Мудрый Экономист

Индикативная оценка и налоговое стимулирование финансовой стабильности (на примере нефтегазовой промышленности республики узбекистан)

"Налоги и налогообложение", 2008, N 1

Значение нефтегазовой промышленности как базовой и наиболее динамично развивающейся на современном этапе в экономике любой нефтегазодобывающей страны сложно переоценить. В Республике Узбекистан доля этой сферы экономики занимает примерно четверть в валовом внутреннем продукте. Динамика трансформации доли нефтегазовой отрасли в ВВП за 2000 - 2006 гг. представлена на диаграмме 1.

Динамика доли нефтегазовой отрасли в ВВП Республики Узбекистан

      ___________________________________________________________________________________
30 ¬/¦
¦ ¦
¦ ¦ _____
¦ ¦ /____/¦
¦ ¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ _____
25 +/+-------------------------------------------------------------+ ¦+-----/____/+---
¦ ¦ _____ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ /____/¦ _____ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ /____/¦ _____ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ _____ /____/¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ /____/¦ _____ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
20 +/+-+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----/____/+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
15 +/+-+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---
¦ ¦ ¦24,7¦¦ ¦23,5¦¦ ¦ 22 ¦¦ ¦20,8¦¦ ¦22,8¦¦ ¦27,4¦¦ ¦25,6¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
10 +/+-+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
5 +/+-+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦_¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦___
¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ ¦____¦/ /
0 +------------T-----------T-----------T-----------T-----------T-----------T-----------¬
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Диаграмма 1

Сегодня отрасль обеспечивает значительную часть бюджетных доходов и валютных поступлений. Ее развитие осуществляется относительно стабильно. Было бы неверным говорить о том, что это только результат собственно работы отрасли. Она представляет собой лишь элемент единого народно-хозяйственного организма, и вполне естественно, что ее достижения во многом определялись общей политикой экономического реформирования в Узбекистане.

Нефтегазовая отрасль страны развивалась адекватно приоритетам и направлениям развития экономики в целом. С одной стороны, это создание рациональных механизмов государственного регулирования и повышения эффективности работы отрасли, с другой - формирование адекватных этому внутриотраслевых организационных и экономических механизмов обеспечения финансовой стабильности. Однако определяющую роль в стабилизации все же играли внутриотраслевые факторы саморазвития.

Акценты в политике финансовой стабилизации были расставлены в трех основных направлениях:

Важным фактором обеспечения устойчивого развития и финансовой стабильности нефтегазовой отрасли явился переход ее к системе программируемого развития. Уже к середине 1990-х годов отрасль отказалась от практики "латания дыр" и совместно с Министерством экономики Узбекистана начала формировать стройную систему отраслевого программирования. Эта система предусматривает долгосрочные и среднесрочные отраслевые программы и программы предприятий. Кроме того, в систему включаются блоки текущего программирования (1 год) и оперативного регулирования (квартал, месяц). Переход на систему отраслевого программирования и развитие рыночных отношений в экономике объективно потребовали изменения системы оценочных показателей функционирования отрасли и, соответственно, использования новых программируемых индикаторов эффективности развития отрасли, обеспечения ее устойчивости и финансовой стабильности. В связи с этим в настоящее время принято оценивать стабильность отрасли по трем основным группам индикативных критериев:

Остановимся подробнее на показателях финансовой устойчивости. Роль этой группы показателей в программировании развития и оценке деятельности хозяйствующих субъектов неизмеримо возросла с развитием рыночных отношений. Не случайно законодательством Республики Узбекистан определено, что главная цель деятельности любого предприятия заключается в получении прибыли. На этот показатель оказывают влияние практически все внутрипроизводственные факторы, а также состояние внешней конкурентной среды и экономическая политика государства. Но одним из решающих параметров выступает рост объемов производства, увеличение объема добычи, переработки углеводородного сырья (нефти, газа и конденсата).

На диаграмме 2 видно, что добыча и переработка углеводородного сырья шла относительно равномерно. При относительной стабильности объемных параметров закономерно выглядит влияние на изменение финансового состояния иных факторов, таких как цены на продукцию отрасли и затраты на ее производство и реализацию. Стоимостная оценка различных сторон хозяйственной деятельности предприятий нефтегазовой отрасли определяется системой показателей финансовых результатов. В этой системе основными показателями, характеризующими финансовое состояние компании, ее устойчивость и платежеспособность, являются чистая выручка от реализации продукции, затраты на ее производство и продажу и в итоге общий финансовый результат до уплаты налога и чистая прибыль.

Динамика добычи и переработки углеводородного сырья по НХК "Узбекнефтегаз"

      ________________________________________________________________________________________________________
70 ¬/¦ 67 67 ____ 68,3
¦ ¦ 65,6 ____ ____ /___/¦
¦ ¦ ____ 65,3 /___/¦ /___/¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ 64,7 /___/¦ ____ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ 64 ____ ¦ ¦¦ /___/¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ____ /___/¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
60 +/+-/___/+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+-------
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
50 +/+-+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+-------
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦
40 +/+-+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+---------+ ¦+-------
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦36,5 ¦ ¦¦36,5 ¦ ¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦36,1 ¦ ¦¦___ ¦ ¦¦___ ¦ ¦¦36,1
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦34,8 ¦ ¦¦___ ¦ ¦/__/¦ ¦ ¦/__/¦ ¦ ¦¦___
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦34,7 ¦ ¦¦___ ¦ ¦/__/¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦/__/¦
¦ ¦ ¦ ¦¦32,6 ¦ ¦¦___ ¦ ¦/__/¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦¦___ ¦ ¦/__/¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
30 +/+-+ ¦/__/+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+---
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
20 +/+-+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+---
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
10 +/+-+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+-----+ ¦***¦+---
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦ ¦ ¦***¦¦
¦ ¦_¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦_____¦ ¦***¦¦___
¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/ ¦___¦___¦/
0 +---------------T--------------T--------------T--------------T--------------T--------------T--------------¬
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
---------------------------------------------------------------------------------------------------¬
¦--¬ --¬ ¦
¦¦ ¦ - добыча углеводородного сырья в млн т у.т. ¦*¦ - переработка углеводородного сырья млн т у.т.¦
¦L-- L-- ¦
L---------------------------------------------------------------------------------------------------

Диаграмма 2

Изменения общего финансового результата связаны с изменением доли затрат на производство реализованной продукции и расходов периода <1>. Фактором изменения чистой прибыли является также изменение доли налогов из прибыли в общем финансовом результате.

<1> Затраты, не включаемые в производственную себестоимость: расходы по реализации; расходы по управлению (административные расходы); прочие операционные расходы и убытки.

Динамика изменений общего финансового результата по НХК "Узбекнефтегаз"

       __________________________________________________________________________________________
900 ¬/¦ 895,4 ______ ¦
¦ ¦ /_____/¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦
800 +/+-------------------------------------------------------------------------------+ ¦+---+
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦
700 +/+-------------------------------------------------------------------------------+ ¦+---+
¦ ¦ 636,1 ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ______ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ /_____/¦ ¦ ¦¦ ¦
600 +/+------------------------------------------------------------------+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
500 +/+------------------------------------------------------------------+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ 405,7 ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ______ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
400 +/+-----------------------------------------------------/_____/+-----+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
300 +/+-----------------------------------------------------+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ 247,6 ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ______ 243,4 ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ /_____/¦ ______ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
200 +/+---------------------------+ ¦+-----/_____/+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ 113,9 ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ 101,2 ______ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦ ______ /_____/¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
100 +/+-/_____/+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+-----+ ¦+---+
¦ ¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦ ¦¦ ¦
¦ ¦_¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦_____¦ ¦¦___¦
¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ ¦_____¦/ /
0 +-------------T------------T------------T------------T------------T------------T------------¬
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Диаграмма 3

Из приведенных в таблице 1 данных видно, что выручка от реализации продукции росла более высокими темпами, чем затраты на ее производство. Тенденция роста цен на нефтегазовую продукцию за последние годы проявляется во всех странах. Поэтому важно специально выделить роль этого фактора, поскольку за изменением цен можно не увидеть иных тенденций развития, включая и негативные. Для оценки влияния этого фактора на размер получаемой прибыли приводим темпы роста прибыли от реализации продукции, стоимости реализации и затрат на производство реализованной продукции предприятий нефтегазовой отрасли за 2000 - 2006 гг. (таблица 2).

Таблица 1. Изменения структуры прибыли по НХК "Узбекнефтегаз" за 2000 - 2006 годы (в %)

---------------------------------------------------------------------------
Показатели Годы
---------------------------------------------
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
---------------------------------------------------------------------------
Доля прибыли 29,5 24,9 18,8 28,7 32,2 35 33,7
в выручке от реализации
Доля производственных затрат 70,5 75,1 81,2 71,3 67,8 65,0 66,3
в выручке от реализации
Доля общего финансового 42,7 39,5 52,5 42,2 45,3 43,7 50,0
результата в прибыли
от реализации
Доля расходов периода 57,3 60,5 46,5 57,8 54,7 56,3 50,0
в объеме прибыли
от реализации
Доля налогов в общем 48,3 46,5 39,4 37,0 29,9 27,5 22,2
финансовом результате
Доля чистой прибыли в общем 51,7 53,5 60,6 63,0 70,1 72,5 77,8
финансовом результате
---------------------------------------------------------------------------

Таблица 2. Темпы роста прибыли, цен и затрат за 2000 - 2006 годы (в разах к 2000 году)

---------------------------------------------------------------------------
Показатели Годы
------------------------------------------------
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
---------------------------------------------------------------------------
Прибыль от реализации 100 1,2 2,0 2,4 3,8 6,1 7,5
Стоимость реализации 100 1,4 1,8 2,5 3,5 5,2 6,6
продукции
Затраты на производство 100 1,5 2,1 2,5 3,3 4,8 6,2
реализованной продукции
---------------------------------------------------------------------------

Наряду с прибылью в систему показателей финансовой устойчивости развития нефтегазовой отрасли включается большая группа других показателей. Это определяется тем, что финансовое состояние отрасли и предприятий является конечным результатом всей работы и связано с образованием и использованием денежных ресурсов, которые формируются в основном из поступлений средств от реализации нефтегазовой продукции. Финансовое состояние предприятия зависит также от рационального размещения средств в производственных фондах, обеспечивающих бесперебойный ход производственной деятельности предприятий, от маркетинговой деятельности, обеспечения запасов материалов, своевременности расчетов с рабочими и служащими, финансовыми органами, поставщиками и т.д. Полнота и своевременность этих расчетов требует мобилизации всех финансовых ресурсов из соответствующих источников.

Особое значение в индикативном программировании и оценке эффективности развития отрасли придается параметрам изменения структуры ее капитала. Анализ деятельности НХК "Узбекнефтегаз" за последние годы показал, что более половины капитала компании составляют ее оборотные (текущие) активы, в числе которых в 2005 г. лишь десятая часть - материальные оборотные средства, необходимые для производства. Более половины всех текущих активов составляет дебиторская задолженность. Этот уровень дебиторской задолженности достаточно высок для отрасли, поскольку при этом оборотные средства предприятий отвлекаются из активного оборота ("замораживаются") и не участвуют в процессе производства. Система анализа и оценки показателей платежеспособности и финансовой устойчивости опирается на установленные законодательством республики пороговые значения тех или иных параметров финансовой устойчивости, ту грань, ниже (или выше) которой состояние предприятия становится неустойчивым (таблица 3).

Таблица 3. Динамика показателей платежеспособности и финансовой устойчивости по НХК "Узбекнефтегаз"

---------------------------------------------------------------------------
Показатель и его пороговые Годы
значения -----------------------------------------------
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
---------------------------------------------------------------------------
Коэффициент 1,94 1,22 1,76 1,54 1,65 1,60 1,53
платежеспособности.
Критическим считается
его значение ниже 1,25.
Коэффициент соотношения 2,21 1,40 1,89 2,30 2,05 1,86 2,13
собственных и заемных
средств. Критическим
считается его уровень
ниже 1.
Коэффициент финансовой 0,53 0,49 0,41 0,50 0,53 0,54 0,61
независимости.
Критическим считается
его значение менее 0,5.
Коэффициент 0,25 0,18 0,43 0,45 0,39 0,37 0,34
обеспеченности
собственными оборотными
средствами. Критическим
считается значение
менее 0,2.
Оборот дебиторской 2,56 1,91 1,41 1,64 1,52 1,96 2,18
задолженности.
Оборот кредиторской 1,98 1,76 0,92 1,07 0,97 1,16 1,40
задолженности
---------------------------------------------------------------------------

Большинство из приведенных индикативных показателей относится к критериям, применяемым Комитетом по делам об экономической несостоятельности предприятий для оценки уровня экономической состоятельности предприятий.

Важным направлением программирования и индикативной оценки финансовой стабильности отрасли выступает анализ эффективности использования вкладываемых (инвестируемых) в ее развитие средств (таблица 4).

Таблица 4. Динамика показателей эффективности использования инвестиций по НХК "Узбекнефтегаз"

---------------------------------------------------------------------------
Показатели эффективности Годы
-----------------------------------------------
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
---------------------------------------------------------------------------
Прибыль с вложенного 0,10 0,07 0,07 0,05 0,07 0,10 0,11
капитала (сум/сум)
Прибыль с собственного 0,10 0,08 0,10 0,07 0,09 0,13 0,15
капитала (сум/сум)
Окупаемость с капитала 0,20 0,27 0,25 0,30 0,21 0,15 0,11
(сум/сум)
Общая рентабельность 54 48 30 13 18 21 22
(к основным фондам) - в %
Коэффициент рентабельности 0,10 0,07 0,07 0,05 0,07 0,10 0,11
активов
Фондоемкость (сум/сум) 0,23 0,21 0,57 0,91 0,83 0,74 0,75
Фондоотдача (сум/сум) 0,28 0,25 0,18 0,08 0,12 0,15 0,17
---------------------------------------------------------------------------

Анализ приведенных в таблице 4 данных показал, что за последние годы практически все показатели эффективности вложений капитала имеют тенденцию к снижению, и это следует учитывать при формировании инвестиционной стратегии. Особое внимание при этом должно быть уделено вопросам повышения фондоотдачи и фондоемкости, ухудшение уровня которых связано прежде всего с тем, что рост основных фондов в отрасли вызван как вводом в действие новых мощностей, так и проводимой ежегодно их переоценкой. Это особенно важно, так как нефтегазовая отрасль является одной из наиболее фондоемких в стране. В целом же, несмотря на отмеченные проблемы, финансовое состояние отрасли остается стабильным. На поддержание стабильности отрасли направлены осуществляемые в НХК "Узбекнефтегаз" меры по дальнейшей нормализации финансового положения ее предприятий. В числе этих мер выступает стимулирование процессов снижения затрат на производство продукции за счет сокращения непроизводительных потерь рабочего времени, что позволит повысить уровень использования оборудования и, соответственно, снизить затраты на его содержание.

Важным фактором, влияющим на финансовое состояние отрасли, является налоговая система. Совершенствование налоговой системы в направлении снижения и оптимального распределения налоговой нагрузки позволит улучшить состояние предприятий отрасли.

В Узбекистане добывающие предприятия облагаются налогами по единой для всех предприятий системе налогообложения, то есть без учета специфики их деятельности. Единая ставка налога за пользование недрами в зависимости от вида добываемых ископаемых не учитывает ни особенностей месторождений, ни качества извлекаемых запасов, ни трудности их извлечения и периода разработки. Кроме того, следует учитывать, что налогообложение предприятий - недропользователей системы НХК "Узбекнефтегаз" - как монополистов осуществляется в условиях регулируемых цен. В этих условиях ограничен приток прямых инвестиций в нефтегазовую отрасль страны. За период с 2003 по 2006 г. нефтегазодобывающими предприятиями АК "Узнефтегаздобыча" внесено в бюджет 1284,8 млрд сум. Их структура приведена в таблице 5.

Таблица 5. Структура налогов по добывающим предприятиям АК "Узнефтегаздобыча" (в %)

---------------------------------------------------------------------------
Показатели 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г.
---------------------------------------------------------------------------
Налоги и сборы - всего 100 100 100 100
НДС, подлежащий уплате 38,0 36,7 44,4 м
в бюджет
Акцизный налог 11,6 11,6 0,1 2
Налог на прибыль 14,9 12,6 9,4 6,3
Налог на имущество 8,7 11,7 6,8 5,8
Земельный налог 0,1 0,4 0,3 0,3
Экологический налог 1,6 2,1 1,9 0,001
Налог на недра 16,9 18,8 30,2 42,6
Налог на воду 0,4 0,1 0,1 0,01
Платежи в местный бюджет 2,9 2,6 2,7 2,7
Прочие налоги 5,0 5,0 3,9 1,9
---------------------------------------------------------------------------

Из таблицы 5 видно, что на долю НДС и акцизного налога за анализируемые годы приходилось порядка 40 - 50% всего объема уплачиваемых налогов. Учитывая, что эти налоги практически не оказывают воздействия на финансовое состояние предприятий, нами рассматриваются в основном налоги из прибыли и ресурсные налоги. На долю этих налогов приходится почти 55% всех платежей или более 90% платежей без НДС и акцизов. Непосредственно из прибыли уплачиваются налоги на прибыль (доходы), остальные налоги учитываются в себестоимости, то есть уменьшают общий финансовый результат до уплаты налогов. К общему финансовому результату до уплаты налогов уплачиваемые из прибыли налоги составляли в 2006 г. 22,4%, а учитываемые в себестоимости - 125,1%.

Наибольшую долю налогов занимают ресурсные платежи, на долю которых приходится около 49%, и 9% занимают налоги из прибыли. В ресурсных платежах, относимых на себестоимость продукции и, соответственно, уменьшающих прибыль, наибольший удельный вес приходится на налог за пользование недрами - более 87% и налог на имущество - около 12%. Удельный вес ресурсных налогов в объеме реализации продукции увеличился за эти годы с 11% до 17%. Влияние ресурсных налогов на финансовые результаты добывающих предприятий неодинаково. Здесь большую роль играет величина разрабатываемых месторождений, качество извлекаемых ресурсов, их количество, условия разработки и, наконец, техническая оснащенность и месторасположение. Однако существующая система налогообложения предполагает единые ставки за определенные виды ресурсов по всей республике. Это ставит предприятия в неодинаковые условия и позволяет некоторым из них оставлять часть ренты в своем распоряжении. В то же время другие предприятия, находящиеся в худших условиях, вынуждены вносить ренту в больших размерах, чем образовано ее фактически.

Таблица 6. Удельный вес налогов в общем финансовом результате нефтегазодобывающих предприятий АК "Узнефтегаздобыча" (в %)

---------------------------------------------------------------------------
Показатели 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г.
---------------------------------------------------------------------------
НДС, подлежащий уплате 73,5 83,3 106,1 94,9
в бюджет
Акцизный налог 22,5 22,5 0,2 4,9
Налог на прибыль 28,8 28,6 22,3 15,6
Налог на имущество 16,8 26,5 16,1 14,2
Земельный налог 0,1 0,9 0,8 0,9
Экологический налог 3,1 4,8 4,6 0,0
Налог на недра 32,7 42,6 71,8 105,3
Налог на воду 0,8 0,2 0,1 0,1
Платежи в местный бюджет 5,7 6,0 6,5 6,8
Прочие налоги 9,7 11,4 9,3 4,6
Удельный вес в общем 193,7 121,1 131,4 147,5
финансовом результате
налогов, вносимых за счет
прибыли или учитываемых
в себестоимости продукции
В том числе налоги, 159,2 86,5 102,6 125,1
учитываемые
в себестоимости
Налоги из прибыли 34,5 34,6 28,8 22,4
---------------------------------------------------------------------------

Учитывая степень воздействия налогов на финансовое состояние отрасли, было бы целесообразным, как показывает анализ налоговых систем нефтегазодобывающих стран, введение дифференциации ставок налога на недра. В большинстве стран проблемы эффективного использования месторождений решаются с помощью дифференциации налоговой нагрузки в соответствии с природными и иными условиями добычи и предоставлением льгот, вплоть до полной отмены некоторых налогов на месторождениях с падающей добычей или трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа (см. таблицу 7). В соответствии с этим подходом ставки роялти устанавливаются в зависимости от рентабельности и дебита скважин. Расчет роялти по скользящей шкале служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты. С другой стороны, изменением ставки роялти государство создает для компаний финансовые стимулы для работы в нужном для страны направлении.

Таблица 7. Ставки роялти по отдельным странам

--------------------------------------------------------------------------------------
Страна Добыча Ставка Добыча Ставка Добыча Ставка Добыча Ставка
в сутки (%) в сутки (%) в сутки (%) в сутки (%)
(баррелей) (баррелей) (баррелей) (баррелей)
--------------------------------------------------------------------------------------
Абу-Даби До 100 12,5 До 200 16 Более 200 20
тыс. тыс. тыс.
Алжир 20% и ниже в зависимости от рентабельности и дебита
Аргентина 12% - общая, а для низкорентабельных - 5%
Камерун До 690 2 До 6900 6 До 12 100 9 До 17 300 11
<*>
Китай До 20 тыс. 0 До 30 тыс. 4 До 60 тыс. 8 До 80 тыс. 10
<**>
Египет От 0 до 10% в зависимости от рентабельности и дебита скважин
Франция До 1000 0 До 2000 6 До 6000 9 Более 6000 12
Габон До 10 тыс. 5 До 20 тыс. 10 До 40 тыс. 15 Более 40 20
тыс.
Марокко До 70 тыс. 0 Свыше 12,5
70 тыс.
Таиланд До 2 тыс. 5 До 2 тыс. 6,25 До 10 тыс. 12,5 Более 10 15
тыс.
Туркмения До 3649 0 До 7299 2 До 10 949 5 До 18 249 7
<***>
Казахстан До 9,7 2 До 19,4 2,5 До 29,1 2,5 До 38,8 3
тыс. тыс. тыс. тыс. <****>
--------------------------------------------------------------------------------------
<*> Более 17 300 - 12,5%.
<**> Более 80 тыс. - 12,5%.
<***> Более 18 249 - 15%.
<****> С прибавлением каждых 9,7 тыс. баррелей ставка увеличивается на 0,5% (свыше 77,8 тыс. баррелей - 6%).

Дифференциация ставок должна обеспечивать:

В Узбекистане дифференциацию действующих ставок налога за пользование недрами предлагается осуществлять на основе понижающих коэффициентов, учитывающих условия добычи нефти и газа.

Наиболее существенными факторами, оказывающими влияние на величину затрат в добыче нефти и газа в Узбекистане являются:

  1. Выработанность месторождения.
  2. Период разработки.
  3. Удаленность от объектов инфраструктуры.
  4. Среднесуточный дебит эксплуатационных нефтяных и газовых скважин.
  5. Глубина залегания углеводородов.
  6. Аномальное давление (низкое и высокое).
  7. Уровень насыщения сероводородом добываемого газа.
  8. Уровень вязкости нефти (легкая, смолистая, парафиновая).
  9. Процент обводненности по нефти (%).
  10. Уровень насыщения серой нефти.
  11. Наличие влаги по газу (г/куб. м).
  12. Размер месторождения (малое, среднее, крупное).

Выработанность месторождения характеризуется как отношение накопленной добычи к балансовым запасам. В первые годы, когда идет начальная стадия разработки месторождения, производятся дополнительные затраты на добычу углеводородного сырья (бурение новых скважин, обустройство, прокладка нефте- и газопроводов и т.п.), затем следует менее затратоемкий этап стабилизации добычи. Этот этап может продолжаться значительный период времени и зависит от наличия запасов углеводородного сырья.

Потом начинается постепенный спад, когда для добычи сырья вновь требуются дополнительные материальные затраты. Этот период можно определить как этап падающей добычи в связи с постепенным истощением запасов (выработкой месторождения). На начальной стадии предлагается нулевой поправочный коэффициент, то есть полное освобождение от уплаты налога. На завершающей стадии разработки - поправочный коэффициент, имеющий значение менее 1, то есть снижение базовой ставки.

Аналогично, учитывая остальные факторы, сказывающиеся на затратах по добыче углеводородного сырья, экспертным путем рассчитана система поправочных коэффициентов для корректировки базовой ставки налога за пользование недрами (таблица 8).

Таблица 8. Проект поправочных коэффициентов

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Факторы Значение Коэффициент Значение Коэффициент Значение Коэффициент Значение Коэффициент Значение Коэффициент
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
1. Расстояние До 50 км 1 50 - 100 0,9 100 - 150 0,7 150 - 200 0,5 Свыше 200 0,3
до транспортной
развязки
2. Период разработки До 3 лет 0 3 - 8 0,5 8 - 15 1 15 - 20 0,9 Свыше 20 0,5
(лет)
3. Выработанность Менее 70 1 70 - 80 0,7 80 - 90 0,5 90 - 95 0,2 Более 95 0
(степень истощенности)
(%)
4. Среднесуточный Более 20 1 10 - 20 0,7 5 - 10 0,5 1 - 5 0,3 Менее 1 0
дебит скважины
в среднем
по месторождению
(среднеарифметическая) -
нефтяной скважины
(т/на скважину)
- газоконденсатной Более 1 300 - 200 0,8 100 - 200 0,6 10 - 100 0,4 Менее 10 0,2
скважины по газу 300
(тыс. куб. м/скважину)
- газоконденсатной Более 10 1 5 - 10 0,8 2,5 - 5 0,6 1 - 2,5 1 - 2,5 Менее 1 0,2
скважины по конденсату
(т/на скважину)
5. Аномальное
давление:
- коэффициент 1,0 1 1,0 - 1,3 0,8 1,3 - 1,5 0,6 1,5 - 1,7 0,4 1,7 - 2,0 0,3
аномально высокого
пластового давления АВПД
(отношение фактического
давления к статическому)
- коэффициент 1,0 1 1,0 - 1,3 0,8 1,3 - 1,5 0,6 1,5 - 1,7 0,4 1,7 - 2,0 0,3
аномально низкого
пластового давления АНПД
(отношение статического
давления к фактическому)
6. Уровень обводненности
- нефтяных месторождений До 50 1 50 - 60 0,8 60 - 70 0,6 70 - 90 0,3 90 и выше 0
- газовых скважин До 10 1 Более 10 0,6
(г/кв. м)
7. Уровень насыщения
серой
- нефти (%) До 2 1 2 - 3 0,75 3 - 9 0,5 Свыше 9 0,2
- газа (мольных %) До 1 1 1 - 2 0,5 Более 2 0,3
- конденсат (%) До 1 1 1 - 2 0,5 Более 2 0,3
8. Уровень вязкости Легкая 1 Парафиновая 0,75 Смолистая 0,5
нефти
9. Глубина залегания До 1 1 1 - 2 0,8 2 - 3 0,6 3 - 4 0,45 Более 4 0,3
(км)
10. Размер месторождения Большое 1 Среднее 0,8 Малое 0,5
(малое, среднее
и большое)
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

При наличии одного из поправочных коэффициентов в размере 0 предоставляется полное освобождение от налога на недра. Предлагаемая дифференциация ставок на основе понижающих коэффициентов, увеличивая прибыль предприятий, позволит улучшить их инвестиционные возможности. С другой стороны, это приведет к сокращению поступлений в бюджет. Оценка этих последствий, проведенная с учетом цены на добычу углеводородного сырья и затрат на уровне 2006 г., показала, что применение дифференцированного подхода по налогу на недра позволит в целом по НХК "Узбекнефтегаз" поднять рентабельность (отношение прибыли к затратам) почти в 2 раза. По ОАО "Андижаннефть", из месторождений которого нефть сложно извлекаема и среднесуточный дебит ее добычи наиболее низок, рентабельность возрастет почти в 8 раз.

При введении дифференциации ставки налога за пользование недрами возможными рисками являются усложнение администрирования этого налога (исчисление, контроль за правильностью расчетов, возможности занижения уровня дебита, завышения выработанности с целью сокращения налогов) и недопоступления в бюджет. В целях минимизации этих рисков и отработки предлагаемого механизма рекомендуется поэтапное его внедрение. На первом этапе перехода к дифференцированному налогообложению добычи углеводородов (период апробации - 2 года с момента введения дифференциации ставок), основной целью которого является создание благоприятного налогового режима для добычи трудно-извлекаемых запасов углеводородов и вновь открытых месторождений, вводится дифференциация по выработанности месторождения (%). Выработанность месторождения предлагается рассчитывать как отношение накопленной добычи к утвержденным извлекаемым (балансовым) запасам. Размер извлекаемых запасов утверждается Государственным комитетом по запасам при Госкомгеологии РУз. Накопленная добыча принимается исходя из данных предприятия (в разрезе месторождений). Введение на первом этапе лишь одного критерия дифференциации не приведет к значительному улучшению финансового состояния добывающих предприятий, однако апробация этих критериев позволит отработать механизм использования дифференциации налога на недра на основе поправочных коэффициентов и, соответственно, минимизировать издержки и риски, связанные с внедрением других коэффициентов.

На втором этапе, составляющем 2 последующих года, целью является создание благоприятного инвестиционного климата. В соответствии с этим предполагается введение поправочных коэффициентов по следующим факторам:

Первые два фактора (удаленность от инфраструктуры и глубина залегания запасов) наиболее стабильны, и коэффициенты корректировки ставок налога в зависимости от них могут быть установлены на весь период реализации второго этапа. Корректировка ставки с помощью понижающего коэффициента исходя из среднесуточного дебита (добыча углеводородного сырья 1 скважиной в сутки в среднеарифметическом исчислении по месторождению) производится, если добыча нефти ниже 20 т в сутки, 300 тыс. куб. м газа и 10 т газового конденсата. Нулевая ставка (освобождение от налога) применяется при добыче 1 скважиной в сутки менее 1 т нефти, 0,2 тыс. куб. м газа или 1 т газового конденсата. На третьем этапе, составляющем также 2 года, предлагается введение корректирующих коэффициентов по месторождениям исходя из следующих факторов:

Дифференциация ставок налога за пользование недрами даст полный экономический эффект лишь после завершения третьего этапа, когда "заработают" все критерии. При введении предлагаемых критериев дифференциации ставок для отдельных добывающих предприятий ставка налога может изменяться (уменьшаться) в 10 раз, что существенно улучшит их финансовое состояние. Внедрение предлагаемого механизма налогообложения недропользователей позволит снизить налоговую нагрузку, прежде всего на малопродуктивных месторождениях с низкими дебитами скважин. Это позволит продлевать сроки рентабельной разработки месторождений, обеспечивая максимально возможную добычу нефти.

И.Э.Ивонина

Заведующая комплексным отделом

экономических исследований

ОАО "УзЛИТИнефтгаз"

В.А.Аношкина

Координатор исследований Проекта ПРООН

"Реформа государственных финансов

в Узбекистане"