Особенности организации финансов нефтедобывающей отрасли

10. Налог на добычу полезных  ископаемых

В отношении налогообложения добычи нефти в дополнение к мерам, введенным с 2007 года, в целях стимулирования добычи нефти из месторождений, разработка которых связана с повышенными затратами, в 2008 году принят Федеральный закон от 22.07.2008 № 158-ФЗ «О внесении изменений в главы 21, 23, 24, 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации о налогах и сборах», направленный на решение проблемы сохранения уровня добычи нефти, а также вовлечения в разработку новых месторождений, разработка которых связана с повышенными затратами в неосвоенных регионах с неразвитой инфраструктурой.

Согласно указанному Федеральному закону с 1 января 2009 года так называемые «налоговые каникулы» по НДПИ на нефть (то есть применение нулевой налоговой ставки при добыче налога на некоторых участках недр) распространяются также на участки недр, расположенные на территориях севернее Северного полярного круга, Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, континентальном шельфе Российской Федерации, Азовском и Каспийском морях.

Одновременно с 1 января 2009 года была отменено такое существенное условие применения понижающего коэффициента к ставке НДПИ на нефть при добыче нефти на участках недр с высокой степенью выработанности и добыче сверхвязкой нефти, как использование прямого метода учета нефти, добытой на указанных участках недр. Указанные решения позволили существенно расширить сферу применения льготного налогообложения. Кроме того, было уточнено используемое в Налоговом кодексе Российской Федерации определение количества добытого ископаемого в части добытой нефти, для того чтобы исключить возникающие в последние годы споры об определении количества добытой нефти в целях исчисления НДПИ.

В целях повышения эффективности НДПИ, взимаемого при добыче нефти, с учетом роста себестоимости тонны добываемой нефти с 2009 года повышается необлагаемый минимум, учитываемый при расчете коэффициента Кц, установленный пунктом 3 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации, с 9 до 15 долларов США.

11. В статью «Цеховые  расходы»  включается заработная плата цехового персонала, затраты на содержание и ремонт зданий, сооружений, средств автоматизации и инвентаря, амортизационные отчисления от стоимости зданий, сооружений и других ОФ, расходы на охрану труда.

12. Статья «Общепромысловые расходы» содержит затраты, связанные с управлением и организацией производства предприятия.

13. В статью «Прочие производственные  расходы» включаются: отчисления по обязательному страхованию имущества предприятия, затраты на рекультивацию земель, плата за землю, платежи за загрязнения окружающей среды.

14. В статью «Коммерческие расходы»  включаются затраты, связанные с  транспортировкой нефти.

В состав этих затрат входят:

– амортизационные отчисления от стоимости собственных нефтепроводов, насосных станций, эстакад, причалов и др. ОФ;

– затраты по содержанию нефтепроводов, нефтеналивных сооружений, насосных станций, железнодорожных и подъездных путей. Эти затраты состоят из расходов по оплате труда рабочих, отчислений на социальные нужды, стоимости электроэнергии, затрат по ремонту, стоимости израсходованных материалов и т.д.

Производственная себестоимость товарной продукции определяется умножением себестоимости 1 т валовой добычи нефти, 1000 м3 попутного газа и 1000 м3 валовой добычи природного газа на количество их товарной добычи, приведенное в калькуляции себестоимости нефти и газа.

Разница между производственной себестоимостью валовой продукции и производственной себестоимостью товарной продукции составляет внутрипроизводственный оборот, состоящий из стоимости нефти, попутного и природного газа, расходуемых на собственные производственно-технические нужды и списываемых потерь нефти при ее подготовке и хранении.

Полная себестоимость товарной продукции слагается из производственной себестоимости товарной продукции и коммерческих расходов.

 

 

1.4. Особенности налогообложения  в нефтегазовой промышленности

Таблица 1.1

 Основные налоги и сборы  в нефтегазовом секторе РФ

Наименование	Ставка, база налога	Источник покрытия
1	2	3
Налог на прибыль	20% от балансовой прибыли	Балансовая прибыль
НДС	18% от оборота по реализации	Выручка от реализации, величина налога заложена в цену
Акцизы	15% от оборота по реализации газа на территории РФ; 30% от оборота по реализации газа за пределы территории РФ	Выручка от реализации, величина налога заложена в цену
Налог на доходы по ценным бумагам	15% от начисленных доходов по ценным бумагам	Доходы по ценным бумагам, чистая прибыль
Импортная таможенная пошлина	Таможенная стоимость импортируемых товаров, ставки дифференцированы	Себестоимость
Экспортная таможенная пошлина	Масса вывозимого товара, ставка определена в евро за 1 т	Себестоимость
Налог на имущество	До 2,2% от среднегодовой стоимости имущества	Финансовый результат
Плата за экологию	Объем выброса вредных веществ отходов. Ставки дифференцированы	Балансовая прибыль
Плата за воду	Объем используемой воды. Тарифы за 1 м3	Себестоимость
Земельный налог	Размер земельного участка. Тарифы дифференцированы за 1 га площади	Себестоимость
Налог на добычу полезных ископаемых	16,5% от стоимости добытых полезных  ископаемых (нефти, конденсата, газа)	Себестоимость
Разовые платежи за право на добычу (бонусы, лицензии)	Среднегодовая проектная мощность добывающего предприятия, до 10%	Себестоимость
Платежи за поиск, оценку и разведку	Площадь лицензионного участка, 500-3000 руб. за 1 кв.км	Себестоимость
Подоходный налог	13% с начисленных доходов работникам предприятия	Удержания из оплаты труда
Отчисления на социальные нужды	Взносы на обязательное пенсионное страхование по единой ставке 26 процентов, 5,1 процента в ФОМС и 2,9 процента – в соцстрах.	Себестоимость

 

 

Таблица 1.2

 Минимальные и максимальные  ставки регулярных 
платежей за пользование недрами (руб. за 1 км2 участка недр)

	Ставка
	min	max
1. Ставки регулярных платежей за пользование недрами в целях поиска и оценки месторождений полезных ископаемых
Углеводородное сырье	120	360
Углеводородное сырье на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне РФ	50	150
2. Ставки регулярных платежей  за пользование недрами в целях разведки полезных ископаемых
Углеводородное сырье	5000	20000
Углеводородное сырье на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне РФ	4000	16000
3. Ставки регулярных платежей  за пользование недрами при  строительстве и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых
Хранение нефти и газоконденсата (руб за тонну)	3,5	5
Хранение природного газа и гелия (руб. за 1000 м3)

 

1.5. Основные тенденции развития  нефтедобывающей промышленности  в Российской Федерации и проблемы управления финансами в отрасли

 По мнению многих специалистов соответствие внутреннего объема затрат на нефтепродукты мировому уровню при нынешнем соотношении валют должно благоприятно сказаться на финансово-экономическом состоянии России. На наш взгляд, экономические последствия резкого подъема цен на нефть могут иметь непредсказуемые последствия. В связи с этим: 1. Учитывая, что объемы нефти позволяют обеспечить ресурсами мощности действующих заводов России и частично стран СНГ в соответствии с межправительственными соглашениями, говорить о значительных объемах экспорта другим потребителям не приходится. Величине добычи дополнительных объемов нефти будет соответствовать более высокая цена, что экономически невыгодно для страны, и приведет к еще более высоким темпам инфляции. Кроме того, экспорт нефти из России возможен лишь при строительстве дополнительных отводов нефтепроводов для самостоятельных выходов или необходимо терпеть таможенные и транспортные издержки при перекачке нефти через третьи страны (эти расходы могут составлять до 30% стоимости нефти в валюте).

2. Для стран СНГ и, вероятно, отдельных нефтеперерабатывающих предприятий РФ следует оценить сравнительный эффект при использовании Российской и импортной нефти.

3. Предприятия нефтедобывающей промышленности  в основном являются рентабельными производствами, по уровню этого показателя отдельные заводы различаются существенно. В связи с таким резким удорожанием нефти некоторая часть предприятий может оказаться нерентабельными, что во многом определяется возможностью их по выпуску квалифицированной продукции. На ближайшую перспективу до 2010 года вследствие инерционности отрасли не могут быть в большом объеме внедрены процессы нефтепереработки, обеспечивающие значительный прирост выпуска высококачественных моторных топлив.

Таким образом, проблема ресурсов нефти заключается в поиске новых эффективных решений, позволяющих разрешить противоречие: необходимость наращивать добычу и сокращать затраты производства. Необходима экономическая оценка целесообразного объема добычи нефти на перспективный период по различным вариантам.

Отметим, что процесс реформирования оказался существенно удаленным от идеального состояния и сопровождается комплексом проблем организационного, технического и экономического характера.

Прежде всего, необходимо обозначить нарушение целостности, как всей отрасли, так и отдельных ее элементов. В состав большинства нефтяных компаний включены предприятия, обеспечивающие основную производственную и сбытовую деятельность, которые удалены друг от друга на существенные расстояния. Вместе с тем, наблюдается несогласованность товарно-материальных потоков в масштабах всей отрасли. Таким образом, подтверждается вывод о том, что отечественные нефтяные компании пока еще не являются целостными экономическими системами.

В производственном процессе крупных российских нефтяных компаний задействовано большое количество участников, взаимодействие которых сводится к обмену быстро устаревающей информацией. Материальные потоки плохо поддаются оперативному контролю в силу большого количества и несогласованности первичных документов об отгрузках и получении. Также имеет место плохая идентифицируемость партий нефти и нефтепродуктов. В результате возникает задержка в обработке партий нефти. Это является причиной существенной части финансовых потерь нефтяных компаний.

На стыке указанных проблем возникает задача совершенствования организационно-экономических механизмов работы нефтяных компаний, важным элементом которых является система формирования финансового результата деятельности нефтедобывающих предприятий.

 Важнейшим условием успешного функционирования не только отдельных предприятий нефтяной промышленности, но и всей отрасли в целом является анализ рыночной конъюнктуры, а также финансовой политики предприятия.

Целью финансовой политики предприятия является построение эффективной системы управления финансами, направленной на достижение стратегических и тактических целей его деятельности. На основе изучения литературных источников по проблеме финансовой политики предприятия автор выдвигает следующие положения.

В настоящий момент предприятиям нефтедобывающей промышленности характерна реактивная форма управления финансами, т.е. принятие управленческих решений как реакции на текущие проблемы. К основным направлениям разработки финансовой политики предприятия относятся:

• анализ финансово - экономического состояния предприятия;
• выработка кредитной политики предприятия;
• управление оборотными средствами, кредиторской и дебиторской задолженностью;
• управление издержками, включая выбор амортизационной политики;
• выбор дивидендной политики.

Помимо финансовой и ценовой политики предприятия необходимо учитывать текущие изменения цен, иными словами - ценовую тактику. Особая роль в этом процессе принадлежит биржевой торговле нефтью и нефтепродуктами, отличительными особенностями которой являются:

1. формирование под непосредственным влиянием рынка,
2. отсутствие жесткого контроля над уровнем цен со стороны государства,
3. участие в торговле относительно большого числа независимых конкурентов, т.е. значительно меньший уровень монополизации рынка,
4. расширение многообразия форм и методов торговли нефтью, механизмов ценообразования.

Предприятия в нефтяной и газовой промышленности в силу особенностей производственного процесса являются крупными фондо-, энерго-, материалоемкими предприятиями. Наиболее адекватной формой для ведения масштабного производственного процесса являются АО. Поэтому все крупные нефтяные и газовые предприятия функционируют в виде АО.

Поиск новых более эффективных структур управления акционерными предприятиями и улучшения взаимодействия между ними привел к созданию производственно-финансовых холдинговых вертикально-интегрированных компаний в нефтяной промышленности (это – Лукойл, ТНК, Славнефть и др.).