Выбор наиболее эффективного варианта налогообложения нефтяной компании

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Цель моего курсового проекта -- закрепление теоретических знаний и развитие навыков практического решения задач, связанных с налоговой стороной функционирования нефтегазовой отрасли.

Для достижения этой цели в своем курсовом я буду решать следующие задачи:

1. расчет основных параметров проекта;

2. определение экономической эффективности различных вариантов налогообложения.

Часть 1. Прогноз развития нефтегазового комплекса России и экспорта нефти, нефтепродуктов и газа на новые рынки АТР

Согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач: рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти; углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах; расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Основным источником поставок нефти из России в Китай, особенно на первом этапе, будет крупнейший нефтедобывающий регион страны - Западная Сибирь. В связи с этим особую значимость приобретает прогноз добычи нефти в России с детализацией по всем макрорегионам с позиции обеспечения поставок на внутренний рынок, экспорта в традиционном западном и новом восточном направлениях.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний - издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

Мировая цена будет формироваться в зависимости от темпов развития мировой экономики, интенсивности внедрения нефтезамещающих энергоисточников, предложения нефти на мировых рынках и транспортных возможностей ее доставки к местам потребления. При прогнозировании цены на нефть учитывалось влияние различных политических, экономических и технологических факторов, оказывающих воздействие на формирование рыночной конъюнктуры на мировом рынке нефти.

Наиболее высокий уровень международных цен на нефть сохранится примерно до 2010-2012 гг., хотя тенденция к снижению цен должна обозначиться уже в 2006-2007 гг. Это связано с инерционностью технологических систем нефтепотребления, которые сейчас используются в развитых странах и продолжают массово внедряться в Китае и других странах АТР. К 2010-2012 г. в развивающихся странах произойдет технологическое насыщение традиционным моторным транспортом, поэтому глобальный рост спроса на нефть замедлится. Это приведет к снижению цен на нее до уровня 40-45 долл/барр., что с учетом инфляции доллара соответствует современным 35-40 долл/барр.

В этих условиях в России в целом продолжится рост добычи нефти, хотя его темп в Западной Сибири замедлится, а в европейской части страны снизятся и абсолютные показатели. Годовая добыча нефти в стране может быть доведена в 2010 г. до 500 млн т, в 2020 г. - до 550 млн т, в 2030 г. - до 600 млн т, добыча в Западной Сибири составит в эти же годы 344,5, 350 и 355 млн т соответственно. В Западной Сибири при стабилизации и постепенном снижении добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе будет происходить ее рост на севере этого макрорегиона - в Ямало-Ненецком автономном округе.

В последние годы в российском секторе Каспийского моря выявлен и подготовлен детальными работами к глубокому бурению ряд нефтегазоносных структур, выявлено и подлежит дальнейшему изучению большое количество неантиклинальных объектов, в том числе высокоперспективные ловушки рифового типа, открыто пять месторождений. В соответствии с долгосрочной программой геологоразведочных работ к 2010 г. в районе планируется прирастить запасы нефти и конденсата в количестве 348 млн т. Это позволит к 2015 г. добывать в российском секторе Каспийского моря не менее 8 млн т, а к 2020 г. - до 20 млн т нефти и конденсата. Освоение Северо-Каспийской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций позволит в перспективе стабилизировать увеличение добычи нефти в европейской части страны до 140-150 млн т в год.

Кроме того, произойдет увеличение добычи нефти российскими компаниями за рубежом, прежде всего, в странах Каспийского региона - Казахстане, Туркменистане, Узбекистане, Азербайджане. Из этих стран также возможны поставки нефти российскими операторами в АТР, прежде всего, в Китай. Здесь лидерами будут выступать "ЛУКОЙЛ", "Газпром" (включая активы "Сибнефти"), "Роснефть".

В перспективе крупнейшим источником экспорта нефти из России в Китай и другие страны АТР станут Восточная Сибирь и Дальний Восток. Нефть рассматриваемых регионов отличается высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. Это в основном легкие и низкосернистые сорта. Большая часть запасов нефти Восточной Сибири и Дальнего Востока имеет плотность менее 0,87 г/см3 и содержание серы менее 0,5 %.

По прогнозам СО РАН в регионе имеются серьезные предпосылки для новых открытий и наращивания минерально-сырьевой базы. Правительство Российской Федерации в ряде документов ("Стратегия экономического развития Сибири", утверждена распоряжением Правительства РФ N 765-р от 7.06.2002 г.; "Энергетическая стратегия России", утверждена распоряжением Правительства РФ N 1234-р от 28.08.2003; Постановление Правительства РФ от 13.03.2003 г.) одобрило формирование на этой базе нового крупного нефтегазодобывающего района. Ряд серьезных открытий сделан на северо-западе Сибирского федерального округа, в Туруханском районе Красноярского края и в Таймырском (Долгано-Ненецком) автономном округе.

К 2010 г. добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) может достичь 12-13 млн т. В этот период ожидается начало промышленной разработки Талаканского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений, будут организованы поставки конденсата с Ковыктинского месторождения. На шельфе о. Сахалин будет завершен ввод в эксплуатацию производственных объектов проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", что позволит довести суммарную добычу в Сахалинской области до 23 млн т. В дальнейшем при проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, резком расширении ГРР, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе) может быть к 2020 г. доведена до 140 млн т, а к 2030 г. - до 165 млн т.

На шельфе о-ва Сахалин будет сформирована новая крупная система нефтеобеспечения и расширены экспортные поставки в Китай, Южную Корею, Индию, Японию, Филиппины, другие страны АТР, а также на тихоокеанское побережье США. Кроме того, планируется увеличить загрузку сахалинской нефтью Комсомольский НПЗ. Поставки на Хабаровский НПЗ, вероятно, будут организованы с месторождений Республики Саха. В настоящее время уровень загрузки производственных мощностей Комсомольского НПЗ составляет чуть более 70 %, Хабаровского - менее 60 %. Доля сырья, поставляемого на эти заводы из Западной Сибири, свыше 80 и 100 % соответственно.

К 2010 г. с учетом прогноза добычи и переработки нефти в России с детализацией по макрорегионам, экспорта в западном направлении, поставок на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока, ежегодный экспорт сырой нефти из России в страны АТР может достичь 44 млн т, в том числе из Западной Сибири - 20 млн т, из Восточной Сибири и Республики Саха - 6 млн т, с Сахалина - 18 млн т. К 2020 г. экспорт нефти составит около 135 млн т в год, к 2030 г. - 140 млн т в год.

Экспорт сырой нефти из России в Китай (включая транзит через Казахстан) возрастет с 8,5 млн т в 2005 г. до 32 млн т в 2010 г., свыше 80 млн т - в 2020 г., 90 млн т - в 2030 г.

Экспорт нефтепродуктов в АТР (в основном в Китай, Монголию, Японию) будет эффективен с НПЗ, находящихся в приграничных районах либо недалеко от портов (Ангарск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре). Объем экспорта, при условии значительного повышения качества продукции, может быть доведен до 12 млн т в год, в том числе в Китай до 11,5 млн т. Поставки будут осуществляться железнодорожным, морским и речным транспортом.

Ежегодный экспорт сжиженных углеводородных газов (СУГ) в страны АТР может достигнуть уже к 2015 г. 1,0 млн т, в том числе в Китай - не менее 800 тыс. т. Представляется целесообразным в контрактах на поставку сырья на экспорт предусматривать обязательства по закупкам в России соответствующих объемов продуктов переработки и химии нефти.

В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2010 году до 681 млрд м3, в 2020 году - до 890 млрд м3, в 2030 году - до 910 млрд м3 в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию. Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления - Китай и другие страны АТР, а также США.

Главными источниками поставок газа из России в АТР, прежде всего, в Китай, будут месторождения Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд м3 в год, в Восточной Сибири - до 120 млрд м3 в год, на Дальнем Востоке - до 30 млрд м3 в год. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха следует учитывать высокое содержание в природных газах этого региона таких элементов, как этан, пропан, бутаны и конденсат. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена к 2020 г. до 135-150 млн м3 в год. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2007 г., а к 2010 г. объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта "Сахалин-2" может быть доведен до 9,6 млн т, или 13,4 млрд 3 в пересчете на исходное вещество. Ожидается, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после 2015 г. может начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха. В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта "Сахалин-1".

К 2012-2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного топлива, в Китае, будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. Ежегодный объем поставок газа из Западной Сибири в Китай может быть доведен к 2020 г. до 40 млрд м3, а к 2030 г. - до 60 млрд. м3. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР может быть доведен к 2020 г. до 78 млрд. м3 в год, к 2030 г. - до 145 млрд. м3 в год.

Фактором, сдерживающим расширение экспорта энергоносителей в Китай и другие страны АТР, является отсутствие эффективной системы транспорта нефти и газа, прежде всего, магистральных нефте- и газопроводов.

Россия располагает развитой сетью нефте- и газопроводов в Западной Сибири и европейской части, однако на востоке страны в настоящее время система магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" заканчивается в районе Ангарска (Иркутская область), Единая система газоснабжения ОАО "Газпром" - в районе Проскоково (Кемеровская область).

Экспорт сырой нефти с о. Сахалин и его шельфа осуществляется в основном через порты Хабаровского и Приморского краев (Де Кастри, Находка), а также с производственно-добывающего комплекса "Витязь" в Охотском море. Поставки нефти из Западной Сибири в Китай ведутся по железной дороге через Наушки и Забайкальск, а также транзитом через Казахстан по действующему нефтепроводу Омск - Павлодар - Атасу и далее по железной дороге до Алашанькоу, Душаньцзе. С середины 2006 г. транзитные поставки через Казахстан осуществляются по новому нефтепроводу Атасу - Алашанькоу.

Экспорт нефтепродуктов в Китай и другие страны АТР осуществляется в основном с Ангарского, Хабаровского и Комсомольского НПЗ железнодорожным транспортом и через порты Приморского и Хабаровского краев (Владивосток, Находка, Славянка, Ванино, Большой камень и др.). Оптовые поставки сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и на экспорт также осуществляются по железной дороге.

Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в Китай и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Важнейший нефтетранспортный проект: строящийся в настоящее время магистральный нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан с отводом на Китай. Проектная мощность нефтепровода 80 млн. т в год, в том числе первой очереди, завершение строительства которой намечено на 2008 год, 30 млн. т в год. Строительство первой очереди ведется со стороны Тайшета и со стороны Сковородино. Согласно поручению президента России, трасса нефтепровода будет проходить за водосборной зоной озера Байкал, по территории с низкой сейсмичностью и высокоперспективной на нефтегазоносность. Маршрут нефтепровода проходит вдоль трассы БАМ по линии Тайшет - Усть-Кут, от Усть-Кута - в северо-восточном направлении по левому берегу Лены (за водоохранной зоной) до Талаканского месторождения, что позволит существенно сократить проектно-изыскательские работы и строительство в целом. Далее маршрут обходит город Ленск с северной стороны, пересекает Лену в районе Олекминска и уходит на восток до города Алдан. От Алдана трасса идет в южном направлении, минуя Нерюнгри, до поселка Тында и далее на Сковородино. Строительство второй очереди нефтепровода предполагает выход к российским портам на Тихом океане и сооружение отвода в Китай в районе Сковородино. Прокладка нефтепровода вдоль Лены даст возможность использовать реку в качестве транспортной магистрали для доставки грузов и техники. Кроме этого, грузы будут поступать по железной дороге, а также воздушным транспортом, рассматривается возможность устройства дополнительных проездов и дорог.

Трасса нефтепровода проходит по территории высокоперспективной для поисков нефти; находится в непосредственной близости от открытых месторождений, что делает регион в целом более привлекательным для инвестиций в геологоразведку и разработку месторождений нефти и газа, ускорит ввод в разработку отдельных открытых и прогнозируемых к открытию месторождений; резко снизит инвестиции, необходимые для создания транспортной инфраструктуры, и уменьшит сроки окупаемости проектов; снизит затраты на транспорт восточно-сибирской и якутской нефти до Сковородино.

Должны быть построены подводящие нефтепроводы от месторождений Талакан - Верхнечонской зоны нефтегазонакопления (ТВЧЗ) до ВСТО, а также подключения Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) Пойма. В результате будет сформирован новый канал для поставок в восточном направлении как западносибирской, так и восточносибирской нефти.

Для экспорта нефти в западные районы Китая (СУАР) необходимо провести реконструкцию с увеличением пропускной способности нефтепровода Омск - Павлодар - Атасу. В настоящее время завершено строительство нефтепровода от Атасу в Казахстане до Алашанкоу в Китае протяженностью 980 км и начальной ежегодной пропускной способностью 10 млн т. Нефтепровод будет продлен до НПЗ Синьцзян-Уйгурского автономного района и во внутренние провинции КНР, а его мощность может быть увеличена до 30 млн т.

При формировании на востоке России новой системы газопроводов, в первую очередь, целесообразно провести газификацию юга Восточной Сибири, включая Забайкалье, соединение восточносибирской системы с ЕСГ. Это предполагает строительство газопроводов: Ковыктинское месторождение - Саянск - Ангарск, Иркутск - Улан-Уде - Чита, Чаяндинское месторождение - Ковыктинское месторождение, Ковыктинское месторождение - Иркутск - Проскоково. Для экспорта в восточном направлении на первом этапе возможно использование БАМа и Транссиба, что предполагает строительство заводов по сжижению природного и углеводородных газов и ж. д. терминалов по отгрузке СПГ и СУГ в Усть-Куте и Ангарске. После 2010 г., по мере наращивания объемов добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха и развития инфраструктуры газообеспечения в Восточной Азии, должно быть принято окончательное решение о строительстве экспортных газопроводов. Здесь экономически наиболее эффективным представляется маршрут Чита - Забайкальск - Харбин Далянь - Пекин, Пьентек (Pyeontaek) - Сеул.

В период до 2010 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок нефти и газа с о-ва Сахалин. На первом этапе не интегрированные в восточносибирскую систему нефтегазообеспечения проекты поставок нефти и газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, загрузку Комсомольского и Хабаровского НПЗ, экспортные поставки. Будет построен новый нефтепровод Северный Сахалин - порт Де Кастри, реализованы нефте- и газопроводные проекты: Северный Сахалин - Южный Сахалин со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ и нефти, Комсомольск-на-Амуре - Хабаровск. В дальнейшем эти проекты могут быть соединены с системами нефте- и газопроводов Восточная Сибирь - Дальний Восток в районе Хабаровска.

В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Корею, северо-восточные районы Китая, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа будет проводиться с использованием Северного морского пути.

Поставки трубопроводного газа в западные районы Китая могут осуществляться уже с 2012-2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу Запад - Восток. Это предполагает продолжение строящегося газопровода Барнаул - Бийск - Горно-Алтайск в направлении Кош-Агач - Канас - Бурчун - Карамай - Урумчи. В дальнейшем по мере наращивания поставок необходимо строительство дополнительных ниток газопровода в транспортном коридоре Уренгой - Сургут - Кузбасс - Алтай - Китай.

Для достижения намеченных целей развития НГК востока страны необходимо выполнение следующих условий:

- государство, нефтегазовые и энергетические компании должны осуществлять крупные капитальные вложения в создание объектов транспортной и энергетической инфраструктуры;

- следует резко увеличить финансирование геолого-разведочных работ (в том числе региональных работ за счет федерального бюджета) в районах предполагаемого прохождения нефте- и газопроводов, что повысит инвестиционную привлекательность освоения уже открытых месторождений, позволит расширить количество объектов лицензирования;

- необходимо последовательное сокращение разрыва между внутрироссийскими и международными ценами на нефть, нефтепродукты и газ за вычетом транспортной составляющей и таможенного тарифа.

Часть 2. Расчетно-проектная часть

В расчетно-проектной части настоящего КП мной, на основе проведения соответствующих расчетов, выбран наиболее эффективный из 4-х вариантов способ налогообложения нефтяной компании.

В качестве мер налогового стимулирования рассматриваются варьируемые значения налога на прибыль и НДПИ, а так же предоставления «каникул» по налогу на прибыль на 5 лет с начала разработки месторождения.

При сопоставлении вариантов налогообложения в качестве базового мной принят 1-й вариант взимания налогов.

Расчетно-проектная часть состоит из 2-х разделов, а именно:

- расчет основных параметров проекта

- расчет таможенных и налоговых выплат

Основной целью выполнения расчетов в рамках 2-го раздела КП является ответ на вопрос, какой вид налогообложения является наиболее эффективным с точки зрения активизации деятельности компании.

2.1 Расчет основных параметров проекта

2.1.1 Объем добычи нефти

В расчетно-проектной части настоящего КП мной, на основе проведения соответствующих расчетов, выбран наиболее эффективный из 4-х вариантов способ налогообложения нефтяной компании.

В качестве мер налогового стимулирования рассматриваются варьируемые значения налога на прибыль и НДПИ, а так же предоставления «каникул» по налогу на прибыль на 5 лет с начала разработки месторождения.

При сопоставлении вариантов налогообложения в качестве базового мной принят 1-й вариант взимания налогов.

Расчетно-проектная часть состоит из 2-х разделов, а именно:

- расчет основных параметров проекта

- расчет таможенных и налоговых выплат

Основной целью выполнения расчетов в рамках 2-го раздела КП является ответ на вопрос, какой вид налогообложения является наиболее эффективным с точки зрения активизации деятельности компании.

2.1 Расчет основных параметров проекта

2.1.1 Объем добычи нефти

В данном курсовом проекте объем добычи нефти по первом году освоения месторождения принимаем равным нулю. По второму году объем добычи принимаем в соответствии с вариантом задания к КП. В моем варианте объем добычи нефти из одной скважины равен 46 тыс. т. в год.

По мере разработки месторождения и падения пластового давления добыча нефти из скважины падает. Поэтому для поддержания добычи нефти на заданном (плановом) уровне необходимо вводить в строй дополнительные скважины.

При выполнении расчетов условно принимаем, что количество скважин в первые 5 лет разработки месторождения увеличивается по сравнению с 1-м годом в 4 раза, а затем вводится в эксплуатацию по одной технологической скважине ежегодно. В моем случае изначальное количество скважин n=8, а срок разработки месторождения Т=25;

Тогда: 1 год - 8; 2 год - 8, 3 год - 16; 4 год -24; 5 год - 32, 6 год - 33 и т.д.

25 год - 52 скважин

Рассчитать объем добычи нефти по всем годам разработки

Объем добычи нефти (Q) рассчитывается по формуле

Qдоб = q * n_i,

где: n_i - количество скважин в i году разработки месторождения

q - объем добычи нефти из одной скважины, тыс. т/год;

Qдоб2 = 46 * 8 = 368 тыс. т./год

и т. д. по годам разработки месторождения

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1

2.1.2 Выручка от реализации нефти

В = Цэ * Qэ + Цвн.р.*Qнпз,

где: В -- выручка от реализации нефти, тыс. руб.;

Цэ -- цена экспортируемой нефти, руб./т;

Цвн.р. -- цена нефти, поставляемой на российский НПЗ, руб./т;

Qэ, Qнпз -- объем добычи нефти идущей на экспорт и НПЗ соответственно в текущем году, тыс. т/год.

Qэ = Qдобi * dэ

Qнпз = Qдобi * dнпз

dэ, dнпз - доли от общего объема добываемой нефти, соотв. заданию

Цэ = Цбар * Курс $ * 7,3

Цэ = 21,89 * 31,11 * 7,3 =4971,2 руб./т

Цвн.р. = 3080 руб./т

Далее рассчитываем выручку от реализации нефти по годам разработки месторождения, начиная со 2-го года.

В = 4971,2 * 0,3 * 368 + 3080 * 0,7 * 368 = 793408,00 тыс. руб.

и т.д. по всем годам разработки

Полученные данные сводим в таблицу 2.1

2.1.3 Эксплуатационные расходы

Э = Эуд * Qi

где: Эуд -- эксплуатационные расходы на тонну добытой нефти, руб./т;

Эуд = 987 руб./т

Qi -- объем добычи в текущем году, тыс. т.

Qi = 387 тыс. т/год

Э = 987 * 368 = 363216 тыс. руб./год

и т.д. по всем годам разработки.

Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

2.1.4 Амортизационные расходы

Для простоты расчетов амортизационных отчислений определяем по 1-м пяти годам разработки месторождения, в течение которых вводилось наибольшее количество скважин.

Ai = У Квл * dвл * Na

где: У Квл - суммарные капитальные вложения в разработку месторождений;

dвл - доля капитальных вложений от суммарных по i-му году разработки месторождения, начиная со 2-го года (в долях от 1):

Na - норма амортизации, (в долях от 1).

А₂ = 680 * 0,75 * 0,0678 = 34,578 млн. руб.

А₃ = 680 * 0,85 * 0,0678 = 39,188 млн. руб.

А₄ = 680 * 0,95 * 0,0678 = 43,798 млн. руб.

А₅ = 680 * 1 * 0,0678 = 46,104 млн. руб.

Поскольку в последующие годы дополнительные капитальные вложения отсутствуют, то размер амортизационных отчислений не меняется.

Начисление амортизации производим до 15 года эксплуатации месторождения, т.к. период амортизации равен:

Там = 1 / 0,0678 = 14,74 ? 15 лет

Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

2.1.5. Затраты на транспортировку нефти.

Затраты на транспортировку рассчитываются отдельно для нефти идущей на экспорт и поставляемой на НПЗ.

Расчет производим по формуле

На экспорт: Трэ = Цтр * Lэ * Qэ * 0,01

На НПЗ: Трнпз = Цтр * Lвн.р * Qвн.р * 0,01,

где: Цтр -- тариф на транспортировку нефти, руб./100т*км, дано

Lэ, Lнпз -- расстояние до пункта назначения соответственно для экспорта и для поставок на НПЗ, дано

Qэ, Qнпз - объем нефти, поставляемой на экспорт и на НПЗ по годам разработки месторождения, соответственно.

0,01 - перевели тариф из руб./100 т.км в руб./т.км

Трэ2 = 3,5 * 2137,5 * 110,4 * 0,01 = 8259,1 руб./т. км

Трнпз2 = 3,5 * 178,1 * 257,6 * 0,01 = 1604,8 руб./т. км и т.д. по всем годам разработки

Результаты расчетов сводим в табл. 2.1

Таблица 2.1

Результаты расчета основных параметров проекта
Годы реализации проекта	Объем добычи, тыс.т.	Выручка от реализации, тыс. руб.	Кап. вл-я, млн. руб.	Аморт. отчисл., тыс. руб.	Эксплуатац. расходы, тыс. руб./год	Затраты на транспортировку нефти, тыс. руб./т.км.
	всего	экспорт	на НПЗ	всего	экспорт	на НПЗ				всего	экспорт	на НПЗ
1	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2	368	110,4	257,6	1342228,4	548820,4	793408	51000	34578	363216	9863,87	8259,02	1604,85
3	736	220,8	515,2	2684456,9	1097640,9	1586816	578000	39188	726432	19727,74	16518,05	3209,70
4	1104	331,2	772,8	4026685,4	1646461,4	2380224	646000	43798	1089648	29591,62	24777,07	4814,54
5	1472	441,6	1030,4	5368913,9	2195281,9	3173632	680000	46104	1452864	39455,49	33036,10	6419,39
6	1518	455,4	1062,6	5536692,4	2263884,5	3272808	0	46104	1498266	40688,47	34068,47	6620,00
7	1564	469,2	1094,8	5704471	2332487	3371984	0	46104	1543668	41921,46	35100,85	6820,60
8	1610	483	1127	5872249,6	2401089,6	3471160	0	46104	1589070	43154,44	36133,23	7021,21
9	1656	496,8	1159,2	6040028,2	2469692,1	3570336	0	46104	1634472	44387,42	37165,61	7221,82
10	1702	510,6	1191,4	6207806,7	2538294,7	3669512	0	46104	1679874	45620,41	38197,99	7422,42
11	1748	524,4	1223,6	6375585,3	2606897,3	3768688	0	46104	1725276	46853,39	39230,36	7623,03
12	1794	538,2	1255,8	6543363,8	2675499,8	3867864	0	46104	1770678	48086,38	40262,74	7823,63
13	1840	552	1288	6711142,4	2744102,4	3967040	0	46104	1816080	49319,36	41295,12	8024,24
14	1886	565,8	1320,2	6878920,9	2812704,9	4066216	0	46104	1861482	50552,34	42327,50	8224,85
15	1932	579,6	1352,4	7046699,5	2881307,5	4165392	0	46104	1906884	51785,33	43359,88	8425,45
16	1978	593,4	1384,6	7214478,1	2949910,1	4264568	0	46104	1952286	53018,31	44392,25	8626,06
17	2024	607,2	1416,8	7382256,6	3018512,6	4363744	0	0	1997688	54251,30	45424,63	8826,66
18	2070	621	1449	7550035,2	3087115,2	4462920	0	0	2043090	55484,28	46457,01	9027,27
19	2116	634,8	1481,2	7717813,7	3155717,7	4562096	0	0	2088492	56717,26	47489,39	9227,88
20	2162	648,6	1513,4	7885592,3	3224320,3	4661272	0	0	2133894	57950,25	48521,77	9428,48
21	2208	662,4	1545,6	8053370,8	3292922,9	4760448	0	0	2179296	59183,23	49554,14	9629,09
22	2254	676,2	1577,8	8221149,4	3361525,4	4859624	0	0	2224698	60416,22	50586,52	9829,69
23	2300	690	1610	8388928	3430128	4958800	0	0	2270100	61649,20	51618,90	10030,30
24	2346	703,8	1642,2	8556706,5	3498730,5	5057976	0	0	2315502	62882,18	52651,28	10230,91
25	2392	717,6	1674,4	8724485,1	3567333,1	5157152	0	0	2360904	64115,17	53683,66	10431,51
Всего	42780	12834	29946	156034060	63800380	92233680	1955000	670812	42223860	1146675	960111,5	186563,5

2.2 Расчет налоговых и таможенных выплат

В данном разделе рассчитываются налоговые выплаты:

- налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ);

- налог на прибыль (НП);

- прочие налоги из выручки.

2.2.1 Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

Налогооблагаемой базой при расчете суммы НДПИ является количество добытой нефти в натуральном выражении. При этом базовая цена нефти определяется исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации за вычетом НДС (при реализации на территории РФ), таможенных пошлин и затрат на транспортировку нефти.

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитывается по формулам:

- при поставках нефти за рубеж

НДПИэ = Ст^ндпи * (Цэ - ТП - Цтр * Lэ * 0,01) * Qэ

- при поставках на внутренний аынок

НДПИвн.р. = Ст^ндпи * (Цвн.р - Цтр * Lвн.р. * 0,01 - НДС) * Qнпз

где: Ст^ндпи -- ставка НДПИ, доли ед.;

Цэ, Цвн.р. -- стоимость тонны нефти при поставках за рубеж и на внутренний рынок соответственно, руб.;

ТП --таможенная пошлина, руб./т;

Цтр^э, Цтр^нпз -- тариф на транспортировку нефти, руб./100т.км.;

Lэ, Lвн.р. - расстояние до порта отгрузки на экспорт и до НПЗ соответственно, км;

0,01 - перевели 100 т. в 1 т.

Qэ, Qвн.р. - объем поставок нефти на экспорт и на внутренний рынок по годам разработки месторождения соответственно, тыс.т.

Налог на добавленную стоимость в настоящее время составляет 18 % от добавленной стоимости при реализации нефти.

При определении НДС будем считать, что добавленная стоимость составляет 40% от цены реализации нефти. При этом в формулу подставляется значение НДС в денежном выражении.

Расчет производим по четырем вариантам налогообложения по всем годам разработки месторождения начиная со второго года.

1 вариант:

НДПИэ1 = 0,157 * (4971,2 - 391 - 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368000 = 78090,98 тыс. руб.

НДПИвн.р.1 = 0,157 * (3080 - 3,5 * 178,1 * 0,01 - 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368000 = 115344,3 тыс. руб.

Итого: 193435,25 тыс. руб.

НДПИэ2 = 0,182 * (4971,2 - 391 - 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368000 = 90525,85 тыс. руб.

НДПИвн.р.2 = 0,182 * (3080- 3,5 * 178,1 * 0,01 -3080* 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368000 = 133711,19 тыс. руб.

Итого: 224237,04 тыс. руб.

НДПИэ3 = 0,167 * (4971,2 - 391 - 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368000 = 83064,93 тыс. руб.

НДПИвн.р.3 = 0,167 * (3080- 3,5 * 178,1 * 0,01 - 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368000 = 122691,04 тыс. руб.

Итого: 205755,97 тыс. руб.

НДПИэ4 = 0,192 * (4971,2 - 391 - 3,5 * 2137,5 * 0,01) * 0,3 * 368000 = 95499,80 тыс. руб.

НДПИвн.р.4 = 0,192 * (3080 - 3,5 * 178,1 * 0,01 - 3080 * 0,4 * 0,18) * 0,7 * 368000 = 141057,96 тыс. руб.

Итого: 236557,76 тыс.руб.

и т.д. по всем годам разработки месторождения

2.2.2 Прочие налоги из выручки

Сумма прочих налогов определяется в процентах от выручки при реализации нефти по формуле:

У Hпp =У * В / 100

где: У- процентная ставка прочих налогов, %.

Определяется по всем годам разработки месторождения в зависимости от размера выручки (экспорт + внутр. рынок) независимо от варианта разработки месторождения.

2 год: У Hпp1 = 5,5 * 1342228,4 / 100 = 73822,562 тыс. руб.

И т.д. по всем годам разработки месторождения.

2.2.3 Налог на прибыль

Размер налога на прибыль определяется как произведение ставки налога на прибыль и налогооблагаемой базы. При этом размер налогооблагаемой базы определяется в виде доходов от реализации нефти, уменьшенных на величину производственных расходов:

База _нп = В - Э - А - Тр - Н - TII * Q

где: В -- выручка от реализации нефти, тыс. руб.;

Э -- эксплуатационные расходы, тыс. руб.;

А -- амортизационные отчисления, тыс. руб.;

Тр -- расходы на транспортировку нефти, тыс. руб.;

Н -- сумма налоговых выплат (НДПИ и прочие налоги из выручки), тыс. руб.;

1 вариант:

База _нп=1342228,4 - 363216 - 34578 - 9863,87 - 267257,81 - 0,391 * 368 = 667168,83 тыс. руб.

2 вариант:

База _нп = 636367,04 тыс. руб.

3 вариант:

База _нп = 654848,11 тыс. руб.

4 вариант:

База _нп = 624046,32 тыс. руб.

И т.д. по всем годам разработки месторождения, начиная со 2 года.

Итоговые результаты по всем вариантам заносятся в таблицы 2.2-2.5

Затем определяем налог на прибыль по всем вариантам налогообложения.

Ставки по налогу на прибыль для вариантов 1-4 в соответствии с заданием соответственно равны:

19,9 %; 20 % (при предоставлении «каникул» на первые пять лет добычи); 20 %; 17,9 %.

Итак:

1 вариант:

НП_2год = 0,199 * 667168,83 = 132766,60 тыс. руб.

2 вариант:

Так как предоставлены «каникулы» на первые 5 лет добычи, то налог взимается только с 6 года добычи.

НП_6год = 0,2 * 2805412,69 = 561082,54 тыс. руб.

3 вариант:

НП_2год = 0,2 * 654848,11 = 130969,62 тыс. руб.

4 вариант:

НП_2год = 0,179 * 624046,32 = 111704,29 тыс. руб.

Итоговые результаты по всем вариантам заносятся в таблицы 2.2-2.5

Таблица 2.2

Расчет налоговых выплат и таможенных пошлин по 1 варианту налогообложения
Годы реализ. проекта	НДПИ	прочие налоги из выручки	База нп	налог на прибыль	Итого тыс.руб.
	Всего	В том числе
		экспорт	на НПЗ
1	0	0	0	0	0	0	0
2	193435,25	78090,98	115344,3	73822,56	667168,83	132766,6	400024,41
3	386870,5	156181,96	230688,5	147645,1	1364305,75	271496,84	806012,47
4	580305,75	234272,94	346032,8	221467,7	2061442,67	410227,09	1212000,54
5	773741	312363,92	461377,1	295290,3	2760883,6	549415,84	1618447,1
6	797920,41	322125,29	475795,1	304518,1	2848601,9	566871,78	1669310,27
7	822099,81	331886,67	490213,1	313745,9	2936320,3	584327,74	1720173,46
8	846279,22	341648,04	504631,2	322973,7	3024038,7	601783,7	1771036,65
9	870458,62	351409,41	519049,2	332201,6	3111757,11	619239,66	1821899,84
10	894638,03	361170,78	533467,2	341429,4	3199475,41	636695,61	1872763,01
11	918817,44	370932,16	547885,3	350657,2	3287193,81	654151,57	1923626,2
12	942996,84	380693,53	562303,3	359885	3374912,12	671607,51	1974489,36
13	967176,25	390454,9	576721,3	369112,8	3462630,52	689063,47	2025352,55
14	991355,65	400216,27	591139,4	378340,6	3550348,83	706519,42	2076215,72
15	1015535,06	409977,65	605557,4	387568,5	3638067,23	723975,38	2127078,91
16	1039714,47	419739,02	619975,4	396796,3	3725785,63	741431,34	2177942,1
17	1063893,87	429500,39	634393,5	406024,1	3859607,93	768061,98	2237979,97
18	1088073,28	439261,77	648811,5	415251,9	3947326,33	785517,94	2288843,16
19	1112252,69	449023,14	663229,5	424479,8	4035044,64	802973,88	2339706,32
20	1136432,09	458784,51	677647,6	433707,6	4122763,04	820429,85	2390569,51
21	1160611,5	468545,88	692065,6	442935,4	4210481,35	837885,79	2441432,68
22	1184790,9	478307,26	706483,6	452163,2	4298199,75	855341,75	2492295,87
23	1208970,31	488068,63	720901,7	461391	4385918,15	872797,71	2543159,06
24	1233149,72	497830	735319,7	470618,9	4473636,46	890253,65	2594022,23
25	1257329,12	507591,37	749737,8	479846,7	4561354,86	907709,62	2644885,42
Всего	22486847,8	9078076,48	13408771	8581873	80907264,91	16100545,72	47169266,8

Таблица 2.3

Расчет налоговых выплат и таможенных пошлин по 2 варианту налогообложения
Годы реализ. проекта	НДПИ	прочие налоги из выручки	База нп	налог на прибыль	Итого тыс.руб.
	Всего	В том числе
		экспорт	на НПЗ
1	0	0	0	0	0	0	0
2	224237,04	90525,85	133711,19	73822,5	636367,04	0	298059,6
3	448474,08	181051,7	267422,38	147645,1	1302702,17	0	596119,21
4	672711,12	271577,55	401133,57	221467,7	1969037,3	0	894178,82
5	896948,16	362103,4	534844,76	295290,2	2637676,43	0	1192238,43
6	924977,79	373419,13	551558,66	304518,1	2721544,51	0	1229495,88
7	953007,42	384734,86	568272,56	313745,9	2805412,69	561082,54	1827835,87
8	981037,05	396050,59	584986,46	322973,7	2889280,87	577856,17	1881866,96
9	1009066,68	407366,32	601700,36	332201,5	2973149,04	594629,81	1935898,04
10	1037096,32	418682,06	618414,26	341429,3	3057017,13	611403,43	1989929,11
11	1065125,95	429997,79	635128,16	350657,2	3140885,3	628177,06	2043960,2
12	1093155,58	441313,52	651842,06	359885	3224753,39	644950,68	2097991,26
13	1121185,21	452629,25	668555,96	369112,8	3308621,56	661724,31	2152022,35
14	1149214,84	463944,98	685269,85	378340,6	3392489,64	678497,93	2206053,41
15	1177244,47	475260,71	701983,75	387568,5	3476357,82	695271,56	2260084,5
16	1205274,1	486576,44	718697,65	396796,3	3560226	712045,2	2314115,59
17	1233303,73	497892,17	735411,55	406024,1	3690198,08	738039,62	2377367,46
18	1261333,36	509207,91	752125,45	415251,9	3774066,26	754813,25	2431398,54
19	1289362,99	520523,64	768839,35	424479,7	3857934,34	771586,87	2485429,61
20	1317392,62	531839,37	785553,25	433707,6	3941802,52	788360,50	2539460,7
21	1345422,25	543155,1	802267,15	442935,4	4025670,6	805134,12	2593491,76
22	1373451,88	554470,83	818981,05	452163,2	4109538,78	821907,76	2647522,85
23	1401481,51	565786,56	835694,94	461391	4193406,95	838681,39	2701553,94
24	1429511,14	577102,29	852408,84	470618,8	4277275,04	855455,01	2755585
25	1457540,77	588418,02	869122,74	479846,6	4361143,21	872228,64	2809616,09
Всего	26067556,03	10523630,06	15543925,97	8581873,31	77326557	13611845,84	48261275

Таблица 2.4

Расчет налоговых выплат и таможенных пошлин по 3 варианту налогообложения
Годы реализ. проекта	НДПИ	прочие налоги из выручки	База нп	налог на прибыль	Итого тыс.руб.
	Всего	В том числе
		экспорт	на НПЗ
1	0	0,	0	0	0	0	0
2	205755,97	83064,93	122691,04	73822,56	654848,11	130969,62	410548,15
3	411511,93	166129,86	245382,08	147645,1	1339664,32	267932,86	827089,93
4	617267,9	249194,78	368073,11	221467,7	2024480,52	404896,1	1243631,7
5	823023,87	332259,71	490764,15	295290,3	2711600,73	542320,15	1660634,28
6	848743,36	342642,83	506100,53	304518,1	2797778,95	559555,79	1712817,23
7	874462,86	353025,95	521436,91	313745,9	2883957,26	576791,45	1765000,21
8	900182,35	363409,06	536773,29	322973,7	2970135,57	594027,11	1817183,19
9	925901,85	373792,18	552109,67	332201,6	3056313,88	611262,78	1869366,18
10	951621,34	384175,29	567446,05	341429,4	3142492,1	628498,42	1921549,13
11	977340,84	394558,41	582782,43	350657,2	3228670,41	645734,08	1973732,11
12	1003060,34	404941,53	598118,81	359885	3314848,63	662969,73	2025915,07
13	1028779,83	415324,64	613455,19	369112,8	3401026,94	680205,39	2078098,05
14	1054499,33	425707,76	628791,57	378340,6	3487205,15	697441,03	2130281,01
15	1080218,82	436090,87	644127,95	387568,5	3573383,46	714676,69	2182463,99
16	1105938,32	446473,99	659464,33	396796,3	3659561,78	731912,36	2234646,97
17	1131657,81	456857,11	674800,71	406024,1	3791843,99	758368,8	2296050,73
18	1157377,31	467240,22	690137,09	415251,9	3878022,3	775604,46	2348233,71
19	1183096,81	477623,34	705473,47	424479,8	3964200,52	792840,10	2400416,66
20	1208816,3	488006,45	720809,85	433707,6	4050378,83	810075,77	2452599,64
21	1234535,8	498389,57	736146,23	442935,4	4136557,05	827311,41	2504782,60
22	1260255,29	508772,69	751482,61	452163,2	4222735,36	844547,07	2556965,58
23	1285974,79	519155,8	766818,99	461391	4308913,67	861782,73	2609148,56
24	1311694,29	529538,92	782155,37	470618,9	4395091,89	879018,38	2661331,52
25	1337413,78	539922,03	797491,75	479846,7	4481270,2	896254,04	2713514,5
Всего	23919131,08	9656297,91	14262833,17	8581873	79474982	15894996,32	48396000,71

Таблица 2.5

Расчет налоговых выплат и таможенных пошлин по 4 варианту налогообложения
Годы реализ. проекта	НДПИ	прочие налоги из выручки	База нп	налог на прибыль	Итого тыс.руб.
	Всего	В том числе
		экспорт	на НПЗ
1	0	0	0	0	0	0	0
2	236557,76	95499,8	141057,96	73822,562	624046,32	111704,29	422084,61
3	473115,52	190999,6	282115,92	147645,13	1278060,74	228772,87	849533,52
4	709673,27	286499,39	423173,88	221467,7	1932075,15	345841,45	1276982,42
5	946231,03	381999,19	564231,84	295290,26	2588393,56	463322,45	1704843,74
6	975800,75	393936,67	581864,08	304518,08	2670721,56	478059,16	1758377,99
7	1005370,47	405874,14	599496,33	313745,91	2753049,65	492795,89	1811912,26
8	1034940,19	417811,62	617128,57	322973,73	2835377,73	507532,61	1865446,53
9	1064509,91	429749,09	634760,82	332201,55	2917705,82	522269,34	1918980,8
10	1094079,63	441686,56	652393,06	341429,37	3000033,81	537006,05	1972515,05
11	1123649,35	453624,04	670025,31	350657,19	3082361,9	551742,78	2026049,32
12	1153219,07	465561,51	687657,55	359885,01	3164689,89	566479,49	2079583,57
13	1182788,79	477498,99	705289,8	369112,83	3247017,98	581216,22	2133117,84
14	1212358,51	489436,46	722922,04	378340,65	3329345,97	595952,93	2186652,09
15	1241928,23	501373,94	740554,29	387568,47	3411674,06	610689,66	2240186,36
16	1271497,95	513311,41	758186,53	396796,3	3494002,15	625426,38	2293720,63
17	1301067,67	525248,89	775818,78	406024,11	3622434,14	648415,71	2355507,49
18	1330637,39	537186,36	793451,02	415251,94	3704762,23	663152,44	2409041,76
19	1360207,11	549123,84	811083,27	424479,75	3787090,22	677889,15	2462576,01
20	1389776,83	561061,31	828715,51	433707,58	3869418,31	692625,88	2516110,28
21	1419346,55	572998,79	846347,76	442935,39	3951746,3	707362,59	2569644,53
22	1448916,27	584936,26	863980	452163,22	4034074,39	722099,32	2623178,80
23	1478485,99	596873,74	881612,25	461391,04	4116402,47	736836,04	2676713,07
24	1508055,7	608811,21	899244,49	470618,86	4198730,47	751572,75	2730247,32
25	1537625,42	620748,69	916876,74	479846,68	4281058,55	766309,48	2783781,59
Всего	27499839,33	11101851,49	16397987,84	8581873,3	75894273,37	13585074,93	49666787,56

Часть 3. Расчетно-аналитическая часть

В расчетно-аналитической части проводится оценка эффективности инвестиций по следующим показателям:

* ЧДД (Чистый дисконтированный доход);

* динамический срок окупаемости;

* ВНД (внутренняя норма доходности).

3.1 Чистый дисконтированный доход

Чистый дисконтированный доход ЧДДt определяется по формуле:

ЧДДt = Rt * qt

где: Rt -- поток наличности, тыс. руб.

qt -- коэффициент дисконтирования.

Поток наличности Rt определяется как разница между положительными и отрицательными денежными потоками:

Rt = B -- K -- T3t -- Ht

где: B - выручка от реализации в год t, тыс. руб.;

K -- капитальные вложения в год t, тыс. руб.;

T3t -- текущие затраты (сумма эксплуатационных расходов и расходов на транспортировку нефти) в год t, тыс. руб.;

Ht -- сумма налоговых и таможенных выплат в год t, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования

qt = 1/(1+г)^(t-1)

где: r -- процентная ставка (%); (т.к. у нас нет ее в задании, то берем ставку рефинансирования ЦБ, равную 13%)

t -- текущий год.

Результаты расчетов потока наличности и коэффициента дисконтирования сводятся в табл. 2.6, результаты расчета ЧДД сводятся в табл. 2.7

Варианты расчетов представляются в виде графиков зависимости накопленного ЧДД по годам разработки месторождения.

Таблица 2.6

Расчет потоков наличности и коэффициента дисконтирования
Год реализации проекта	Коэффициент дисконтирования qt при ставке 13%	Поток наличности тыс. руб. Rt по 1 вар-ту	Поток наличности тыс. руб. Rt по 2 вар-ту	Поток наличности тыс. руб. Rt по 3 вар-ту	Поток наличности тыс. руб. Rt по 4 вар-ту
1	1	0	0	0	0
2	0,885	518124,2	620089	507600,46	496064
3	0,783	554284,74	764178	533207,29	510763,7
4	0,693	1049445,29	1367267	1017814,12	984463,4
5	0,613	1578147,33	2004356	1535960,16	1491750,69
6	0,543	2328427,74	2768242,13	2284920,78	2239360,02
7	0,48	2398708,13	2291045,72	2353881,37	2306969,32
8	0,425	2468988,51	2358158,2	2422841,97	2374578,63
9	0,376	2539268,9	2425270,69	2491802,56	2442187,93
10	0,333	2609549,31	2492383,2	2560763,18	2509797,26
11	0,295	2679829,69	2559495,69	2629723,77	2577406,57
12	0,261	2750110,1	2626608,2	2698684,39	2645015,9
13	0,231	2820390,49	2693720,69	2767644,99	2712625,2
14	0,204	2890670,9	2760833,2	2836605,61	2780234,53
15	0,181	2960951,28	2827945,69	2905566,2	2847843,84
16	0,16	3031231,67	2895058,18	2974526,8	2915453,14
17	0,141	3092337,38	2952949,89	3034266,62	2974809,85
18	0,125	3162617,76	3020062,38	3103227,21	3042419,16
19	0,111	3232898,17	3087174,89	3172187,83	3110028,49
20	0,098	3303178,56	3154287,38	3241148,43	3177637,79
21	0,087	3373458,97	3221399,89	3310109,05	3245247,12
22	0,077	3443739,35	3288512,38	3379069,64	3312856,43
23	0,068	3514019,74	3355624,86	3448030,24	3380465,73
24	0,060	3584300,15	3422737,37	3516990,86	3448075,06
25	0,053	3654580,53	3489849,86	3585951,45	3515684,37

Таблица 2.7

Расчет ЧДД
Год реализации проекта	ЧДД 1 вариант	ЧДД 2 вариант	ЧДД 3 вариант	ЧДД 4 вариант
1	0	0	0	0
2	458516,99	548751,33	449203,94	438994,69
3	434086,26	598463,47	417579,52	400002,9
4	727318,23	947584,62	705396,24	682282,52
5	967907,31	1229309,07	942033,13	914918,63
6	1263777,29	1502490,92	1240163,45	1215434,9
7	1152143,96	1100431,7	1130612,83	1108080,11
8	1049469,85	1002360,24	1029854,77	1009339,92
9	955171,04	912289,49	937316,11	918653,08
10	868679,39	829676,57	852439,22	835473,44
11	789446,6	753997,61	774685,98	759273,94
12	716947,25	684750,59	703540,69	689549,44
13	650680,69	621457,22	638511,99	625818,61
14	590172,39	563664,14	579134,17	567625,2
15	534974,46	510943,47	524967,68	514538,6
16	484665,91	462893,03	475599,33	466154
17	437554,12	417831,31	429337,32	420924,41
18	396016,4	378165,91	388579,63	380965,38
19	358244,92	342096,99	351517,47	344629,45
20	323922,88	309322,02	317839,96	311611,85
21	292756,51	279560,47	287258,86	281629,99
22	264473,99	252552,79	259507,45	254422,37
23	238824,26	228059,23	234339,4	229747,49
24	215575,88	205858,77	211527,6	207382,69
25	194515,8	185747,98	190863,01	187123,03
Всего	14365842,37	14868258,95	14071809,77	13764576,64

Таблица 2.8

Накопленный ЧДД
Год реализации проекта	накопленный ЧДД 1 вариант	накопленный ЧДД 2 вариант	накопленный ЧДД 3 вариант	накопленный ЧДД 4 вариант
1	0	0	0	0
2	458516,99	548751,33	449203,94	438994,69
3	892603,25	1147214,8	866783,47	838997,58
4	1619921,47	2094799,42	1572179,71	1521280,11
5	2587828,79	3324108,49	2514212,84	2436198,74
6	3851606,08	4826599,42	3754376,29	3651633,64
7	5003750,04	5927031,12	4884989,13	4759713,75
8	6053219,88	6929391,36	5914843,89	5769053,67
9	7008390,92	7841680,85	6852160	6687706,74
10	7877070,31	8671357,42	7704599,22	7523180,19
11	8666516,91	9425355,03	8479285,20	8282454,13
12	9383464,16	10110105,62	9182825,89	8972003,57
13	10034144,85	10731562,84	9821337,89	9597822,17
14	10624317,23	11295226,98	10400472,06	10165447,37
15	11159291,7	11806170,46	10925439,74	10679985,97
16	11643957,61	12269063,49	11401039,07	11146139,97
17	12081511,73	12686894,8	11830376,39	11567064,38
18	12477528,12	13065060,71	12218956,03	11948029,76
19	12835773,05	13407157,69	12570473,5	12292659,21
20	13159695,93	13716479,71	12888313,45	12604271,06
21	13452452,44	13996040,18	13175572,31	12885901,05
22	13716926,42	14248592,97	13435079,76	13140323,43
23	13955750,68	14476652,2	13669419,16	13370070,92
24	14171326,56	14682510,97	13880946,76	13577453,61
25	14365842,37	14868258,95	14071809,77	13764576,64
Всего	217081407,47	232096066,82	212464695,47	207620962,36

3.2 Срок окупаемости (Ток)

Определяется по формуле:

 ЧДД_t^н

Ток =t -- __________________

ЧДД^н_t+1 - ЧДД^н_t

где: t -- последний год, когда накопленный ЧДД меньше нуля;

t+1 -- первый год, когда накопленный ЧДД больше нуля;

ЧДД^н_t+1 , ЧДД^н_t -- величина накопленного ЧДД соответственно в годы t и t+1

3.3 Внутренняя норма рентабельности

Для определения предельной процентной ставки, при которой покрываются все расходы в течение инвестиционного периода, используется формула

ЧДД₁^н(r₂ - r₁)

i =r₁-- _______________________

ЧДД^н₂ - ЧДД^н₁

где: i -- предельная процентная ставка;

r -- процентная ставка, используема для расчетов;

ЧДД^н₂ , ЧДД^н₁ - накопленный ЧДД при ставке процента r₁=13% и r₂ = 30%.

Результаты расчета показателей эффективности инвестиций в разработку месторождения при различных налоговых режимах заносятся в таблицу 10

нефтегазовый налоговый выплата налогообложение

Таблица 10

Показатели эффективности инвестиций по вариантам расчетов при r=13%
Показатель	Вариант 1 (базовый)	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Накопленный ЧДД тыс. руб.	458516,99	548751,33	449203,94	438994,69
Срок окупаемости	0,944	1,083	0,924	0,903
ВНР	15,1	13,6	15,9	16,7

Также варианты расчетов можно представить в графическом виде, в соответствии с вариантом задания.

Заключение

Итак, в заключение можно подвести итог моей работы над курсовым проектом.

В теоретической части мы рассмотрели особенности российской налоговой политики нефтегазового комплекса.

В расчетно-проектной части мы посчитали основные параметры проекта: объем добычи, выручка, капитальные вложения, амортизационные отчисления, эксплуатационные расходы и затраты на транспортировку. Так же мы рассчитывали налоговые выплаты и таможенные пошлины по четырем вариантам: ставка налога на прибыль соответственно равна 19,9 %; 20 % (при предоставлении «каникул» на первые пять лет добычи); 20%; 17,9% и ставка налога на добычу полезных ископаемых 15,7 %; 18,2 %; 16,7 %; 19,2 %.

В расчетно-аналитической части мы рассчитывали показатели эффективности инвестиций по вариантам расчетов, а именно накопленный ЧДД по четырем вариантам, которые соответственно равны 14365842,37; 14868258,95; 14071809,77; 137645576,64 тыс. руб.; срок окупаемости -- 0,94; 1,08; 0,92; 0,903 и внутренняя норма рентабельности -- 15,1 %, 13,6 %,15,9 % и 16,7%.

По данным расчетов можно сделать вывод, что наиболее эффективным является вариант 4 налогового режима. При этом режиме инвестиции окупаются в кратчайший срок по сравнению с другими налоговыми режимами, а именно -- за 0,903 года.

Размещено на Allbest.ru