Пути совершенствования налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА И ЕГО роль в НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
1.2. Мировой опыт государственного регулирования налогообложения в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ И НАЛОГОВЫХ ПОСТУПЛЕНИЙ
В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ
2.1. Налоговый режим в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
2.2. Виды налогов и платежи в сфере разведки и добычи нефти и газа
2.3. Анализ налоговых поступлений в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 3. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
3.1. Проблемы и перспективы развития нефтегазового бизнеса
Республики Казахстан
3.2. Некоторые проблемы совершенствования налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА И ЕГО роль в НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
1.2. Мировой опыт государственного регулирования налогообложения в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ И НАЛОГОВЫХ ПОСТУПЛЕНИЙ
В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ
2.1. Налоговый режим в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
2.2. Виды налогов и платежи в сфере разведки и добычи нефти и газа
2.3. Анализ налоговых поступлений в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 3. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
3.1. Проблемы и перспективы развития нефтегазового бизнеса
Республики Казахстан
3.2. Некоторые проблемы совершенствования налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Нефть и природные газы относятся к основным источникам энергии, и совершенно очевидно, что их лидирующая роль сохранится не только до конца века, но и в начале следующего столетия. При безусловном увеличении темпов роста использования альтернативных источников энергии нефть и газ в 2001 г. и даже в 2020 - 2030 гг., по-видимому, будут обеспечивать не менее половины всего потребления энергии в мире.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до 2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и проводится параллель между экономическим процветанием страны и эффективным использованием национальных нефтяных ресурсов.
Сегодня казахстанский бюджет более чем на 30 % своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора 1. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сек¬тора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение, поэтому налогообложение недропользователей является приоритетным направлением как фискальной, так и инвестиционной политики нашего государства. В связи с этим условия законодательства, регулирующие данный вопрос, всегда вызывали и вызывают большой интерес у казахстанских и иностранных инвесторов.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до 2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и проводится параллель между экономическим процветанием страны и эффективным использованием национальных нефтяных ресурсов.
Сегодня казахстанский бюджет более чем на 30 % своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора 1. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сек¬тора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение, поэтому налогообложение недропользователей является приоритетным направлением как фискальной, так и инвестиционной политики нашего государства. В связи с этим условия законодательства, регулирующие данный вопрос, всегда вызывали и вызывают большой интерес у казахстанских и иностранных инвесторов.
Законодательные и нормативные акты Республики Казахстан:
1. Указ Президента Республики Казахстан, имеющий силу закона, от 27 января 1996 г. N 2828 «О недрах и недропользовании» (с изменениями, внесенными в соответствии с Законом РК от 11.05.99 г. N 381-1; от 11.08.99 г. N 467-1)
2. Указ Президента Республики Казахстан, имеющий силу закона, от 28 июня 1995 г. N 2350 «О нефти» (внесены изменения Законами РК N 122-1 от 13.06.97; от 11.08.99 г. N 467-1)
3. Инструкция N 41 О налогообложении недропользователей, утвержденная приказом НК МФ РК от 29 декабря 1997 г. N 1 (с изменениями, внесенными в соответствии с приказом НК МФ РК от 10.07.98 г. N 62)
Специальная литература:
4. Акшолаков У., Жолтаев Г. Ж., Карпеков К. и др. Национальная нефтяная энциклопедия. Астана: Лондон. Т.1. 1999
5. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. М., 1996
6. Ахметшлиев .А.Г. О ветеранах-нефтяниках // Нефть и газ. 1999. № 2
7. Ашимбаева А.Т. Структурные аспекты вхождения Казахстана в мировой рынок. // Казахстан - спектр. - 1998. - №4
8. Бобылев Ю. ОПЕК не спасет ситуацию. // Газ и нефть Казахстана. 1января, 2000
9. Гумарова Т.А. Экономическое регулирование природоохранительной деятельности Республики Казахстан. Дисс.к.э.н. Алматы, 2000
10. Громыко А. Каспий: Нефтяной бизнес и геополитика // Азия: Экономика и жизнь. 1998. №31
11. Джон Веркое. Налоги зависят от типа контракта. Нефть и газ Казахстана. 1997 г. март
12. Ергалиева А.А. Экономический механизм регулирования нефтяного рынка Казахстана. Дисс.к.э.н. Алматы, 2000
13. Ермоленко Е. Семь нефтяных гигантов // Евразия - моноторинг 1994. №1
14. Жакупов Г. Налогообложение недропользователей.// Нефть и газ Казахстана. 2000 г. № 5-6
15. Идрисова Э.К., Ильясов К. Налоги развитых зарубежных государств. Алматы 1997
16. Кантарбаева А. Нефтяной сектор Казахстана: преодоление континентальности. // АльПари. - 1998. - №2
17. Максутов Б. Нефть и газ: решать проблемы в комплексе. //Приуралье. 1997. - 7 авг.
18. Надиров Н.К. Нефтяной комплекс Казахстана.// Нефть и газ Казахстана, 2000 г. № 5-6
19. Налогообложение недропользователей: разъяснения к Налоговому Кодексу.//Нефть и газ Казахстана. № 5-6, 2000
20. Развитие условий налогообложения недропользователей.// Нефть и газ Казахстана. № 5-6, 2000
21. Роберт Лэнгам. Развитие казахстанского налогового законодательства.// Нефть и газ Казахстана. 1997 г. март
22. Сейфуллина Т. А. Роль и тенденции развития нефтяного бизнеса в системе международных нефтяных рынков с перспективами для Казахстана. // Казахстан - спектр. - 1998. - №4
23. Смирнов А. Мировые нефтяные компании. // Коммерсант. - 1995
24. Спанов А., Сухамбердиев М. Нефтяная Мекка Республики. // Местное время. 1998. - 14 мая
25. Тасмагамбетов Н. Н. Нефтегазовый комплекс — двигатель экономики Казахстана // Нефть и газ. 1999. № 3. Черник Д.Г. и др. Основы налоговой системы. М. 1998
26. Фурсов В.Г. Налоговая система и финансово-бюджетный механизм в условиях рыночного Казахстана». Алматы 1992
27. Храпунов В.В. Региональные аспекты экономической реформы в Казахстане. Алматы, 1999
28. Худяков А.И. Наурызбаев Н.Е. Налоги: понятие, элементы, установление, виды. – Алматы, 1998
29. Экономически эффективное недропользование в системе регионального развития. Отчет НИР. Алматы, 2000
1. Указ Президента Республики Казахстан, имеющий силу закона, от 27 января 1996 г. N 2828 «О недрах и недропользовании» (с изменениями, внесенными в соответствии с Законом РК от 11.05.99 г. N 381-1; от 11.08.99 г. N 467-1)
2. Указ Президента Республики Казахстан, имеющий силу закона, от 28 июня 1995 г. N 2350 «О нефти» (внесены изменения Законами РК N 122-1 от 13.06.97; от 11.08.99 г. N 467-1)
3. Инструкция N 41 О налогообложении недропользователей, утвержденная приказом НК МФ РК от 29 декабря 1997 г. N 1 (с изменениями, внесенными в соответствии с приказом НК МФ РК от 10.07.98 г. N 62)
Специальная литература:
4. Акшолаков У., Жолтаев Г. Ж., Карпеков К. и др. Национальная нефтяная энциклопедия. Астана: Лондон. Т.1. 1999
5. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. М., 1996
6. Ахметшлиев .А.Г. О ветеранах-нефтяниках // Нефть и газ. 1999. № 2
7. Ашимбаева А.Т. Структурные аспекты вхождения Казахстана в мировой рынок. // Казахстан - спектр. - 1998. - №4
8. Бобылев Ю. ОПЕК не спасет ситуацию. // Газ и нефть Казахстана. 1января, 2000
9. Гумарова Т.А. Экономическое регулирование природоохранительной деятельности Республики Казахстан. Дисс.к.э.н. Алматы, 2000
10. Громыко А. Каспий: Нефтяной бизнес и геополитика // Азия: Экономика и жизнь. 1998. №31
11. Джон Веркое. Налоги зависят от типа контракта. Нефть и газ Казахстана. 1997 г. март
12. Ергалиева А.А. Экономический механизм регулирования нефтяного рынка Казахстана. Дисс.к.э.н. Алматы, 2000
13. Ермоленко Е. Семь нефтяных гигантов // Евразия - моноторинг 1994. №1
14. Жакупов Г. Налогообложение недропользователей.// Нефть и газ Казахстана. 2000 г. № 5-6
15. Идрисова Э.К., Ильясов К. Налоги развитых зарубежных государств. Алматы 1997
16. Кантарбаева А. Нефтяной сектор Казахстана: преодоление континентальности. // АльПари. - 1998. - №2
17. Максутов Б. Нефть и газ: решать проблемы в комплексе. //Приуралье. 1997. - 7 авг.
18. Надиров Н.К. Нефтяной комплекс Казахстана.// Нефть и газ Казахстана, 2000 г. № 5-6
19. Налогообложение недропользователей: разъяснения к Налоговому Кодексу.//Нефть и газ Казахстана. № 5-6, 2000
20. Развитие условий налогообложения недропользователей.// Нефть и газ Казахстана. № 5-6, 2000
21. Роберт Лэнгам. Развитие казахстанского налогового законодательства.// Нефть и газ Казахстана. 1997 г. март
22. Сейфуллина Т. А. Роль и тенденции развития нефтяного бизнеса в системе международных нефтяных рынков с перспективами для Казахстана. // Казахстан - спектр. - 1998. - №4
23. Смирнов А. Мировые нефтяные компании. // Коммерсант. - 1995
24. Спанов А., Сухамбердиев М. Нефтяная Мекка Республики. // Местное время. 1998. - 14 мая
25. Тасмагамбетов Н. Н. Нефтегазовый комплекс — двигатель экономики Казахстана // Нефть и газ. 1999. № 3. Черник Д.Г. и др. Основы налоговой системы. М. 1998
26. Фурсов В.Г. Налоговая система и финансово-бюджетный механизм в условиях рыночного Казахстана». Алматы 1992
27. Храпунов В.В. Региональные аспекты экономической реформы в Казахстане. Алматы, 1999
28. Худяков А.И. Наурызбаев Н.Е. Налоги: понятие, элементы, установление, виды. – Алматы, 1998
29. Экономически эффективное недропользование в системе регионального развития. Отчет НИР. Алматы, 2000
Дисциплина: Налоги
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 71 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 71 страниц
В избранное:
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА и ЕГО роль в НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
1.2. Мировой опыт государственного регулирования
налогообложения в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ И НАЛОГОВЫХ ПОСТУПЛЕНИЙ
В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ
2.1. Налоговый режим в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
2.2. Виды налогов и платежи в сфере разведки и добычи нефти и газа
2.3. Анализ налоговых поступлений в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 3. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
3.1. Проблемы и перспективы развития нефтегазового бизнеса
Республики Казахстан
3.2. Некоторые проблемы совершенствования налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Нефть и природные газы относятся к основным источникам энергии, и совершенно очевидно, что их лидирующая роль сохранится не только до конца века, но и в начале следующего столетия. При безусловном увеличении темпов роста использования альтернативных источников энергии нефть и газ в 2001 г. и даже в 2020 - 2030 гг., по-видимому, будут обеспечивать не менее половины всего потребления энергии в мире.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до 2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и проводится параллель между экономическим процветанием страны и эффективным использованием национальных нефтяных ресурсов.
Сегодня казахстанский бюджет более чем на 30 % своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора1. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сектора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение, поэтому налогообложение недропользователей является приоритетным направлением как фискальной, так и инвестиционной политики нашего государства. В связи с этим условия законодательства, регулирующие данный вопрос, всегда вызывали и вызывают большой интерес у казахстанских и иностранных инвесторов.
Развитие отдельных условий налогообложения недропользователей началось еще до момента перехода Республики Казахстан к порядку предоставления права на недропользование на основании заключаемых контрактов между уполномоченным государственным органом и недропользователем. Основные принципы налогообложения недропользователей, применяемые сегодня, были заложены первоначально в указе президента Республики Казахстан "О нефтяных операциях от 18 апреля 1994 г. № 1662. а впоследствии указом О налогах и других обязательных платежах в бюджет от 24 апреля 1995 года № 2235. К таким принципам относятся следующие:
установление условий налогообложения для недропользователей в контракте при его заключении;
стабильность условий налогообложения по основным видам налогов и платежей, позволяющая обеспечить сохранение уровня налогообложения недропользователя и баланса интересов между недропользователем и государством на протяжении всего срока действия контракта;
уплата, помимо общеустановленных налогов и платежей, специальных платежей за пользование недрами;
налоговая граница, то есть ведение отдельного налогового учета доходов и расходов по операциям по недропользованию;
установление отдельных условий исчисления подоходного налога и НДС, соответствующих условиям осуществления операций по недропользованию.
Указанные принципы полностью сохранены и являются основополагающими и в проекте Налогового кодекса, разработанного Министерством государственных доходов и Министерством финансов Республики Казахстан.
Цель дипломной работы осветить особенности налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан, рассмотреть проблемы и пути совершенствования.
В связи с этим в работе поставлены следующие задачи:
рассмотреть особенности и задачи развития нефтегазового сектора Республики Казахстан;
охарактеризовать принципы и виды налогов в нефтегазовом секторе;
определить роль государственного регулирования налогообложением в рассматриваемой сфере опираясь на мировой опыт;
проанализировать поступления налогов за 1999-2000 гг;
определить проблемы налогового законодательства и пути дальнейшего эффективного налогообложения нефтегазового сектора Республики Казахстан.
Дипломная работа состоит из введения, трех глав и заключения.
Методологическую основу дипломной работы составляют труды казахстанских и зарубежных ученых экономистов, статьи периодической печати, а также Законодательно-нормативные акты Республики Казахстан в сфере налогообложения и недропользования.
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ЕГО НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
В стратегии развития Казахстана до 2030 года особая роль отводится нефтегазовому рынку страны. Эффективное использование нефтегазовых ресурсов будет способствовать устойчивому росту экономики и улучшению жизни народа. По запасам нефтегазовых ресурсов Казахстан занимает среди других стран в мире 12 место, а по добыче 15 место.1
Основными нефтегазоносными провинциями Казахстана являются Прикаспийская впадина, Мангышлак, Бузачи, Южно-Тургайский прогиб. В настоящее время идет интенсивная разведка шельфовой зоны Каспийского моря. Прогнозируемые нефтяные запасы Каспийского региона, по мнению международных специалистов, составляют для Казахстана 85 млрд. барр. (или 11,548 млрд. т.)2.
В Казахстане на сегодняшний день открыто свыше 200 месторождений нефти и газа. Разведанные и разрабатываемые запасы углеводородного сырья приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Разведанные запасы углеводородного сырья категории
C1 по открытым 203 месторождениям в 2000 году3
Геологические запасы
Извлекаемые запасы
Нефти
6,293 млрд. т.
2,095 млрд. т.
Природного газа
1,901 трлн. м3.
1,830 трлн. м3.
Газового конденсата
944 млн. т.
688 млн. т.
В 10 наиболее крупных месторождениях сосредоточены 87,8% всех запасов и 85,9 % добычи нефти республики, уникальными признаются Тен-гизское нефтегазовое месторождение в Атырауской области и Карачаганакское газонефтеконденсатное месторождение в Западно-Казахстанской области.
Таблица 2
Разрабатываемые запасы 77 месторождений с суммарными запасами углеводородов по категории C1 в 2000 году1
Геологические запасы
Извлекаемые запасы
Нефти
5,177 млрд. т.
1,723 млрд. т.
Природного газа
1,649 трлн. м5.
1,557 трлн. м .
Газового конденсата
890 млн. т.
655 млн. т.
По степени промышленного освоения в структуре запасов преобладают запасы месторождений, подготовленных к промышленному освоению, большая часть которых относится к региону Прикаспия. Доля запасов разведываемых и законсервированных остается невысокой. Основные месторождения нефти и газа приурочены в Западном Казахстане к прибортовым зонам Прикаспийской впадине. Ведущее положение в географическом размещении запасов и добыче нефти занимает Атырауская область, а природного газа - Западно-Казахстанская.
Наиболее крупными месторождениями являются Тенгизское нефтегазовое, Карачаганакское нефтегазоконденсатное, Узеньское газонефтяное, Жанажольское нефтегазовое, Северо-Бузачинское газонефтяное, Жетыбай-ское нефтегазоконденсатное, Каражанбасское газонефтяное, Кенкияк - нефтяное, Кумколь - нефтяное (рисунок 1).
Извлекаемые запасы нефтегазовых ресурсов Республики Казахстан сосредоточены в шести областях - Атырауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Карагандинской (рисунок 2).
Рисунок 2.
Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по административным областям
Нефтяной потенциал Казахстана в последние годы резко возрастает за счет обнаружения огромных запасов шельфовой зоны Каспия. Казахстанский сектор Каспийского моря, условная граница которого располагается вдоль меридиана 49°30', в географическом отношении разделяется на две приблизительно равные части: северную (мелководную часть моря) и южную (глубоководную часть моря). Южной границей мелководной части считается широта мыса Тюб-Караган. Средняя глубина моря здесь около шести метров.
Южнее мыса Тюб-Караган располагается глубоководная часть акватории, географически относимая к Среднему Каспию. Глубина моря здесь колеблется от десятков до первых сотен метров.
По результатам ранее проведенных географических исследований выявлено несколько десятков структур. Наиболее важными результатами этих исследований является выявление в пределах акватории верхнепалеозойской карбонатной платформы с рифовыми массивами: Кашаган, Адайское, Му-рунжырау и другие. Эти данные позволяют предполагать, что наиболее высокий потенциал нефтегазоносности Прикаспийского региона сосредоточен в пределах Северного Каспия. Кроме того, в пределах акватории предполагаются более высокие, чем на суше, перспективы нефтегазоносности надсоле-вых образований, аналогичные месторождениям Мартыши, Прорва и другим,
Не менее значительные перспективы нефтегазоносности структур Южного Каспия, возможно являющихся морскими аналогами крупнейших месторождений Узеньское, Жетыбайсоке, Дунга за счет увеличения мощности осадочного чехла в сторону акватории, продолжение Бузачинской группы месторождений в море, Каражанбас и другие.
Весь рассматриваемый регион может быть подразделен на три самостоятельные зоны:
1) Прикаспийская, включая морское продолжение Приморского, Аты-рауского, Новобогатинского, Октябрьского и Жамбайского поднятий;
2) Бузачинская, включая морскую часть одноименного поднятия;
3) Мангистауская, включая морское продолжение Тюб-Караганской антиклинали, Песчано-Ракушечного поднятия, Сегиндинской и Жазгурлинской впадины.
Потенциально наиболее перспективной их них является Прикаспийская, где по самым осторожным оценкам прогнозные ресурсы нефти могут составлять 2,5 млрд. т. и до 1,5 трлн. м3 свободного газа. Основные перспективы Бузачинской зоны связаны с нижнемеловыми, юрскими и, возможно, триасовыми песчано-глинистыми породами. Прогнозная оценка запасов нефти 250-300 млн. т.
Прогнозные запасы нефти, связанные здесь с мезозойским комплексом пород, могут оцениваться в 800 млн. т. Наиболее вероятно открытие газонефтяных и газоконденсатных месторождений без сероводорода. Примером могут служить открытые месторождения Ракушечное-море и Скалистое-море, В целом потенциальные запасы шельфа оцениваются по нефти на уровне 3,5 млрд. т. и по газу до 2,0 трлн. м3, что сопоставимо с общими запасами всех категорий на суше.
По последним данным потенциальная возможность шельфовой зоны оцениваются в 9,0 - 26,0 млрд. т. нефти, а реально извлекаемые запасы нефти в целом в Казахстане оцениваются в 11,0 млрд. т. нефти, что превращает его в одну из богатейших стран мира по запасам нефтегазовых ресурсов.
По состоянию на начало 1999 года запасы газа промышленных категорий, включающие свободный газ газовых шапок, разведаны на 75-ти месторождениях углеводородного сырья. Суммарный объем составляет около 1901 млрд. м3. при этом остаточные запасы оцениваются специалистами более чем в 1830 млрд.м3.
Запасы газового конденсата по категориям А+В+С1, учтены по 31 месторождениям. Остаточные извлекаемые запасы газового конденсата составляют около 694 млн. т. при начальных запасах 714 млн. т. Добыча конденсата в республике осуществляется на 15-ти месторождениях. Из более чем 20 млн. т накопленной к началу 1996 года добычи конденсата около 18 млн. т. извлечено на Карачаганакском месторождении, запасы газового конденсата, на котором составляют около 91 % всех запасов конденсата Казахстана. Кроме Карачаганакского месторождения значительные запасы конденсата установлены на месторождениях Жанажол (Актюбинской обл.) и Имашевское (Атырауской обл.). На остальных месторождениях запасы газового конденсата не превышают 0,2 - 0,3 млн. т. Исключение составляют только месторождения Тенге, Южный Жетыбай, Ракушечное (в Мангистауской обл.), запасы конденсата, на которых превышают указанное значение.1
На сегодняшний день руководство нефтяного сектора осуществляет ННК "Казахойл", которая была создана Указом Президента Республики Казахстан от 4 марта 1997 года. Основной целью деятельности ННК "Казахойл" является содействие производственно-экономическому развитию нефтегазо-добывающей промышленности в республике, а также смежных производств - нефтехимии, энергетики, строительства, машиностроения, сферы услуг и т.д. Другой целью является привлечение иностранных инвестиций. В своей работе ННК "Казахойл" опирается на основные законы РК: "Закон о нефти" (1996) и другие, которые призваны регулировать природопользование в республике.
В состав компании "Казахойл" входит АО "Эмбамунайгаз" (85 %), часть пакета акций АО "Актюбемунайгаз" (20,5 %), АО "Тенгизмунайгаз" (85 %) и другие предприятия. АО "Южнефтегаз" приватизировано 28 августа 1996 года, 90 %-тами его акций владеет канадская компания "Харрикейн Хадрокарбонз" и оно переименовано в 1997 году в АО "Харрикейн Кум-коль". Контрольным пакетом акций АО "Актюбемунайгаз" (60 %) владеет Китайская национальная нефтяная компания (CNPC). Контракт был заключен 3 июня 1997 года сроком на 20 лет. Стоимость его состав.ляет 320 млн. долл. Также Китайская национальная нефтяная компания (КННК) выиграла тендер на разработку Узеньского месторождения, второго после Тенгизского по запасам нефти в Казахстане. Его извлекаемые запасы специалисты оценивают в 140 млн. т. нефти. Сегодня здесь добывают около 2 млн. т. сырья в год. КННК берется, затратив в течение 5 лет - 4 млрд. 380 млн. долл., довести ежегодную добычу до 8 млн. т. Кроме того, 1 млрд. 100 млн. долл. планируется вложить в АО "Актюбемунайгаз" и к 2002 году выйти здесь на уровень в 5 млн. т. нефти. В течение 5 лет стороны намерены проложить нефтепровод с запада на восток до границы с Китаем. Общая сумма контракта между Казахстаном и Китаем составила 9,5 млрд. долл.
АО "Мангистаумунайгаз" приватизировано также в 1997 году. Соглашение подписано 11 мая с индонезийской компанией "Сентрал Эйша Петро-лиум ЛТД", входящей в группу компаний "Медко Энерджи Корпорейшн". Им принадлежит 60 % акций. Общая сумма составит 4 млрд. 348 млн.долл. Из них 4,1 млрд. инвестиций будут сделаны в течение 20 лет; бонусы - 248 млн. долл., экологическая программа - 70 млн. долл., социальная сфера - 30 млн.долл.
АО "Актюбемунайгаз", расположенное на территории Актюбинской области, осуществляет разработку и эксплуатацию нефтяных месторождений "Жанажол" и "Кенкияк" и структурно подразделяется на нефтегазодобываю-щие управления "Октябрьскнефть" и "Кенкиякнефть", Актюбинское управление разведочного бурения и Октябрьское управление буровых работ, Жанажолский газоперерабатывающий завод.
Актюбинское управление разведочного бурения осуществляется бурение поисковых и разведочных скважин на территории Актюбинской области. Кроме того, в составе объединения работают: Октябрьское и Кенкиякское управление технического транспорта; управление технологического транспорта и специальной техники; СМУ "Актюбинскнефть", Джаксылгайская и Октябрьская базы производственно-технического обслуживания и комплектации.
На месторождении "Жанажол" извлекаемые запасы составляют 103,346 млн. т., газового конденсата 26,542 млн. т., попутного газа 28,323 млрд.м3 и свободного газа из газовой шапки 100,481 млрд.м . Объем добычи нефти по месторождению в 1998 году составил 2,338 млн. т., попутного газа -699,9 млрд.м3. Месторождение "Кенкияк" содержит 10,355 млн. т. извлекаемых запасов нефти. Добыча нефти в 1998 году составила 285,5 тыс. т. Число работающих на АО "Актюбемунайгаз" в 1998 году составляло - 9,2 тыс. человек. На 1999 год с учетом предстоящей реструктуризации установлен лимит численности работающих в размере 6879 человек. Объем капитальных вложений в 1998 году составил 65,4 млн. долл., в том числе за счет кредитов с китайской стороны - 42,4 млн. долл., за счет собственных средств - 13 млн. долл. Все кредиты были краткосрочными. Себестоимость тонны нефти в 1998 году была 3,3 тыс. тенге.
АО "Мангистаумунайгаз" находится в городе Актау и структурно подразделяется на НГДУ "Комсомольскнефть"; Узеньское управление буровых работ; Мангистауское управление буровых работ; Жетыбайское управление буровых работ; Управление технологического транспорта; капитального ремонта скважин.
НГДУ "Жетыбайнефть" разрабатывает и эксплуатирует месторождения: Жетыбай с извлекаемыми запасами нефти 143,7 млн. т., эксплуатация ведется с 1967 года, добыто около 35 % извлекаемых запасов нефти.
НГДУ "Комсомольскнефть" разрабатывает нефтяное месторождение Каламкас, введенное в разработку в 1979 году, с начальными извлекаемыми запасами 165,824 млн. т. За время эксплуатации добыто менее 30 % от начальных извлекаемых запасов.
АО "Мангистаумунайгаз", являясь самым крупным добывающем предприятием РК, характеризуется падающей добычей, так, в 1998 году было добыто 3347,4 тыс. т. нефти, что составило по сравнению с 1997 годом 74,7 %. Большая часть нефти добывается на месторождениях Каламкас и Жетыбай. Снижение добычи, кроме технических причин, было связано с трудностями в ее реализации.
Опытно-экспериментальное НГДУ "Каражанбаснефть", подчиняющееся непосредственно национальной нефтяной компании "Казахойл", разрабатывает нефтяное месторождение на полуострове Бузачи с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи: закачки перегретого пара в нефтяные залежи и внутрипластовое влажное горение нефти.
Одним из старейших нефтегазодобывающих предприятий республики является АО "Эмбамунайгаз", расположенное в г. Атырау. Структурно объединение подразделяется на: НГДУ "Жаикнефть", НГДУ "Доссорнефть", НГДУ "Макатнефть", Балыкшинское управление буровых работ, вышкомон-тажная контора. Центральная база производственного обслуживания. Центральная научно-исследовательская лаборатория, управление технологического транспорта, трест "Эмбанефтьстрой" и другие. В настоящее время АО "Эмбамуннайгаз" разрабатывает 22 нефтяных месторождений.
В южной части Тургайского прогиба на границе Кызылординской и бывшей Жезказганской областей открыта новая нефтегазовая провинция. В - Кызылорде образовано АО "Харрикейн Кумколь", которое разрабатывает месторождение Кумколь с 1996 года. Структурно "Харрикейн Кумколь" подразделяется на: Кумкольскую экспедицию глубокого эксплуатационного бурения, Кумкольское управление технологического транспорта, Кумкольское управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования, МП "Мунайши", МП "Казахстан", отдел рабочего снабжения. По месторождению Кумколь утвержденные запасы нефти составляют 89,4 млн.т., попутного газа - 1,72 млрд.м3.
АО "Тешмзмунайгаз" расположено в поселке городского типа Кульса-ры и имеет на балансе 19 нефтяных месторождений надсолевого комплекса. Структурно оно подразделяется на НГДУ "Кульсарынефть", "Прорванефть" и другие транспортные и обслуживающие подразделения.
На современном этапе в эксплуатации находится 11 месторождений:
Центрально-Восточная Прорва с балансовыми запасами нефти - 52001 тыс.т.; Западная Прорва - 23565 тыс.т.; Терень-Узек - 24238 тыс.т.; Тажигали - 6635 тыс.т.; Актобе - 5171 тыс.т.; Досмухамбет - 4079 тыс.т.; Каратон-Кашкинбет -8064 тыс.т.; Касчагыл - 1278 тыс.т.; Кульсары - 7080 тыс.т.; Мунайлы - 1080 тыс.т.; Акинген - 1825 тыс.т.
Совместное предприятие "Тенгизшевройл" расположено в Венгерском вахтовом поселке вблизи месторождения Тенгиз, которое разрабатывается на основании контракта с Республикой Казахстан совместно с американской нефтяной компанией "Шевройл". Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию с апреля 1992 года с извлекаемыми запасами (по вскрытой части подсолевых отложений) 7 251 377 тыс.т. В настоящее время добыча нефти ограничивается возможностями газоперерабатывающего завода и квотой на транспортировку через территорию России. С пуском очередных КТЛ (комплексно-технических линий) газоперерабатывающего завода, которых всего планируются построить 12, добыча нефти в 1998 году достигла 8,46 млн.т., в 2002 будет - 12,0 млн.т.. а в дальнейшем будет доведена до 36 млн.т. в год.
Компания Chevron была первой, подписавшей контракт в 1993 году на совместное предприятие по развитию гигантского Тенгизского месторождения в Западном Казахстане, в котором сегодня и компания Mobil имеет свою долю. Обширное газовое месторождение Карачаганак развивается при содействии консорциума, включающего British Gas, Agip и Техасе. Казахстан недавно подписал документ на разведку 12 участков своих оффшорных каспийских вод1.
Добыча нефти по данным ННК "Казахойл" в 1998 году достигла 25,9 млн. т., в 1999 году порядка 28 млн. т., а в 2000 г. 34 млн.т. При этом значительная доля в общем, объеме в 1998 году обеспечена добычей на совместном предприятии "Тенгизшевройл" - 8,46 млн. т., "Казахойлом" - 15,9 млн. т. Добыча газа по сравнению с 1997 годом снизилась с 6 млрд.м3 до 5,5 млрд.м3 (рисунок 3).
Рисунок 3
Динамика добычи нефти
По данным Агентства по статистике, проектные мощности НПЗ использовались в 1998 году лишь на 44 %, а в 1999 году на 35 % (рисунок 4).
Рисунок 4.
Динамика переработки нефти в Республике Казахстан
Как видно из рисунка 4, с 1993 года произошло резкое уменьшение переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах Казахстана. Это связано с падением производства нефтепродуктов на Павлодарском и Шымкентском заводах из-за сокращения поставок нефти из Западной Сибири.
Большая часть казахстанской нефти залегает на больших глубинах (более 5000 м), как правило, в условиях высоких температур и давлений, воздействия агрессивных газов. У нефтяников республики нет технических средств по разведке и добыче глубокозалегающей нефти. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов. В связи с этим в республике начал работу специальный государственный консорциум по геологоразведке шельфа Каспийского моря. В состав консорциума вошли семь известных компаний; "Ад-жип" (Италия), "Бритиш газ", "Бритиш Петролиум" (Великобритания), "Стат ойл" (Норвегия), "Мобил Ойл" (США), "Шелл" (Нидерланды) и "Тотал" (Франция).
По оценкам специалистов, проект освоения Каспийского шельфа указанными компаниями в составе "Казахстанкаспийшельфа" в начале XXI столетия станет самым крупным в мире в нефтяной сфере. На разведку консорциум планирует затратить от 300 до 500 млн. долл. Разработка обнаруженных месторождений потребует новых инвестиций.
Оценка нефтегазового потенциала РК тесно связана с решением главной задачи сегодняшнего дня - не допустить значительного снижения производства углеводородного сырья, с последующей стабилизацией и увеличением добычи нефти и газа. Актуальность данной задачи подчеркивает тот факт, что потребности на мировом и внутреннем рынках в. углеводородном сырье постоянно возрастает, при этом темпы очень существенны (таблица 3).
Правительство РК, начиная с 1990 года, приняло ряд постановлений, определивших в качестве приоритетных и особо важных для Казахстана такие инвестиционные объекты: как нефтепровод Запад - Кумколь, реабилитация месторождения Узень, реконструкция Атырауского и Шымкентского НПЗ. Однако очень высокая суммарная сметная стоимость этих проектов (около 4,5 млрд. долл.) не позволяет реализовать их до настоящего времени.
Таблица 3
Фактические и прогнозные потребности РК в углеводородном сырье
в 1993 - 2010 гг. (млн.т.)1
Вид сырья
Годы
1993
1994
1995
2000
2005
2010
Нефть с газовым конденсатом всего, в том числе:
27,3
32,4
37,7
62,3
68,8
67,1
Поставки на НПЗ
17,5
18.5
19,4
37,8
41,3
41,6
Покрытие импорта нефтепроводом
4,3
3.5
3,5
-
-
-
На гос. нужды
2,5
3,5
5,0
5,5
5,5
5,5
Экспорт
3,0
6,9
9,8
19,0
22,0
20,0
Реальные перспективы развития нефтегазового сектора связано также с разработкой Казахстанского шельфа Каспийского моря. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов.
Стратегия развития нефтепроводного транспорта в РК состоит в том, что сооружение новых нефтепроводов должно обеспечить стабильность и достаточность поставок на собственные нефтеперерабатывающие заводы, а также выхода на внешние рынки.
Перспективы нефтепереработки РК связаны с задачей гарантированного обеспечения республики нефтепродуктами. В этой связи разработана программа развития нефтяного рынка, которая предусматривает:
строительство Мангистауского НПЗ мощностью 6 млн. т. в год. Право на строительство данного завода на конкурсной основе получил Консорциум, в состав которого входят три Японские фирмы - "Мицубиси", "Мицуи" и "Тайоинжиринг". Сырьевой базой нового завода будет нефть месторождений полуострова Бузачи. Большую часть производимых нефтепродуктов планируется поставлять на экспорт через морские терминалы порта Актау;
расширение Шымкентского и Павлодарского НПЗ;
реконструкция Атырауского НПЗ;
строительство двух малотоннажных заводов по производству смазочных масел в Атырауской и Актюбинской областях;
строительство в Западно-Казахстанской области завода по переработке газового конденсата мощностью 3,3 млн. т. в год;
строительство минизаводов по нефте- и конденсатопереработке в г.Аксае производительностью до 400 тыс. т. в год.
Реализация перспективных планов не только позволит полностью удовлетворить собственные нужды республики в продуктах нефтепереработки, но и создать серьезную базу для экспорта. Обобщенно все перечисленное можно представить на рисунке 5 - Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК.
На основе информации, из различных отраслевых источников складывается следующая прогнозная картина производства, потребления и потенциального экспорта нефти (таблица 4).
Анализ информации, приведенной в таблице, показывает, что добыча нефти возрастет в 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года в 4,5 - 5 раз (по сравнению с уровнем 1995 года - в 5,6 - 6,4 раза, по сравнению с 1999 годом - в 4,1 - 4,7 раза).
Наибольший темп прироста добычи нефти ожидается в период до 2010 года со среднегодовым темпом прироста 11 - 12 %, с последующей стабилизацией уровня добычи. В 2030 году добыча нефти в Казахстанском секторе Каспийского шельфа составит до 56 % от общей добычи, а СП Тенгизшев-ройл - до 27 %. Добыча нефти в среднем по миру за период с 1990 по 2020 гг. возрастет в 1,23 раза, потребление - в 1,25. В Казахстане за этот же период времени добыча возрастет в 4,2 - 4,8 раза (на 82 - 97 млн. т).
Таблица 4
Прогноз производства, потребления и экспортного потенциала нефти в Республике Казахстан (maxmin), млн.тонн1
Годы
1990
1995
1999
2000
2005
2010
2015
2020
2030
Производство
25,8
20,6
28
52
75
112
119
123
131
34
60
95
103
108
116
Потребление
18,95
19,4
-
20,6
27
30
35
37
39
20,6
27
30
35
37
39
Экспортный потенциал
-
-
-
17,4-31,4
33-48
65-82
66-82
73-86
79-94
За период до 2030 года предполагаемое потребление нефти возрастет в 2,06 раза. Доля Казахстана в суммарном потреблении нефти увеличится в этом случае с 0,587 % в 1990 году до 0,967 % в 2030 году.
Предполагая, что тенденции производства и потребления нефти будут реализовываться одновременно в минимальных и максимальных вариантах, можно оценить прогноз экспортного потенциала.
Соотношение добычи и собственного потребления нефти в 1990 году составляло величину 1,36, 1,06 в 1995 году; в 2030 году предполагается величина 3,14 - 3,542.
Рисунок 5.
Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК
Разработка стратегии развития нефтяного рынка позволяет обеспечить ее стабильное функционирование и развитие. Ряд проблем находятся в макроэкономической области, и требует общегосударственных решений. Основные из них:
- административные и экономические меры по обеспечению платежеспособного спроса;
- государственная поддержка мер по расширению возможностей экспорта энергоносителей, в том числе поддержка усилий компаний выйти на оптовые рынки энергоносителей других стран, не в ущерб национальным интересам;
- меры по преодолению кризиса неплатежей, необходимые для становления рынка и формирования конкурентной среды в нефтяном рынке.
Решение этих задач является условием формирования равновесных цен спроса и предложения на нефть, и повышение цен, так называемых, естественных монополий сначала до уровня их самофинансирования, а затем постепенно - и до соответствия структуре мировых цен. Тем самым будут созданы условия для преодоления стратегически наиболее опасного аспекта -недостатка инвестиций. Повышение цен позволит предусмотреть в них необходимую инвестиционную составляющую, получение адекватных амортизационных отчислений.
Вместе с приватизацией и продажей акций топливно-энергетических компаний на свободном рынке дает реальные возможности для оживления инвестиционной активности в нефтяном рынке, и через это - и в смежных отраслях. Главной целью нефтяной стратегии Казахстана является определение путей и формирование условий наиболее эффективного использования нефтяных ресурсов и производственного потенциала для подъема жизненного уровня населения и социально-экономического развития страны.
Таким образом необходимо:
-сохранить и укрепить нефтяную независимость и безопасность республики;
-обеспечить достойную роль нефтяных ресурсов как фактора роста производительности труда и средства повышения качества жизни населения;
- существенно снизить техногенную нагрузку нефтяного сектора на окружающую среду.
Исходя из указанных целей, нефтяная стратегия Казахстана призвана определить приоритеты, направления и средства новой структурной, региональной и технической политики в энергоснабжении страны. Высшим приоритетом стратегии является повышение эффективности потребления и сбережения нефтяного сырья. Сэкономленные ресурсы должны стать основным источником обеспечения необходимого экспорта нефти, наряду с рациональным увеличением ее добычи.
Новая структурная политика на ближайшие 15-30 лет означает:
-рост добычи нефти, повышение эффективности ее использования и увеличения ее доли во внутреннем потреблении и экспорте;
- приоритет глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья.
Новая техническая политика в области энергетики ориентируется на:
- коренное повышение экономической и энергетической эффективности всех стадий добычи, преобразования, распределения и использования нефтяных ресурсов,
- отказ от чрезмерной централизации снабжения,
-экологическую и аварийную безопасность месторождений нефти и надежность снабжения потребителей нефтью,
-использование и разработку качественно новых технологий и технических средств для устойчивого развития нефтяного рынка (добычи и переработки нефтяного сырья).
Главным средством достижения целей и реализации приоритетов этой стратегии является формирование рынка, контролируемого государством с помощью:
- ценовой и налоговой политики, обеспечивающей ликвидацию перекосов цен на нефть и нефтяные продукты при постепенном переходе к ценам, соответствующим в качестве верхнего предела структуре цен мирового рынка, а нижнего - ценами самофинансирования предприятий,
-последовательной политики формирования конкурентной среды, путем создания полноценных хозяйственных субъектов рынка и рыночной инфраструктуры,
- совершенствование законодательства и разработки достаточно полной системы нормативных актов, регулирующих взаимоотношения субъектов рынка между собой, с органами государственного управления и общественностью.
В рамках контролируемого рынка государство должно обеспечить:
создание системы стимулов и условий для энергосбережения и повышения эффективности производства и использования ресурсов,
дерегулирование экспорта нефти и импорта энергетического оборудования и материалов при сохранении эффективного государственного контроля за соблюдением интересов страны,
проведение активной инвестиционной политики путем создания условий для самофинансирования нефтяных предприятий и расширения круга отечественных и иностранных инвесторов.
1.2. Мировой опыт государственного регулирования налогообложения в нефтегазовом секторе
Особое значение в государственном регулировании нефтяных стран придается гибкому налоговому законодательству, обеспечивающему в случае удачного формирования оптимальный режим деятельности нефтяных предприятий как с точки зрения государства (темпы развития и структурные изменения предприятий, максимизация на относительно стабильном уровне налоговых изъятий в бюджет), так и инвесторов, в том числе и иностранных.
В мировой практике правительства обычно взимают не более 10 налогов и сборов. В среднем эта цифра составляет 6-8 разных видов, традиционно устанавливаемых 1-2 уровнями власти. К сожалению, налоговое законодательство, действующее в настоящее время в Республике Казахстан, далеко от совершенства и вызывает множество споров и претензий. Закон О налогах и других обязательных платежах в бюджет, принятый в 1995 году, несомненно сыграл свою позитивную роль в становлении финансовой системы республики, соответствуя тому объективному этапу развития страны. Однако за пять лет социально-экономические показатели страны претерпели значительные изменения, и существующее налогообложение уже неадекватно как интересам реального сектора, в лице национального производства, так и стратегическим интересам экономического развития страны в целом.
Финансовые поступления из природного сектора очень важны для любого государства. Они имеют форму прибыли государственных предприятий в природоэксплуатирующем секторе или отчислений от дохода частных предприятий. Для государственных предприятий величина прибыли зависит от ценности месторождения и эффективности его эксплуатации. В мировой практике для частных предприятий поступления в бюджет государства имеют форму платежей, арендной платы, динамической ренты, зафиксированных в налоговом законодательстве, а также налогов (прямых и косвенных), зафиксированных в законах о налогах и инвестициях1.
Анализируя опыт зарубежных стран, можно сделать вывод, что все выплаты в зависимости от их природы можно разделить на две группы. К первой группе относятся платежи, покрывающие административные расходы на функционирование структур, которые обеспечивают управление и контроль за деятельностью природоэксплуатирующих предприятий. Во вторую группу входят налоги и платежи, предназначенные для изъятия дифференциальной рентой.
Платежи представляют собой плату за административное действие или услугу со стороны государства и уплачиваются за предоставление или возобновление права на природопользование сразу после подачи запроса до его рассмотрения. Если запрос не удовлетворяется, то обычно платеж возвращается. Дополнительные платежи взимаются за лабораторный анализ, геологическое исследование территории, топографическую съемку, оценку объекта, регистрацию и сертификацию документов и т.п. Эти платежи идут не в общий фонд, а в специальный - на улучшение качества соответствующих услуг.
Арендная плата, или земельная рента - это плата за исключительное право использовать арендованные земли. Она рассчитывается на единицу арендованной территории и уплачивается собственнику земли. Величина платежа должна быть достаточной для того, чтобы предотвратить спекулятивное использование земель, а также избежать приобретения земли иностранным предпринимателем в целях ее интенсивного использования при приостановке им аналогичных работ у себя на родине. Подобный налог дает стимул активным эксплуатационным действиям. Однако понятно, что цель налога - предотвращение спекуляций, а не сбор средств в государственную казну. Эта цель достигается сбором дифференциальной ренты или налога с доходов. В первые годы эксплуатации природного объекта арендная плата устанавливается на минимальном уровне, а затем постоянно увеличивается один раз в несколько лет с тем, чтобы заставить предприятие развивать свое производство,
Дифференциальная рента - это платеж государству за привилегию использовать истощаемые ресурсы. Он рассчитывается из валовой выручки производителя, а не из его чистой прибыли. Поскольку это плата за истощение, то для ее сбора необходима оценка природного объекта. Здесь могут использоваться различные методы - и прямые, и косвенные. Чаще платеж базируется на согласованном уровне чистого дохода.
Налог с дохода рассчитывается на общих для всех предприятий основаниях. Ввиду того, что объем добычи может сокращаться, в законодательствах различных стран предусмотрены налоговые скидки. При этом принимаются во внимание истощение по издержкам (рост издержек на разведку), уменьшение годового производства, или процентное истощение, рассчитываемое в процентном отношении к падению стоимости производства. Однако существует предел скидок, гарантирующий государству получение некоторого налогового минимума.
Тарифы обычно устанавливаются при импорте или экспорте товаров. Экспортные пошлины не должны ослаблять позиции местного бизнеса на мировом рынке. Уровень суммы экспортной пошлины и дифференциальной ренты составляет как правило не более 10-20% для углеводородного сырья,
В мировой практике в основном распространены три типа налогов, которыми облагаются производители нефти; налоги собственника недр на выпуск, на прибыль и на активы. Налоги на выпуск чаще всего называются роялти, или налогом суверена, и назначаются как доля выпуска или процент от стоимости произведенного сырья. Это налог подобен экспортной пошлине и гарантирует государству-собственнику некоторый доход в тот период, когда добывающее предприятие еще не вышло на проектную мощность. Обычно налог на выпуск дополняется уплатой бонуса при выигрыше тендера, выполняющие аналогичные функции. Уровень налога, как правило, составляет 10-20% стоимости нефти и газа. Ставка налогообложения может увеличиваться, если цена на добытый ресурс превышает некоторую базовую величину, установленную государством.
Принципиальная трудность в изъятии роялти состоит в том, что он увеличивает средние и предельные издержки добычи. При любой цене компания-оператор получает стимул к сокращению добычи. Такой эффект может быть желателен при значительном физическом истощении месторождений. Однако его последствиями становятся сокращение затрат на геологоразведочные работы и переоценка ранее оконтуренных месторождений как экономически истощенных в новых условиях. Нужно стремиться достичь оптимальной величины роялти в целях установления разумного сочетания его роли как, с одной стороны, средства увеличения доходов государства, а с другой стороны - препятствия к увеличению объемов добычи.
Проблема соотношения фиксированного бонуса и ежегодно уплачиваемого роялти достаточно сложна. Бонус имеет то преимущество, что его величина не зависит от объема будущей добычи полезного ископаемого. За уплатой такого рода платежей легко следить, поскольку нет необходимости рассчитывать их в зависимости от объема добычи. Бонусы оказывают минимальное воздействие на развитие процесса добычи, потому что сразу после уплаты становятся прошлыми затратами.
Важно учитывать, что величина бонуса всецело зависит от стоимости прав на добычу в момент их передачи. Риск финансовых потерь полностью лежит на компании, которая претендует на лицензию. Если процесс добычи не достигнет проектной мощности, то эта компания понесет убытки. А государство свой бонус получит. Вместе с тем все преимущества успешной отработки месторождения остаются у компании, даже если причиной повышения прибыльности явились внешние факторы (поднятие цен).
Для очень ценных месторождений величина бонуса может быть достаточно большой. Так, в США получение некоторых лицензий на добычу нефти и газа влекло уплату бонусов в сотни миллионов долларов. Такие суммы иногда лежат за пределами финансовых возможностей фирм и способствуют отсеву финансово несостоятельных компаний.
Роялти имеет преимущества там, где трудно использовать бонусы. Как уже отмечалось, роялти есть способ регулирования желательного объема добычи. Поэтому продавец лицензии может вносить свой вклад в скорейшее начало добычи. Регулируя величину роялти в зависимости от объема и других факторов. Очень высокие индивидуальные ставки роялти могут сдержать развитие месторождения, кроме тех, которые имеют минимальные издержки по добыче, что может повлечь за собой существенное сокращение доходов государства. При этом все рентные доходы отойдут государству, отпускная цена будет практически одинакова по всем экономически эффективным месторождениям, независимо от того, высокие или низкие там издержки по добыче. Рациональная последовательность вовлечения месторождений в процесс их эксплуатации может нарушаться.
Для преодоления указанных недостатков предлагаются ступенчатые схемы изъятия роялти, когда ставка платежа меняется в зависимости от объема добычи. При этом создается стимул к экстенсивному развитию эксплуатации недр. Вот почему рациональным считается фиксация ставки роялти на некотором среднем уровне, позволяющем обеспечить среднюю прибыльность добывающего предприятия. Уплата роялти зависит от величины первоначальных капиталовложений, поскольку она вносится с текущего дохода предприятия, поэтому данный платеж не является барьером для участия в конкурсе. Однако продавец лицензии несет значительные административные издержки по выполнению расчетов сумм, которые должны быть выплачены компанией, и по контролю за процессом выплаты.
В целом система периодической выплаты роялти при фиксированном бонусе подтверждает свою эффективность как способ изъятия доли ренты собственниками недр. Роялти может взиматься по достаточно высокой ставке, а уровень бонуса должен быть таким, чтобы сделать доступным участие заинтересованных фирм в конкурсе.
Рассматривая налоги на прибыль, следует сказать, что ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА и ЕГО роль в НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
1.2. Мировой опыт государственного регулирования
налогообложения в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ И НАЛОГОВЫХ ПОСТУПЛЕНИЙ
В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ
2.1. Налоговый режим в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
2.2. Виды налогов и платежи в сфере разведки и добычи нефти и газа
2.3. Анализ налоговых поступлений в нефтегазовом секторе
ГЛАВА 3. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ В НЕФТЕГАЗОВОМ СЕКТОРЕ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
3.1. Проблемы и перспективы развития нефтегазового бизнеса
Республики Казахстан
3.2. Некоторые проблемы совершенствования налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Нефть и природные газы относятся к основным источникам энергии, и совершенно очевидно, что их лидирующая роль сохранится не только до конца века, но и в начале следующего столетия. При безусловном увеличении темпов роста использования альтернативных источников энергии нефть и газ в 2001 г. и даже в 2020 - 2030 гг., по-видимому, будут обеспечивать не менее половины всего потребления энергии в мире.
В стратегической программе Президента Республики Казахстан до 2030 года акцентируется внимание на нефтяном секторе Казахстана и проводится параллель между экономическим процветанием страны и эффективным использованием национальных нефтяных ресурсов.
Сегодня казахстанский бюджет более чем на 30 % своей заполняемостью зависит от доходов, поступающих в виде налогов и сборов из нефтяного сектора1. Из данного факта можно сделать вывод о том, что нефтяной сектор является стратегической базой и приоритетным направлением в комплексном развитии экономики Казахстана. Именно поэтому развитию нефтяного сектора в сложившейся экономической ситуации придается особо важное значение, поэтому налогообложение недропользователей является приоритетным направлением как фискальной, так и инвестиционной политики нашего государства. В связи с этим условия законодательства, регулирующие данный вопрос, всегда вызывали и вызывают большой интерес у казахстанских и иностранных инвесторов.
Развитие отдельных условий налогообложения недропользователей началось еще до момента перехода Республики Казахстан к порядку предоставления права на недропользование на основании заключаемых контрактов между уполномоченным государственным органом и недропользователем. Основные принципы налогообложения недропользователей, применяемые сегодня, были заложены первоначально в указе президента Республики Казахстан "О нефтяных операциях от 18 апреля 1994 г. № 1662. а впоследствии указом О налогах и других обязательных платежах в бюджет от 24 апреля 1995 года № 2235. К таким принципам относятся следующие:
установление условий налогообложения для недропользователей в контракте при его заключении;
стабильность условий налогообложения по основным видам налогов и платежей, позволяющая обеспечить сохранение уровня налогообложения недропользователя и баланса интересов между недропользователем и государством на протяжении всего срока действия контракта;
уплата, помимо общеустановленных налогов и платежей, специальных платежей за пользование недрами;
налоговая граница, то есть ведение отдельного налогового учета доходов и расходов по операциям по недропользованию;
установление отдельных условий исчисления подоходного налога и НДС, соответствующих условиям осуществления операций по недропользованию.
Указанные принципы полностью сохранены и являются основополагающими и в проекте Налогового кодекса, разработанного Министерством государственных доходов и Министерством финансов Республики Казахстан.
Цель дипломной работы осветить особенности налогообложения в нефтегазовом секторе Республики Казахстан, рассмотреть проблемы и пути совершенствования.
В связи с этим в работе поставлены следующие задачи:
рассмотреть особенности и задачи развития нефтегазового сектора Республики Казахстан;
охарактеризовать принципы и виды налогов в нефтегазовом секторе;
определить роль государственного регулирования налогообложением в рассматриваемой сфере опираясь на мировой опыт;
проанализировать поступления налогов за 1999-2000 гг;
определить проблемы налогового законодательства и пути дальнейшего эффективного налогообложения нефтегазового сектора Республики Казахстан.
Дипломная работа состоит из введения, трех глав и заключения.
Методологическую основу дипломной работы составляют труды казахстанских и зарубежных ученых экономистов, статьи периодической печати, а также Законодательно-нормативные акты Республики Казахстан в сфере налогообложения и недропользования.
ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА ЕГО НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ
1.1. Состояние и развитие нефтегазового сектора Республики Казахстан
В стратегии развития Казахстана до 2030 года особая роль отводится нефтегазовому рынку страны. Эффективное использование нефтегазовых ресурсов будет способствовать устойчивому росту экономики и улучшению жизни народа. По запасам нефтегазовых ресурсов Казахстан занимает среди других стран в мире 12 место, а по добыче 15 место.1
Основными нефтегазоносными провинциями Казахстана являются Прикаспийская впадина, Мангышлак, Бузачи, Южно-Тургайский прогиб. В настоящее время идет интенсивная разведка шельфовой зоны Каспийского моря. Прогнозируемые нефтяные запасы Каспийского региона, по мнению международных специалистов, составляют для Казахстана 85 млрд. барр. (или 11,548 млрд. т.)2.
В Казахстане на сегодняшний день открыто свыше 200 месторождений нефти и газа. Разведанные и разрабатываемые запасы углеводородного сырья приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Разведанные запасы углеводородного сырья категории
C1 по открытым 203 месторождениям в 2000 году3
Геологические запасы
Извлекаемые запасы
Нефти
6,293 млрд. т.
2,095 млрд. т.
Природного газа
1,901 трлн. м3.
1,830 трлн. м3.
Газового конденсата
944 млн. т.
688 млн. т.
В 10 наиболее крупных месторождениях сосредоточены 87,8% всех запасов и 85,9 % добычи нефти республики, уникальными признаются Тен-гизское нефтегазовое месторождение в Атырауской области и Карачаганакское газонефтеконденсатное месторождение в Западно-Казахстанской области.
Таблица 2
Разрабатываемые запасы 77 месторождений с суммарными запасами углеводородов по категории C1 в 2000 году1
Геологические запасы
Извлекаемые запасы
Нефти
5,177 млрд. т.
1,723 млрд. т.
Природного газа
1,649 трлн. м5.
1,557 трлн. м .
Газового конденсата
890 млн. т.
655 млн. т.
По степени промышленного освоения в структуре запасов преобладают запасы месторождений, подготовленных к промышленному освоению, большая часть которых относится к региону Прикаспия. Доля запасов разведываемых и законсервированных остается невысокой. Основные месторождения нефти и газа приурочены в Западном Казахстане к прибортовым зонам Прикаспийской впадине. Ведущее положение в географическом размещении запасов и добыче нефти занимает Атырауская область, а природного газа - Западно-Казахстанская.
Наиболее крупными месторождениями являются Тенгизское нефтегазовое, Карачаганакское нефтегазоконденсатное, Узеньское газонефтяное, Жанажольское нефтегазовое, Северо-Бузачинское газонефтяное, Жетыбай-ское нефтегазоконденсатное, Каражанбасское газонефтяное, Кенкияк - нефтяное, Кумколь - нефтяное (рисунок 1).
Извлекаемые запасы нефтегазовых ресурсов Республики Казахстан сосредоточены в шести областях - Атырауской, Мангистауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Карагандинской (рисунок 2).
Рисунок 2.
Распределение начальных извлекаемых запасов нефти по административным областям
Нефтяной потенциал Казахстана в последние годы резко возрастает за счет обнаружения огромных запасов шельфовой зоны Каспия. Казахстанский сектор Каспийского моря, условная граница которого располагается вдоль меридиана 49°30', в географическом отношении разделяется на две приблизительно равные части: северную (мелководную часть моря) и южную (глубоководную часть моря). Южной границей мелководной части считается широта мыса Тюб-Караган. Средняя глубина моря здесь около шести метров.
Южнее мыса Тюб-Караган располагается глубоководная часть акватории, географически относимая к Среднему Каспию. Глубина моря здесь колеблется от десятков до первых сотен метров.
По результатам ранее проведенных географических исследований выявлено несколько десятков структур. Наиболее важными результатами этих исследований является выявление в пределах акватории верхнепалеозойской карбонатной платформы с рифовыми массивами: Кашаган, Адайское, Му-рунжырау и другие. Эти данные позволяют предполагать, что наиболее высокий потенциал нефтегазоносности Прикаспийского региона сосредоточен в пределах Северного Каспия. Кроме того, в пределах акватории предполагаются более высокие, чем на суше, перспективы нефтегазоносности надсоле-вых образований, аналогичные месторождениям Мартыши, Прорва и другим,
Не менее значительные перспективы нефтегазоносности структур Южного Каспия, возможно являющихся морскими аналогами крупнейших месторождений Узеньское, Жетыбайсоке, Дунга за счет увеличения мощности осадочного чехла в сторону акватории, продолжение Бузачинской группы месторождений в море, Каражанбас и другие.
Весь рассматриваемый регион может быть подразделен на три самостоятельные зоны:
1) Прикаспийская, включая морское продолжение Приморского, Аты-рауского, Новобогатинского, Октябрьского и Жамбайского поднятий;
2) Бузачинская, включая морскую часть одноименного поднятия;
3) Мангистауская, включая морское продолжение Тюб-Караганской антиклинали, Песчано-Ракушечного поднятия, Сегиндинской и Жазгурлинской впадины.
Потенциально наиболее перспективной их них является Прикаспийская, где по самым осторожным оценкам прогнозные ресурсы нефти могут составлять 2,5 млрд. т. и до 1,5 трлн. м3 свободного газа. Основные перспективы Бузачинской зоны связаны с нижнемеловыми, юрскими и, возможно, триасовыми песчано-глинистыми породами. Прогнозная оценка запасов нефти 250-300 млн. т.
Прогнозные запасы нефти, связанные здесь с мезозойским комплексом пород, могут оцениваться в 800 млн. т. Наиболее вероятно открытие газонефтяных и газоконденсатных месторождений без сероводорода. Примером могут служить открытые месторождения Ракушечное-море и Скалистое-море, В целом потенциальные запасы шельфа оцениваются по нефти на уровне 3,5 млрд. т. и по газу до 2,0 трлн. м3, что сопоставимо с общими запасами всех категорий на суше.
По последним данным потенциальная возможность шельфовой зоны оцениваются в 9,0 - 26,0 млрд. т. нефти, а реально извлекаемые запасы нефти в целом в Казахстане оцениваются в 11,0 млрд. т. нефти, что превращает его в одну из богатейших стран мира по запасам нефтегазовых ресурсов.
По состоянию на начало 1999 года запасы газа промышленных категорий, включающие свободный газ газовых шапок, разведаны на 75-ти месторождениях углеводородного сырья. Суммарный объем составляет около 1901 млрд. м3. при этом остаточные запасы оцениваются специалистами более чем в 1830 млрд.м3.
Запасы газового конденсата по категориям А+В+С1, учтены по 31 месторождениям. Остаточные извлекаемые запасы газового конденсата составляют около 694 млн. т. при начальных запасах 714 млн. т. Добыча конденсата в республике осуществляется на 15-ти месторождениях. Из более чем 20 млн. т накопленной к началу 1996 года добычи конденсата около 18 млн. т. извлечено на Карачаганакском месторождении, запасы газового конденсата, на котором составляют около 91 % всех запасов конденсата Казахстана. Кроме Карачаганакского месторождения значительные запасы конденсата установлены на месторождениях Жанажол (Актюбинской обл.) и Имашевское (Атырауской обл.). На остальных месторождениях запасы газового конденсата не превышают 0,2 - 0,3 млн. т. Исключение составляют только месторождения Тенге, Южный Жетыбай, Ракушечное (в Мангистауской обл.), запасы конденсата, на которых превышают указанное значение.1
На сегодняшний день руководство нефтяного сектора осуществляет ННК "Казахойл", которая была создана Указом Президента Республики Казахстан от 4 марта 1997 года. Основной целью деятельности ННК "Казахойл" является содействие производственно-экономическому развитию нефтегазо-добывающей промышленности в республике, а также смежных производств - нефтехимии, энергетики, строительства, машиностроения, сферы услуг и т.д. Другой целью является привлечение иностранных инвестиций. В своей работе ННК "Казахойл" опирается на основные законы РК: "Закон о нефти" (1996) и другие, которые призваны регулировать природопользование в республике.
В состав компании "Казахойл" входит АО "Эмбамунайгаз" (85 %), часть пакета акций АО "Актюбемунайгаз" (20,5 %), АО "Тенгизмунайгаз" (85 %) и другие предприятия. АО "Южнефтегаз" приватизировано 28 августа 1996 года, 90 %-тами его акций владеет канадская компания "Харрикейн Хадрокарбонз" и оно переименовано в 1997 году в АО "Харрикейн Кум-коль". Контрольным пакетом акций АО "Актюбемунайгаз" (60 %) владеет Китайская национальная нефтяная компания (CNPC). Контракт был заключен 3 июня 1997 года сроком на 20 лет. Стоимость его состав.ляет 320 млн. долл. Также Китайская национальная нефтяная компания (КННК) выиграла тендер на разработку Узеньского месторождения, второго после Тенгизского по запасам нефти в Казахстане. Его извлекаемые запасы специалисты оценивают в 140 млн. т. нефти. Сегодня здесь добывают около 2 млн. т. сырья в год. КННК берется, затратив в течение 5 лет - 4 млрд. 380 млн. долл., довести ежегодную добычу до 8 млн. т. Кроме того, 1 млрд. 100 млн. долл. планируется вложить в АО "Актюбемунайгаз" и к 2002 году выйти здесь на уровень в 5 млн. т. нефти. В течение 5 лет стороны намерены проложить нефтепровод с запада на восток до границы с Китаем. Общая сумма контракта между Казахстаном и Китаем составила 9,5 млрд. долл.
АО "Мангистаумунайгаз" приватизировано также в 1997 году. Соглашение подписано 11 мая с индонезийской компанией "Сентрал Эйша Петро-лиум ЛТД", входящей в группу компаний "Медко Энерджи Корпорейшн". Им принадлежит 60 % акций. Общая сумма составит 4 млрд. 348 млн.долл. Из них 4,1 млрд. инвестиций будут сделаны в течение 20 лет; бонусы - 248 млн. долл., экологическая программа - 70 млн. долл., социальная сфера - 30 млн.долл.
АО "Актюбемунайгаз", расположенное на территории Актюбинской области, осуществляет разработку и эксплуатацию нефтяных месторождений "Жанажол" и "Кенкияк" и структурно подразделяется на нефтегазодобываю-щие управления "Октябрьскнефть" и "Кенкиякнефть", Актюбинское управление разведочного бурения и Октябрьское управление буровых работ, Жанажолский газоперерабатывающий завод.
Актюбинское управление разведочного бурения осуществляется бурение поисковых и разведочных скважин на территории Актюбинской области. Кроме того, в составе объединения работают: Октябрьское и Кенкиякское управление технического транспорта; управление технологического транспорта и специальной техники; СМУ "Актюбинскнефть", Джаксылгайская и Октябрьская базы производственно-технического обслуживания и комплектации.
На месторождении "Жанажол" извлекаемые запасы составляют 103,346 млн. т., газового конденсата 26,542 млн. т., попутного газа 28,323 млрд.м3 и свободного газа из газовой шапки 100,481 млрд.м . Объем добычи нефти по месторождению в 1998 году составил 2,338 млн. т., попутного газа -699,9 млрд.м3. Месторождение "Кенкияк" содержит 10,355 млн. т. извлекаемых запасов нефти. Добыча нефти в 1998 году составила 285,5 тыс. т. Число работающих на АО "Актюбемунайгаз" в 1998 году составляло - 9,2 тыс. человек. На 1999 год с учетом предстоящей реструктуризации установлен лимит численности работающих в размере 6879 человек. Объем капитальных вложений в 1998 году составил 65,4 млн. долл., в том числе за счет кредитов с китайской стороны - 42,4 млн. долл., за счет собственных средств - 13 млн. долл. Все кредиты были краткосрочными. Себестоимость тонны нефти в 1998 году была 3,3 тыс. тенге.
АО "Мангистаумунайгаз" находится в городе Актау и структурно подразделяется на НГДУ "Комсомольскнефть"; Узеньское управление буровых работ; Мангистауское управление буровых работ; Жетыбайское управление буровых работ; Управление технологического транспорта; капитального ремонта скважин.
НГДУ "Жетыбайнефть" разрабатывает и эксплуатирует месторождения: Жетыбай с извлекаемыми запасами нефти 143,7 млн. т., эксплуатация ведется с 1967 года, добыто около 35 % извлекаемых запасов нефти.
НГДУ "Комсомольскнефть" разрабатывает нефтяное месторождение Каламкас, введенное в разработку в 1979 году, с начальными извлекаемыми запасами 165,824 млн. т. За время эксплуатации добыто менее 30 % от начальных извлекаемых запасов.
АО "Мангистаумунайгаз", являясь самым крупным добывающем предприятием РК, характеризуется падающей добычей, так, в 1998 году было добыто 3347,4 тыс. т. нефти, что составило по сравнению с 1997 годом 74,7 %. Большая часть нефти добывается на месторождениях Каламкас и Жетыбай. Снижение добычи, кроме технических причин, было связано с трудностями в ее реализации.
Опытно-экспериментальное НГДУ "Каражанбаснефть", подчиняющееся непосредственно национальной нефтяной компании "Казахойл", разрабатывает нефтяное месторождение на полуострове Бузачи с применением тепловых методов повышения нефтеотдачи: закачки перегретого пара в нефтяные залежи и внутрипластовое влажное горение нефти.
Одним из старейших нефтегазодобывающих предприятий республики является АО "Эмбамунайгаз", расположенное в г. Атырау. Структурно объединение подразделяется на: НГДУ "Жаикнефть", НГДУ "Доссорнефть", НГДУ "Макатнефть", Балыкшинское управление буровых работ, вышкомон-тажная контора. Центральная база производственного обслуживания. Центральная научно-исследовательская лаборатория, управление технологического транспорта, трест "Эмбанефтьстрой" и другие. В настоящее время АО "Эмбамуннайгаз" разрабатывает 22 нефтяных месторождений.
В южной части Тургайского прогиба на границе Кызылординской и бывшей Жезказганской областей открыта новая нефтегазовая провинция. В - Кызылорде образовано АО "Харрикейн Кумколь", которое разрабатывает месторождение Кумколь с 1996 года. Структурно "Харрикейн Кумколь" подразделяется на: Кумкольскую экспедицию глубокого эксплуатационного бурения, Кумкольское управление технологического транспорта, Кумкольское управление производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования, МП "Мунайши", МП "Казахстан", отдел рабочего снабжения. По месторождению Кумколь утвержденные запасы нефти составляют 89,4 млн.т., попутного газа - 1,72 млрд.м3.
АО "Тешмзмунайгаз" расположено в поселке городского типа Кульса-ры и имеет на балансе 19 нефтяных месторождений надсолевого комплекса. Структурно оно подразделяется на НГДУ "Кульсарынефть", "Прорванефть" и другие транспортные и обслуживающие подразделения.
На современном этапе в эксплуатации находится 11 месторождений:
Центрально-Восточная Прорва с балансовыми запасами нефти - 52001 тыс.т.; Западная Прорва - 23565 тыс.т.; Терень-Узек - 24238 тыс.т.; Тажигали - 6635 тыс.т.; Актобе - 5171 тыс.т.; Досмухамбет - 4079 тыс.т.; Каратон-Кашкинбет -8064 тыс.т.; Касчагыл - 1278 тыс.т.; Кульсары - 7080 тыс.т.; Мунайлы - 1080 тыс.т.; Акинген - 1825 тыс.т.
Совместное предприятие "Тенгизшевройл" расположено в Венгерском вахтовом поселке вблизи месторождения Тенгиз, которое разрабатывается на основании контракта с Республикой Казахстан совместно с американской нефтяной компанией "Шевройл". Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию с апреля 1992 года с извлекаемыми запасами (по вскрытой части подсолевых отложений) 7 251 377 тыс.т. В настоящее время добыча нефти ограничивается возможностями газоперерабатывающего завода и квотой на транспортировку через территорию России. С пуском очередных КТЛ (комплексно-технических линий) газоперерабатывающего завода, которых всего планируются построить 12, добыча нефти в 1998 году достигла 8,46 млн.т., в 2002 будет - 12,0 млн.т.. а в дальнейшем будет доведена до 36 млн.т. в год.
Компания Chevron была первой, подписавшей контракт в 1993 году на совместное предприятие по развитию гигантского Тенгизского месторождения в Западном Казахстане, в котором сегодня и компания Mobil имеет свою долю. Обширное газовое месторождение Карачаганак развивается при содействии консорциума, включающего British Gas, Agip и Техасе. Казахстан недавно подписал документ на разведку 12 участков своих оффшорных каспийских вод1.
Добыча нефти по данным ННК "Казахойл" в 1998 году достигла 25,9 млн. т., в 1999 году порядка 28 млн. т., а в 2000 г. 34 млн.т. При этом значительная доля в общем, объеме в 1998 году обеспечена добычей на совместном предприятии "Тенгизшевройл" - 8,46 млн. т., "Казахойлом" - 15,9 млн. т. Добыча газа по сравнению с 1997 годом снизилась с 6 млрд.м3 до 5,5 млрд.м3 (рисунок 3).
Рисунок 3
Динамика добычи нефти
По данным Агентства по статистике, проектные мощности НПЗ использовались в 1998 году лишь на 44 %, а в 1999 году на 35 % (рисунок 4).
Рисунок 4.
Динамика переработки нефти в Республике Казахстан
Как видно из рисунка 4, с 1993 года произошло резкое уменьшение переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах Казахстана. Это связано с падением производства нефтепродуктов на Павлодарском и Шымкентском заводах из-за сокращения поставок нефти из Западной Сибири.
Большая часть казахстанской нефти залегает на больших глубинах (более 5000 м), как правило, в условиях высоких температур и давлений, воздействия агрессивных газов. У нефтяников республики нет технических средств по разведке и добыче глубокозалегающей нефти. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов. В связи с этим в республике начал работу специальный государственный консорциум по геологоразведке шельфа Каспийского моря. В состав консорциума вошли семь известных компаний; "Ад-жип" (Италия), "Бритиш газ", "Бритиш Петролиум" (Великобритания), "Стат ойл" (Норвегия), "Мобил Ойл" (США), "Шелл" (Нидерланды) и "Тотал" (Франция).
По оценкам специалистов, проект освоения Каспийского шельфа указанными компаниями в составе "Казахстанкаспийшельфа" в начале XXI столетия станет самым крупным в мире в нефтяной сфере. На разведку консорциум планирует затратить от 300 до 500 млн. долл. Разработка обнаруженных месторождений потребует новых инвестиций.
Оценка нефтегазового потенциала РК тесно связана с решением главной задачи сегодняшнего дня - не допустить значительного снижения производства углеводородного сырья, с последующей стабилизацией и увеличением добычи нефти и газа. Актуальность данной задачи подчеркивает тот факт, что потребности на мировом и внутреннем рынках в. углеводородном сырье постоянно возрастает, при этом темпы очень существенны (таблица 3).
Правительство РК, начиная с 1990 года, приняло ряд постановлений, определивших в качестве приоритетных и особо важных для Казахстана такие инвестиционные объекты: как нефтепровод Запад - Кумколь, реабилитация месторождения Узень, реконструкция Атырауского и Шымкентского НПЗ. Однако очень высокая суммарная сметная стоимость этих проектов (около 4,5 млрд. долл.) не позволяет реализовать их до настоящего времени.
Таблица 3
Фактические и прогнозные потребности РК в углеводородном сырье
в 1993 - 2010 гг. (млн.т.)1
Вид сырья
Годы
1993
1994
1995
2000
2005
2010
Нефть с газовым конденсатом всего, в том числе:
27,3
32,4
37,7
62,3
68,8
67,1
Поставки на НПЗ
17,5
18.5
19,4
37,8
41,3
41,6
Покрытие импорта нефтепроводом
4,3
3.5
3,5
-
-
-
На гос. нужды
2,5
3,5
5,0
5,5
5,5
5,5
Экспорт
3,0
6,9
9,8
19,0
22,0
20,0
Реальные перспективы развития нефтегазового сектора связано также с разработкой Казахстанского шельфа Каспийского моря. По некоторым предварительным оценкам, залежи нефти и газа под Каспием, в частности казахстанской части его шельфа, превышают весь объем добываемых сегодня в Казахстане углеводородов.
Стратегия развития нефтепроводного транспорта в РК состоит в том, что сооружение новых нефтепроводов должно обеспечить стабильность и достаточность поставок на собственные нефтеперерабатывающие заводы, а также выхода на внешние рынки.
Перспективы нефтепереработки РК связаны с задачей гарантированного обеспечения республики нефтепродуктами. В этой связи разработана программа развития нефтяного рынка, которая предусматривает:
строительство Мангистауского НПЗ мощностью 6 млн. т. в год. Право на строительство данного завода на конкурсной основе получил Консорциум, в состав которого входят три Японские фирмы - "Мицубиси", "Мицуи" и "Тайоинжиринг". Сырьевой базой нового завода будет нефть месторождений полуострова Бузачи. Большую часть производимых нефтепродуктов планируется поставлять на экспорт через морские терминалы порта Актау;
расширение Шымкентского и Павлодарского НПЗ;
реконструкция Атырауского НПЗ;
строительство двух малотоннажных заводов по производству смазочных масел в Атырауской и Актюбинской областях;
строительство в Западно-Казахстанской области завода по переработке газового конденсата мощностью 3,3 млн. т. в год;
строительство минизаводов по нефте- и конденсатопереработке в г.Аксае производительностью до 400 тыс. т. в год.
Реализация перспективных планов не только позволит полностью удовлетворить собственные нужды республики в продуктах нефтепереработки, но и создать серьезную базу для экспорта. Обобщенно все перечисленное можно представить на рисунке 5 - Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК.
На основе информации, из различных отраслевых источников складывается следующая прогнозная картина производства, потребления и потенциального экспорта нефти (таблица 4).
Анализ информации, приведенной в таблице, показывает, что добыча нефти возрастет в 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года в 4,5 - 5 раз (по сравнению с уровнем 1995 года - в 5,6 - 6,4 раза, по сравнению с 1999 годом - в 4,1 - 4,7 раза).
Наибольший темп прироста добычи нефти ожидается в период до 2010 года со среднегодовым темпом прироста 11 - 12 %, с последующей стабилизацией уровня добычи. В 2030 году добыча нефти в Казахстанском секторе Каспийского шельфа составит до 56 % от общей добычи, а СП Тенгизшев-ройл - до 27 %. Добыча нефти в среднем по миру за период с 1990 по 2020 гг. возрастет в 1,23 раза, потребление - в 1,25. В Казахстане за этот же период времени добыча возрастет в 4,2 - 4,8 раза (на 82 - 97 млн. т).
Таблица 4
Прогноз производства, потребления и экспортного потенциала нефти в Республике Казахстан (maxmin), млн.тонн1
Годы
1990
1995
1999
2000
2005
2010
2015
2020
2030
Производство
25,8
20,6
28
52
75
112
119
123
131
34
60
95
103
108
116
Потребление
18,95
19,4
-
20,6
27
30
35
37
39
20,6
27
30
35
37
39
Экспортный потенциал
-
-
-
17,4-31,4
33-48
65-82
66-82
73-86
79-94
За период до 2030 года предполагаемое потребление нефти возрастет в 2,06 раза. Доля Казахстана в суммарном потреблении нефти увеличится в этом случае с 0,587 % в 1990 году до 0,967 % в 2030 году.
Предполагая, что тенденции производства и потребления нефти будут реализовываться одновременно в минимальных и максимальных вариантах, можно оценить прогноз экспортного потенциала.
Соотношение добычи и собственного потребления нефти в 1990 году составляло величину 1,36, 1,06 в 1995 году; в 2030 году предполагается величина 3,14 - 3,542.
Рисунок 5.
Стратегические цели и задачи развития нефтяного сектора РК
Разработка стратегии развития нефтяного рынка позволяет обеспечить ее стабильное функционирование и развитие. Ряд проблем находятся в макроэкономической области, и требует общегосударственных решений. Основные из них:
- административные и экономические меры по обеспечению платежеспособного спроса;
- государственная поддержка мер по расширению возможностей экспорта энергоносителей, в том числе поддержка усилий компаний выйти на оптовые рынки энергоносителей других стран, не в ущерб национальным интересам;
- меры по преодолению кризиса неплатежей, необходимые для становления рынка и формирования конкурентной среды в нефтяном рынке.
Решение этих задач является условием формирования равновесных цен спроса и предложения на нефть, и повышение цен, так называемых, естественных монополий сначала до уровня их самофинансирования, а затем постепенно - и до соответствия структуре мировых цен. Тем самым будут созданы условия для преодоления стратегически наиболее опасного аспекта -недостатка инвестиций. Повышение цен позволит предусмотреть в них необходимую инвестиционную составляющую, получение адекватных амортизационных отчислений.
Вместе с приватизацией и продажей акций топливно-энергетических компаний на свободном рынке дает реальные возможности для оживления инвестиционной активности в нефтяном рынке, и через это - и в смежных отраслях. Главной целью нефтяной стратегии Казахстана является определение путей и формирование условий наиболее эффективного использования нефтяных ресурсов и производственного потенциала для подъема жизненного уровня населения и социально-экономического развития страны.
Таким образом необходимо:
-сохранить и укрепить нефтяную независимость и безопасность республики;
-обеспечить достойную роль нефтяных ресурсов как фактора роста производительности труда и средства повышения качества жизни населения;
- существенно снизить техногенную нагрузку нефтяного сектора на окружающую среду.
Исходя из указанных целей, нефтяная стратегия Казахстана призвана определить приоритеты, направления и средства новой структурной, региональной и технической политики в энергоснабжении страны. Высшим приоритетом стратегии является повышение эффективности потребления и сбережения нефтяного сырья. Сэкономленные ресурсы должны стать основным источником обеспечения необходимого экспорта нефти, наряду с рациональным увеличением ее добычи.
Новая структурная политика на ближайшие 15-30 лет означает:
-рост добычи нефти, повышение эффективности ее использования и увеличения ее доли во внутреннем потреблении и экспорте;
- приоритет глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья.
Новая техническая политика в области энергетики ориентируется на:
- коренное повышение экономической и энергетической эффективности всех стадий добычи, преобразования, распределения и использования нефтяных ресурсов,
- отказ от чрезмерной централизации снабжения,
-экологическую и аварийную безопасность месторождений нефти и надежность снабжения потребителей нефтью,
-использование и разработку качественно новых технологий и технических средств для устойчивого развития нефтяного рынка (добычи и переработки нефтяного сырья).
Главным средством достижения целей и реализации приоритетов этой стратегии является формирование рынка, контролируемого государством с помощью:
- ценовой и налоговой политики, обеспечивающей ликвидацию перекосов цен на нефть и нефтяные продукты при постепенном переходе к ценам, соответствующим в качестве верхнего предела структуре цен мирового рынка, а нижнего - ценами самофинансирования предприятий,
-последовательной политики формирования конкурентной среды, путем создания полноценных хозяйственных субъектов рынка и рыночной инфраструктуры,
- совершенствование законодательства и разработки достаточно полной системы нормативных актов, регулирующих взаимоотношения субъектов рынка между собой, с органами государственного управления и общественностью.
В рамках контролируемого рынка государство должно обеспечить:
создание системы стимулов и условий для энергосбережения и повышения эффективности производства и использования ресурсов,
дерегулирование экспорта нефти и импорта энергетического оборудования и материалов при сохранении эффективного государственного контроля за соблюдением интересов страны,
проведение активной инвестиционной политики путем создания условий для самофинансирования нефтяных предприятий и расширения круга отечественных и иностранных инвесторов.
1.2. Мировой опыт государственного регулирования налогообложения в нефтегазовом секторе
Особое значение в государственном регулировании нефтяных стран придается гибкому налоговому законодательству, обеспечивающему в случае удачного формирования оптимальный режим деятельности нефтяных предприятий как с точки зрения государства (темпы развития и структурные изменения предприятий, максимизация на относительно стабильном уровне налоговых изъятий в бюджет), так и инвесторов, в том числе и иностранных.
В мировой практике правительства обычно взимают не более 10 налогов и сборов. В среднем эта цифра составляет 6-8 разных видов, традиционно устанавливаемых 1-2 уровнями власти. К сожалению, налоговое законодательство, действующее в настоящее время в Республике Казахстан, далеко от совершенства и вызывает множество споров и претензий. Закон О налогах и других обязательных платежах в бюджет, принятый в 1995 году, несомненно сыграл свою позитивную роль в становлении финансовой системы республики, соответствуя тому объективному этапу развития страны. Однако за пять лет социально-экономические показатели страны претерпели значительные изменения, и существующее налогообложение уже неадекватно как интересам реального сектора, в лице национального производства, так и стратегическим интересам экономического развития страны в целом.
Финансовые поступления из природного сектора очень важны для любого государства. Они имеют форму прибыли государственных предприятий в природоэксплуатирующем секторе или отчислений от дохода частных предприятий. Для государственных предприятий величина прибыли зависит от ценности месторождения и эффективности его эксплуатации. В мировой практике для частных предприятий поступления в бюджет государства имеют форму платежей, арендной платы, динамической ренты, зафиксированных в налоговом законодательстве, а также налогов (прямых и косвенных), зафиксированных в законах о налогах и инвестициях1.
Анализируя опыт зарубежных стран, можно сделать вывод, что все выплаты в зависимости от их природы можно разделить на две группы. К первой группе относятся платежи, покрывающие административные расходы на функционирование структур, которые обеспечивают управление и контроль за деятельностью природоэксплуатирующих предприятий. Во вторую группу входят налоги и платежи, предназначенные для изъятия дифференциальной рентой.
Платежи представляют собой плату за административное действие или услугу со стороны государства и уплачиваются за предоставление или возобновление права на природопользование сразу после подачи запроса до его рассмотрения. Если запрос не удовлетворяется, то обычно платеж возвращается. Дополнительные платежи взимаются за лабораторный анализ, геологическое исследование территории, топографическую съемку, оценку объекта, регистрацию и сертификацию документов и т.п. Эти платежи идут не в общий фонд, а в специальный - на улучшение качества соответствующих услуг.
Арендная плата, или земельная рента - это плата за исключительное право использовать арендованные земли. Она рассчитывается на единицу арендованной территории и уплачивается собственнику земли. Величина платежа должна быть достаточной для того, чтобы предотвратить спекулятивное использование земель, а также избежать приобретения земли иностранным предпринимателем в целях ее интенсивного использования при приостановке им аналогичных работ у себя на родине. Подобный налог дает стимул активным эксплуатационным действиям. Однако понятно, что цель налога - предотвращение спекуляций, а не сбор средств в государственную казну. Эта цель достигается сбором дифференциальной ренты или налога с доходов. В первые годы эксплуатации природного объекта арендная плата устанавливается на минимальном уровне, а затем постоянно увеличивается один раз в несколько лет с тем, чтобы заставить предприятие развивать свое производство,
Дифференциальная рента - это платеж государству за привилегию использовать истощаемые ресурсы. Он рассчитывается из валовой выручки производителя, а не из его чистой прибыли. Поскольку это плата за истощение, то для ее сбора необходима оценка природного объекта. Здесь могут использоваться различные методы - и прямые, и косвенные. Чаще платеж базируется на согласованном уровне чистого дохода.
Налог с дохода рассчитывается на общих для всех предприятий основаниях. Ввиду того, что объем добычи может сокращаться, в законодательствах различных стран предусмотрены налоговые скидки. При этом принимаются во внимание истощение по издержкам (рост издержек на разведку), уменьшение годового производства, или процентное истощение, рассчитываемое в процентном отношении к падению стоимости производства. Однако существует предел скидок, гарантирующий государству получение некоторого налогового минимума.
Тарифы обычно устанавливаются при импорте или экспорте товаров. Экспортные пошлины не должны ослаблять позиции местного бизнеса на мировом рынке. Уровень суммы экспортной пошлины и дифференциальной ренты составляет как правило не более 10-20% для углеводородного сырья,
В мировой практике в основном распространены три типа налогов, которыми облагаются производители нефти; налоги собственника недр на выпуск, на прибыль и на активы. Налоги на выпуск чаще всего называются роялти, или налогом суверена, и назначаются как доля выпуска или процент от стоимости произведенного сырья. Это налог подобен экспортной пошлине и гарантирует государству-собственнику некоторый доход в тот период, когда добывающее предприятие еще не вышло на проектную мощность. Обычно налог на выпуск дополняется уплатой бонуса при выигрыше тендера, выполняющие аналогичные функции. Уровень налога, как правило, составляет 10-20% стоимости нефти и газа. Ставка налогообложения может увеличиваться, если цена на добытый ресурс превышает некоторую базовую величину, установленную государством.
Принципиальная трудность в изъятии роялти состоит в том, что он увеличивает средние и предельные издержки добычи. При любой цене компания-оператор получает стимул к сокращению добычи. Такой эффект может быть желателен при значительном физическом истощении месторождений. Однако его последствиями становятся сокращение затрат на геологоразведочные работы и переоценка ранее оконтуренных месторождений как экономически истощенных в новых условиях. Нужно стремиться достичь оптимальной величины роялти в целях установления разумного сочетания его роли как, с одной стороны, средства увеличения доходов государства, а с другой стороны - препятствия к увеличению объемов добычи.
Проблема соотношения фиксированного бонуса и ежегодно уплачиваемого роялти достаточно сложна. Бонус имеет то преимущество, что его величина не зависит от объема будущей добычи полезного ископаемого. За уплатой такого рода платежей легко следить, поскольку нет необходимости рассчитывать их в зависимости от объема добычи. Бонусы оказывают минимальное воздействие на развитие процесса добычи, потому что сразу после уплаты становятся прошлыми затратами.
Важно учитывать, что величина бонуса всецело зависит от стоимости прав на добычу в момент их передачи. Риск финансовых потерь полностью лежит на компании, которая претендует на лицензию. Если процесс добычи не достигнет проектной мощности, то эта компания понесет убытки. А государство свой бонус получит. Вместе с тем все преимущества успешной отработки месторождения остаются у компании, даже если причиной повышения прибыльности явились внешние факторы (поднятие цен).
Для очень ценных месторождений величина бонуса может быть достаточно большой. Так, в США получение некоторых лицензий на добычу нефти и газа влекло уплату бонусов в сотни миллионов долларов. Такие суммы иногда лежат за пределами финансовых возможностей фирм и способствуют отсеву финансово несостоятельных компаний.
Роялти имеет преимущества там, где трудно использовать бонусы. Как уже отмечалось, роялти есть способ регулирования желательного объема добычи. Поэтому продавец лицензии может вносить свой вклад в скорейшее начало добычи. Регулируя величину роялти в зависимости от объема и других факторов. Очень высокие индивидуальные ставки роялти могут сдержать развитие месторождения, кроме тех, которые имеют минимальные издержки по добыче, что может повлечь за собой существенное сокращение доходов государства. При этом все рентные доходы отойдут государству, отпускная цена будет практически одинакова по всем экономически эффективным месторождениям, независимо от того, высокие или низкие там издержки по добыче. Рациональная последовательность вовлечения месторождений в процесс их эксплуатации может нарушаться.
Для преодоления указанных недостатков предлагаются ступенчатые схемы изъятия роялти, когда ставка платежа меняется в зависимости от объема добычи. При этом создается стимул к экстенсивному развитию эксплуатации недр. Вот почему рациональным считается фиксация ставки роялти на некотором среднем уровне, позволяющем обеспечить среднюю прибыльность добывающего предприятия. Уплата роялти зависит от величины первоначальных капиталовложений, поскольку она вносится с текущего дохода предприятия, поэтому данный платеж не является барьером для участия в конкурсе. Однако продавец лицензии несет значительные административные издержки по выполнению расчетов сумм, которые должны быть выплачены компанией, и по контролю за процессом выплаты.
В целом система периодической выплаты роялти при фиксированном бонусе подтверждает свою эффективность как способ изъятия доли ренты собственниками недр. Роялти может взиматься по достаточно высокой ставке, а уровень бонуса должен быть таким, чтобы сделать доступным участие заинтересованных фирм в конкурсе.
Рассматривая налоги на прибыль, следует сказать, что ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
