от вида лицензии: на 10 лет - для целей разведки и добычи полезных ископаемых, на 15 лет - для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи. При этом объем льготы не должен превышать 35 млн. т добытой нефти.

Не так давно вопрос налогообложения шельфовых проектов оставался открытым. 12 апреля 2012 года было подписано Распоряжение Правительства Российской Федерации № 443-р о принятии мер в целях повышения инвестиционной привлекательности новых проектов освоения морских углеводородных месторождений. Минфину, Минэкономразвития и Минэнерго России необходимо было предоставить в Правительство согласованные предложения, касающиеся системы налоговых льгот шельфовых проектов, к 1 октября 2012 года, однако этот срок был пропущен.

До подписания данного Распоряжения с июля 2012 года правительством страны была предоставлена Приразломному месторождению льготная ставка таможенной пошлины, формула для расчета которой выглядит следующим образом: 0,45*(Р-365), где Р - цена 1 т нефти в долларах.

11 сентября 2013 года наконец был принят Федеральный закон № 268-ФЗ. Закон предусматривает значительное количество льгот в целях стимулирования добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе России, которые вступают в силу 1 января 2014 года.

Согласно изменениям в Налоговом кодексе РФ, если промышленная разработка морского месторождения начинается после 1 января 2016 года, то оно называется «новым». На такое месторождения каникулы по НДПИ не распространяются, и НДПИ взимается по следующим налоговым ставкам:

· 15% - для месторождений в Печорском море на срок до 7 лет с начала промышленной добычи, но не позднее 2032 года;

· 10% - для месторождений в Баренцевом море южнее 72? с. ш. на срок до 10 лет с начала промышленной добычи, но не позднее 2037 года;

· 5% - для месторождений в северной части Баренцева моря (на 72? с. ш. и севернее), в Карском, в Восточно-Сибирском, Чукотском морях и море Лаптевых на срок до 15 лет, но не позднее 2042 года.

При этом налогооблагаемая база НДПИ определяется как стоимость добытой нефти в мировых ценах.

Компании не выплачивают налог на имущество, расположенное на арктическом шельфе РФ. Продажа нефтегазовых ресурсов, добытых в арктическом регионе России, при вывозе заграницу не облагается НДС.

Для арктических проектов к амортизации может применяться повышающий коэффициент (не выше 3). Компании имеют право переносить убытки на будущее, уменьшая налоговую базу (на неограниченный срок), и создавать резерв предстоящих расходов на завершение деятельности по добыче нефти и газа. Резерв может быть создан при достижении степени выработанности запасов 70%, при этом годовые отчисления в него не могут превышать 1% дохода за тот же период.

Также компании, добывающие углеводородное сырье в Арктике, согласно новой поправке в Законе РФ «О таможенном тарифе», освобождаются от уплаты экспортной пошлины на период до 2032 года для месторождений в Печорском море и до 2042 года для месторождений в других арктических морях России.

Норвегия

К настоящему времени Норвегия полностью отказалась от налогообложения валового дохода от добычи углеводородов. Роялти для новых лицензий был отменен еще в 1986 году, для старых месторождений шла постепенная отмена с 2000 года, и с 2005 года он не взимается вообще.

База налога на прибыль определяется на основе цены нефти, которую определяет Король Норвегии. Право установления такой цены может быть передано подчиненному органу (например, Министерству финансов). Нормативная цена - это та цена, по которой может быть продана нефть независимыми участниками свободного рынка (которые не могут договориться о своей цене исходя из общих интересов). Цена на сырую нефть устанавливается по итогам всеобъемлющей оценки состояния рынка. При этом заинтересованные стороны имеют право дать комментарии и высказать свое мнение до оглашения нормативной цены. Применение нормативных цен позволяет исключить продажу нефти по заниженным ценам (например, дочерним компаниям).

Прибыль нефтегазовых компаний облагается корпоративным налогом, ставка которого c 1 января 2014 года в соответствии с новой правительственной налоговой программой Министерства финансов установлена на уровне 27% (до этого была 28%).

Также, согласно Закону Норвегии «О налогообложении нефти», компании, получающие прибыль от добычи и транспортировки нефти, обязаны уплачивать специальный нефтяной налог. Его ставка равна 51% с 1 января 2014 года (до этого была 50%). По отношению к данному налогу разрешено применение аплифта по затратам в размере 5,5% в течение первых 4 лет (по данным на 5 мая 2013 года). Такая надбавка уменьшает налогооблагаемую базу специального нефтяного налога (на 5,5%*4=22% величины инвестиций).

Таким образом, суммарная ставка налога на прибыль очень высока и равна 78%.

Затраты на НИОКР в процессе освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа вычитаются при начислении как корпоративного, так и специального налога на прибыль. Расходы на ликвидацию нефтегазовых промыслов также уменьшают базу налога на прибыль.

В нефтегазовой промышленности Норвегии применяется линейная амортизация сроком 6 лет. Поэтому ставка амортизационных отчислений составляет 16,67% в год.

Ставка НДС в Норвегии равна 25%. Товары, используемые для освоения шельфовых месторождений, не облагаются налогом на добавленную стоимость. Нулевая ставка НДС предусмотрена для продажи углеводородов вне территориальных границ действия Закона о НДС (в том числе на континентальном шельфе). То есть, при экспорте добытой на шельфе нефти и газа, когда смена собственника происходит за пределами страны, налог на добавленную стоимость не выплачивается. А если нефть продается на внутреннем рынке Норвегии, то продажа нефти облагается НДС.

Налог на СО₂ был введен в 1991 году в целях сокращения выбросов углекислого газа при добыче нефтегазовых ресурсов. Он относится к затратам по основной деятельности и подлежит вычету при начислении корпоративного и специального налогов.

Налог на СО₂ выплачивается за кубический метр газа, сожженный или выпущенный в атмосферу или за 1 литр сожженной нефти. С 1 января 2014 года удельная ставка налога составляет 0,98 норвежских крон за 1 кубический метр газа/литр нефти.

Сбор за территорию способствует более эффективному использованию лицензионных площадей, предназначенных для освоения нефтегазовых ресурсов. В течение первоначального периода лицензии на добычу (обычно длится 6 лет, максимум - 10 лет), когда идет разведочная деятельность, согласно обязательной программе, плата за территорию не взимается. Далее владелец лицензии должен ежегодно уплачивать сбор за территорию за каждый квадратный километр. Размер сбора увеличен с 1 января 2014 года: в первый год - с 30 000 до 34 000 норвежских крон за кв. км, во второй - с 60 000 до 68 000, в третий и последующие года - с 120 000 до 137 000.

Компании могут быть освобождены от уплаты сбора в случае предоставления Плана Развития и Эксплуатации Министерству нефти и энергетики. Также компании могут подать заявление на освобождение от уплаты сбора за территорию, если инфраструктура района малоразвита или лицензиату предстоит широкомасштабная работа.

Что касается налога на имущество, то это местный налог, его ставка не превышает 1% и варьируется по регионам. Не все муниципалитеты взимают этот налог.

Экспортная пошлина в Норвегии не выплачивается.

Чистый денежный поток средств в государственный бюджет от нефтегазовой промышленности в 2011 году составил 355 млрд. норвежских крон, из них 60% - налог на прибыль (корпоративный и специальный), 1% - прочие налоги (налог на СО₂ и территориальные сборы), 35% - прямая государственная доля (SDFI), 4% - дивиденды «Statoil».

Канада

При добыче на федеральном континентальном шельфе Арктики в Канаде недропользователь обязан уплачивать роялти и налог на прибыль. Ставка налога на прибыль равна 26,5%.

Ставка роялти варьируется от 1% до 5% в зависимости от сроков разработки. С момента окупаемости проекта размер роялти составляет 30% от чистого дохода, если данная сумма превышает 5% валового дохода.

США

Деятельность нефтегазодобывающих компаний на федеральном шельфе США облагается так же, как и в Канаде, налогом на прибыль и роялти. Ставка налога на прибыль равна 35%, ставка роялти на Аляске - 12,5%. Еще одним источником государственного дохода являются бонусы, уплачиваемые для получения лицензий. Компании также обязаны платить государству за территорию, на которой ведется разработка. Размер таких платежей устанавливается за единицу лицензионной площади (в США это акр) в зависимости от стадии проекта и глубин добычи.

Чистый доход от добычи на шельфе, находящемся в юрисдикции штата Аляска, облагается также налогом «production tax», для которого применяется аплифт 20% и другие вычеты. С 1 января 2014 года для него была отменена прогрессивная шкала, при которой он мог достигать 75%, и теперь ставка налога составляет 35%.

Итак, фискальное регулирование деятельности на арктическом шельфе в России сильно отличается от иностранных подходов. Основным налоговым инструментов зарубежных стран является налог на финансовый результат (налог на прибыль или на чистый доход), чего нельзя сказать о России. По сравнению с Норвегией, Канадой и США, в России применяется наименьшая ставка налога на прибыль (20%). Также в России нет ресурсно-рентного налога. Норвегия - единственная из рассмотренных стран, где отсутствует налог на валовой доход. В США для получения лицензии компании выплачивают бонусы, которые, по сути, исполняют роль изымающего ренту налога и иногда даже превышают величину роялти. В России в качестве бонуса выплачивается разовый платеж, определяемый Правительством РФ. В США, Норвегии и России существуют выплаты за каждую единицу лицензионной территории (в России это регулярные платежи за пользование недрами, выплачиваемые за площадь участка).



2. Анализ экономической эффективности арктического проекта

2.1 Модель разработки условного нефтяного месторождения

В настоящее время основная часть месторождений континентального шельфа Арктики еще не готова к промышленной разработке. Причиной медленного освоения арктического шельфа является низкая рентабельность, связанная с огромным размером инвестиций, необходимых для разработки морских месторождений в тяжелых природно-климатических условиях. Цель данного анализа - выяснить, при каких условиях (налоговой системы России или Норвегии) выше экономическая эффективность разработки условного месторождения в Баренцевом море, какие факторы больше всего влияют на рентабельность проекта.

Условное месторождение расположено в России, на континентальном шельфе Баренцева моря, в южной его части. Оно является новым морским месторождением, так как добыча нефти приходится на период после 2016 года. Базовое предположение модели заключается в том, что вероятность нахождения нефти равна 1, а добыча газа, запасы которого могут быть открыты во время разработки месторождения, не учитывается.

Сильное воздействие на величину капитальных и операционных затрат и на транспортные издержки оказывают такие природные факторы, как климат, ледовая обстановка, глубина моря, удаленность от берега. Именно этими условиями определяется выбор типа платформы, срок проведения геологоразведочных работ и стоимость бурения.

Тип добывающей платформы - морская ледостойкая стационарная (МЛСП) со сроком эксплуатации 30 лет. На центральной технологической платформе (ЦТП) проходит подготовка добытой нефти перед ее транспортировкой на берег по подводным трубопроводам.

В данном проекте применяется линейная схема расчёта амортизации. Нормативный срок использования амортизируемого имущества - 10 лет.

Половина добытой нефти идет на экспорт. Курс доллара равен 34 руб., курс норвежской кроны - 0,16 долл. Цена реализации нефти на внешнем рынке равна - 108 долл./барр. (788,4 долл./т), на внутреннем рынке России - 16083 руб./т., Норвегии - 473 долл./т (такая же, как в России).

Наибольший вес в затратах на промысловое обустройство месторождения имеют строительство МЛСП и ЦТП, подводной коммуникации и трубопроводов и проведение природоохранных мероприятий, крайне необходимых в столь чувствительной к антропогенному воздействию арктической природной среде.

В структуре операционных затрат (OPEX), приведенной на рис. 4, наибольшую долю (42,3%) составляют налоги и платежи, включаемые в себестоимость, около 20% всех OPEX приходится как на текущие затраты, так и на амортизационные отчисления, чуть меньше (15,9%) - на транспортные расходы при экспорте нефти.

Реализация проекта в целом длится 35 лет (с 2015 по 2049 года). Первые 6 лет проводится геологоразведка месторождения, на 7 год (2021 г.) заканчивается промысловое обустройство и начинается добыча нефти. Максимальный отбор нефти достигается на 4 год промышленной добычи (в 2024 г.) и равен 5 927 тыс. т. Профиль добычи представлен на рис. 5. Накопленный объем добычи за проектный срок составит 98 226 тыс. т.

В модели сделано предположение о том, что часть добытой нефти (2,5%) используется на собственные нужды. Общее количество товарной нефти равно 96 262 тыс. т.

2.2 Методика оценки экономической эффективности проекта

Для компании традиционным методом оценки экономической эффективности проектов по добыче нефти и газа является расчет чистого дисконтированного дохода NPV (Net Present Value). Данный показатель равен разности текущей стоимости притока и оттока денежных средств.

Расчет чистого дисконтированного дохода NPV произведен с помощью программы Excel .

,

где DCF_t - чистый дисконтированный денежный поток в году t.

,

где NCF_t - чистый денежный поток в году t, i - ставка дисконтирования.

,

где INFLOW_t - показатель притока денежных средств в году t, а OUTFLOW_t - показатель оттока денежных средств в году t.

Чистый денежный поток NV равен:

Приток денежных средств компании равен выручке, которую она получает от продажи добытой нефти на внешнем и внутреннем рынках. Формула оттока денежных средств различается по странам в зависимости от применяемой системы налогообложения.

В условиях налоговой системы России:



,

где TR_t - общая выручка от реализации нефти, CAPEX_t - капитальные затраты, OPEX_t - операционные затраты, VAT_t - налог на добавленную стоимость, NDPI_t - налог на добычу полезных ископаемых, N_PRt - налог на прибыль, EXP_t - экспортная пошлина, TRANSP_t - транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, RESERV_t - отчисления в резерв предстоящих расходов в году t.

В условиях налоговой системы Норвегии:

где TR_t - общая выручка от реализации нефти, CAPEX_t - капитальные затраты, OPEX_t - операционные затраты, VAT_t - налог на добавленную стоимость, N_CO2t - налог на выброс углекислого газа, AREAFEE_t - сбор за территорию, CORPN_PRt - корпоративный налог на прибыль, SPECIALN_PRt - специальный налог на прибыль, TRANSP_t - транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, LIQUID_t - отчисления в ликвидационный фонд в году t.

Отчисления в резерв предстоящих расходов в России и отчисления в ликвидационный фонд в Норвегии представляют собой затраты компании на ликвидацию промысла после завершения добычи на месторождении, поэтому они учитываются в оттоке денежных средств. Отчисления в амортизационный фонд не вычитаются из денежного потока, так как в оттоке учтены сами капитальные затраты.

Также показателями экономической эффективности проекта являются внутренняя норма доходности (IRR), срок окупаемости, индекс доходности затрат (ИД) и инвестиций (PI).

IRR - это процентная ставка, при которой NPV=0.

Срок окупаемости - это период времени, по истечении которого NPV принимает только положительное значение.

Для расчета индекса доходности затрат (ИД) и инвестиций (PI) компании были взяты формулы, используемые компанией «ЛУКОЙЛ»:

где TR_t - общая выручка от реализации нефти, CAPEX_t - капитальные затраты, OPEX_t - операционные затраты, TAX_t - налоговые расходы по проекту, TRANSP_t - транспортные расходы, связанные с экспортом нефти, RESERV_t(LIQUID_t) - отчисления в резерв предстоящих расходов/в ликвидационный фонд в году t, i - ставка дисконтирования.

В качестве доходов государства будут рассмотрены налоговые выплаты компаний (Россия, Норвегия) и чистый доход от участия в качестве инвестора (Норвегия при SDFI=30%).

В условиях налоговой системы России:

Государство имеет приток денежных средств от уплаты налогов добывающей компанией:

.



В условиях налоговой системы Норвегии:

Все налоги и сборы, уплачиваемые компанией, являются доходом государства. Кроме того, государство имеет приток и отток денежных средств в связи с его прямым участием в проекте в качестве инвестора (пропорционально доле SDFI). Его денежный поток складывается из следующих элементов:

,.

Чистый доход государства равен разности INFLOW_t и OUTFLOW_t

2.3 Экономическая эффективность проекта в условиях налоговой системы России

В России государственное регулирование приводит к существованию следующих налоговых условий, в рамках которых будет реализовываться проект.

· НДС. Выплачивается при продаже нефти на внутренний рынок. Ставка равна 18%.

· НДПИ. Согласно новым законодательным изменениям, налоговые каникулы для нового морского месторождения не предоставляются. В течение 10 лет с момента начала промышленной добычи ставка равна 10% от стоимости добытой нефти в мировых ценах, после (с 2031 года) - НДПИ взимается стандартным способом и равен 559*К_ц*К_в, где К_ц - коэффициент цен на нефть, К_в - коэффициент выработанности месторождения (559 руб. - ставка НДПИ с 2016 года).

· Налог на имущество. Не выплачивается.

· Экспортная пошлина. Не выплачивается до 2042 года. Затем по стандартной схеме: 29,2+0,6*(P-182,5) долл./т, где P - цена нефти на внешнем рынке (при условии, что цена больше 25 долл./барр.).

· Налог на прибыль. Ставка равна 20%.

Отчисления в резерв предстоящих расходов на завершение добывающей деятельности начинаются после достижения 70% выработанности месторождения и не могут превышать 1% годового дохода. По предположению, принятому в модели, ежегодные расходы на такой резерв составляют 10% капитальных затрат.

Проект характеризуется достаточно длительными сроками окупаемости, что не удивительно в условиях арктического шельфа (на графике денежные потоки приведены в млн. долларов для идентичного сравнения с потоками, получаемых в налоговых условиях Норвегии).

Итак, разработка условного российского месторождения в южной части Баренцева моря приносит компании положительный NPV даже при ставке дисконтирования 15%. Значение индексов доходности затрат и инвестиций, соответственно, больше 1. Это говорит о том, что в условиях действующей налоговой системы России, предусматривающей значительные льготы, проект является рентабельным. Проект окупается за 11 лет при дисконте 10% и за 12 лет при дисконте 15%.

Недисконтированный доход государства от выплаты компанией налогов при реализации проекта, равен 777 225 млн. руб. и состоит из налога на добычу полезных ископаемых, налога на добавленную стоимость, налога на прибыль и экспортной пошлины. Половина суммарного дохода от проекта, поступающего в бюджет РФ, приходится на НДПИ.

С учетом дисконта 10% доход государства составляет 169 065 млн. руб., а 15% - 93 242 млн. руб.

Применение налоговых льгот играет решающую роль в экономической эффективности проекта. При их отсутствии проект становится нерентабельным для компании: NPV<0 при ставке дисконтирования 10% и 15% .

В рассматриваемой модели льготы по НДПИ (ставка 10% в течение 10 лет с момента начала добычи) сокращают суммарные выплаты по НДПИ на 33% (дисконтированные величины: при ставке 10% - на 45%, при ставке 15% - на 50%). Льготы по экспортной пошлине (отмена до 2042 года) уменьшают суммарные выплаты на 90% (дисконтированные величины: при ставке 10% - на 98%, при ставке 15% - на 99%). Налоговые льготы увеличивают налог на прибыль в 7,5 раз (дисконтированные величины: при ставке 10% - в 13 раз, при ставке 15% - в 16,7 раз). В результате ввода льготной системы налогообложения доход государства в виде налоговых выплат снижается на 44% (при дисконте 10% - на 52%, при дисконте 15% - на 54%).

Таким образом, проект по добыче нефти на условном арктическом месторождении оказывается рентабельным для компании в условиях действующей налоговой системы России, предполагающей значительные льготы. Льготы по НДПИ и экспортной пошлине позволяют недропользователю окупить высокие затраты и получить положительный NPV.

Создавая выгодные условия для компаний, государство, можно сказать, принимает на себя риски, теряя значительную часть налоговых поступлений в бюджет. Однако такой подход способствует продвижению в освоении шельфа Арктики. Введение льгот открывает доступ к запасам нефти и газа, извлечение которых ранее было экономически неэффективно. Разработка арктических месторождений приведет к повышению уровня добычи углеводородов в России, развитию инфраструктуры северных территорий, созданию новых рабочих мест и росту прибыли добывающих компаний. Не стоит забывать о том, что сейчас к континентальному шельфу России допущены компании, принадлежащие на 50% и более государству. Это значит, что государство получит от реализации проектов еще и часть чистой прибыли, как акционер, в виде дивидендов.

Помимо экономической эффективности освоения Арктики крайне важен вопрос влияния на экологию региона, столь чувствительного к антропогенному воздействию. По мнению экспертов, в случае аварии ликвидировать в арктических условиях можно только до 15% разлитой нефти, которая может распространиться за пределы Арктики. Поэтому России нужны серьезные технологические решения, которые обеспечат не только рентабельность добычи на континентальном шельфе Арктики, но и ее безопасность для окружающей среды.

2.4 Экономическая эффективность проекта в условиях налоговой системы Норвегии

Государственное регулирование Норвегии создает для проекта следующие условия налогообложения.

· НДС. Выплачивается при продаже нефти на внутренний рынок. Ставка равна 25%.

· Корпоративный налог на прибыль. Ставка равна 27%. Нормативные цены на нефть в модели равны 788,4 долл./т на внешнем рынке и 473 долл./т на внутреннем рынке.

· Специальный налог на прибыль. Ставка равна 51%. База этого налога равна базе корпоративного налога на прибыль за вычетом аплифта (5,5% от капитальных вложений в течение 4 лет)

· Налог на имущество. Не выплачивается.

· Экспортная пошлина. Не выплачивается.

· Налог на CO₂. Выплачивается пропорционально объему сожженной нефти по 0,98 норвежских крон (0,157 долл.) за литр.

· Сбор за территорию. Взимается с начала добычи пропорционально площади месторождения: в первый год - 34 000 норв. крон (5 440 долл.) за 1 км², во второй - 68 000 норв. крон (10 880 долл.) за 1 км², в последующие года - 137 000 норв. крон (21 920 долл.) за 1 км².

При применении в модели налоговой системы Норвегии пусть отчисления в ликвидационный фонд формируются также, как и резервы предстоящих расходов в России, то есть начинаются после достижения 70% выработанности месторождения и составляют 10% капитальных затрат, но не превышают 1% годового дохода.

Предположим, что в проекте освоения условного нефтяного месторождения на юге Баренцева моря участвует компания с долей в 70% и государство с долей 30% (через механизм SDFI). Государство оплачивает 30% затрат и получает 30% суммарной выручки.

Несмотря на такую высокую суммарную ставку налога на прибыль (78%), проект, тем не менее, является рентабельным для компании и имеет следующие показатели экономической эффективности.

Необходимо отметить, что столь высокие доходы связаны главным образом не с прямым участием государства, а с самой системой налогообложения. Если бы государство не выступало инвестором проекта, то есть доля SDFI была равна 0%, то показатели экономической эффективности для компании были бы чуть выше, а доход государства оставался на таком же высоком уровне.

При дисконте 10% NPV компании больше в 1,5 раза при отсутствии в проекте государственной доли, срок окупаемости и показатели доходности затрат и инвестиций остаются на таком же уровне. При дисконте 15% NPV компании больше в 1,7 раза, срок окупаемости - меньше на год, а показатели доходности затрат и инвестиций практически не меняются.

В случае нулевой доли SDFI денежный поток государства состоит только из притока денежных средств, так как оно не несет никаких затрат, связанных с реализацией проекта. Чистый доход государства при отсутствии его прямого участия меньше, чем при доле SDFI=30%, всего на 3,9% при ставке дисконтирования 10% и на 0,5% при ставке дисконтирования 15%.

Таким образом, для компании проект разработки арктического месторождения в южной части Баренцева моря в условиях налоговой системы Норвегии является рентабельным.

Норвежский подход основан на налогообложении финансового результата, поэтому высокие затраты компании способствуют уменьшению ее налогооблагаемой базы. Высокая суммарная ставка налога на прибыль приносит государству большой чистый доход от реализации проекта независимо от того, инвестирует оно в проект или нет. Однако прямое участие государства через механизм SDFI позволяет компании снизить принимаемые на себя риски, которые крайне высоки в условиях Арктики.



3. Анализ подходов России и Норвегии. Оценка возможности применения норвежского опыта в России

Сравнение показателей экономической эффективности проекта в условиях налоговой системы России и Норвегии представлено в табл. 1.

Таблица 1. Сравнение показателей экономической эффективности проекта в условиях налоговой системы России и Норвегии.

Компания
Показатели	Ед. измер.	Значение в России	Значение в Норвегии (SDFI=30%)	Значение в Норвегии (SDFI=0%)
NV	млн. долл.	21 110,7	6 067,3	8741,0
IRR	%	24,8	15,3	15,4
Срок окупаемости	лет	10	10	10
NPV (дисконт 10%)	млн. долл.	4 381,5	748,5	1085,5
Срок окупаемости (дисконт 10%)	лет	11	13	13
ИД (дисконт 10%)	ед.	1,4	1,1	1,1
PI (дисконтом 10%)	ед.	2,2	1,3	1,3
NPV (дисконт 15%)	млн. долл.	1 907,4	29,5	51,5
Срок окупаемости (дисконт 15%)	лет	12	25	24
ИД (дисконт 15%)	ед.	1,3	1,005	1,006
PI (дисконт 15%)	ед.	1,7	1,01	1,02
Государство
Чистый доход	млн. долл.	22 859,5	37 902,9	35 229,2
Чистый дисконтированный доход (дисконт 10%)	млн. долл.	4 972,5	8 605,6	8 268,5
Чистый дисконтированный доход (дисконт 15%)	млн. долл.	2 742,4	4 620,4	4 598,3

Экономическая эффективность проекта для компании в условиях налоговой системы России выше, чем Норвегии (выше показатели NV, IRR, NPV, ИД, PI и меньше срок окупаемости). Такой результат не вызывает удивления при крайне высокой ставке налога на прибыль в Норвегии (78% против российской ставки в 20%), изымающего большую часть прибыли от нефтедобычи.

Льготная система налогообложения России создает крайне благоприятные экономические условия для инвесторов. Проведенный анализ чувствительности показал, что NPV арктического проекта устойчив к изменению таких факторов, как цена на нефть, объем добычи, капитальные и текущие операционные затраты. При этом наибольшее влияние на чистый дисконтированный доход компании оказывают цена и добыча, наименьшее - размер операционных затрат.

NPV компании становится отрицательным только при снижении цены на 36% или добычи на 39%, при увеличении капитальных затрат на 74% или операционных затрат в 3 раза. Но вероятность наступления таких событий (изменения значений факторов до названных величин) очень низка.

Налоговая система Норвегии такой устойчивости экономической эффективности проекта не обеспечивает. NPV компании крайне чувствителен к снижению цены, добычи и росту капитальных затрат.

В Норвегии оно значительно выше, чем в России (линия CAPEX на графике имеет более крутой наклон). Данный факт объясняется различием налоговых систем стран: налогообложение валового дохода (в России) или финансового результата (в Норвегии). Подход Норвегии стимулирует инвестиционную деятельность, позволяя учесть высокие капитальные затраты проекта в налогооблагаемой базе.

Доход государства от реализации проекта, наоборот, выше в условиях налоговой системы Норвегии. Если к добыче на арктическом континентальном шельфе в России будут допущены частные компании, то в бюджет страны будет поступать значительно меньше средств, чем в Норвегии. При реализации проекта частной компанией (при SDFI=0%) налоговый доход государства в Норвегии (при дисконте 15%) в 1,7 раза больше, чем в России.

Если бы в Норвегии отсутствовал специальный налог на прибыль, то при ставке корпоративного налога на прибыль в 27% чистый дисконтированный доход компании и государства по величине практически был бы равен доходу, получаемому в условиях российской налоговой системы. Кроме того, при ставке дисконтирования 15% по сравнению со значениями показателей в России:

1) IRR была бы выше на 9,2%;

2) проект окупился бы на год быстрее;

3) показатели доходности затрат и инвестиций компании были бы выше на 10% и 13% соответственно.

Итак, при заданных в модели параметрах норвежская система налогообложения дает возможность:

ь компании - окупить затраты и получить чистую прибыль;

ь государству - получить значительный чистый доход в бюджет страны за счет налоговых поступлений.

Таким образом, налоговая система Норвегии позволяет реализовать проект разработки условного арктического месторождения с выгодой как для добывающей компании, так и для государства. Добывающая деятельность частных компаний, которые в Норвегии допущены к самостоятельной работе на континентальном шельфе, приносит огромные средства в государственный бюджет страны.

Механизм SDFI дает возможность разделить между инвесторами риски, тем самым уменьшить потери добывающей компании в случае неблагоприятного исхода. Стоит отметить, что в ледовых условиях Арктики риски очень высоки (например, геологический риск на подтверждение дебита).

Примером негативного влияния суровых природных условий на разработку месторождения является технически сложный проект Кашаган, реализуемый консорциумом из семи нефтегазовых компаний (одна из которых - государственная нефтяная компания Казахстана). Месторождение расположено на мелководном шельфе в северной части Каспийского моря, где в зимнее время температура воздуха достигает -30?С, и вода замерзает полностью, вплоть до морского дна. Добыча нефти и газа, начавшаяся из-за технических трудностей на 8 лет позже запланированного срока, была вскоре остановлена после случившейся аварии (утечки транспортируемого газа из-за коррозии трубопровода, вызванной сероводородом), и когда она возобновится - пока не известно. На данный момент бюджет проекта превышен более чем на 30 млрд. долл., а капитальные затраты продолжают расти. Если бы в проекте участвовало меньше компаний, то удельные потери каждого участника были бы значительно выше.

Если в описанной ранее модели провести расчет при условии, что добыча начнется на два года позже запланированного срока (например, из-за необходимости ремонта трубопровода, как на Кашагане), то при дисконте 10% NPV компании, срок окупаемости проекта и чистый дисконтированный доход государства изменяются гораздо сильнее в условиях налоговой системы Норвегии.

Кроме того, при дисконте 15% в условиях норвежской налоговой системы проект становится нерентабельным (NPV<0). В России же при ставке дисконтирования 15% NPV компании остается положительным (уменьшается на 60,5%); срок окупаемости увеличивается на 3 года, а чистый доход государства снижается на 25,2%.

Такой результат подтверждает, что для инвестора более привлекательна российская система налогообложения арктических проектов. В Норвегии NPV компании менее устойчив к изменению различных факторов.

Также в России по сравнению с Норвегией применяется совершенно иная система доступа компаний: лицензии выдаются только двум компаниям. Такой подход является одной из основных причин относительно медленных темпов освоения Арктики. Кроме того, при достаточно большой площади распределенных участков, содержащих множество перспективных структур, лицензионные требования по проведению геологоразведки минимальны.