Динамика налогообложения нефтедобычи в современной России

динамика налогообложения нефтедобычи

в современной россии

И.В. КАРТОВЕНКО, магистр экономики Московский государственный университет

им. М. В. Ломоносова

После распада СССР только что приватизированные нефтедобывающие предприятия существовали в рамках достаточно комфортного налогового пространства. Помимо общих, они платили следующие специфические налоги и сборы: отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, налог на реализацию горюче-смазочных материалов (ГСМ), акциз на нефть, акциз на бензин, вывозную таможенную пошлину на нефть.

Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (1996 — 2002 гг.) уплачивались в размере 10 % от выручки и, как это следует из названия, направлялись на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Плательщиками налога на реализацию ГСМ [1] (1992 — 2000 гг.) являлись объединения, предприятия, организации и предприниматели, реализующие автомобильный бензин, дизельное топливо, масла, сжатый и сжиженный газы. Ставка налога составляла 25 % от суммы реализации. При перепродаже ГСМ налог исчислялся по установленной ставке от размера разницы между выручкой от реализации ГСМ и стоимостью их приобретения.

Акциз на нефть [2] подлежал уплате предприятиями, занимающимися добычей и реализацией нефти. Ставки акциза устанавливались постановлениями Правительства РФ, при этом была предусмотрена их дифференциация для отдельных месторождений в зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий с проведением ежемесячной индексации в соответствии с изменением курса доллара к рублю. Дифференциация ставок обеспечивалась путем применения следующих корректирующих коэффициентов: коэффициент извлечения нефти, накопленного отбора от начальных извлекаемых запасов, обводненности добываемой продукции, районного коэффициента заработной платы, расчетной ставки транспортного тарифа. Кроме того, методика дифференциации

ставок акциза учитывала такие факторы, как величина начальных извлекаемых запасов, глубина залегания запасов, срок и методы разработки месторождения [3]. В 2000 г. действовала единая ставка в размере 55 руб. за тонну [4].

Акциз на бензин был введен Федеральным законом от 06.12.1991 «Об акцизах» с 1997 г. Изначально ставка составляла 25 % от стоимости бензина. С 1999 г. ставка стала специфической и была дифференцирована для бензина с октановым числом до 80 включительно и иными октановыми числами.

Для сравнения отметим, что в это же время налоговое бремя британских нефтедобывающих компаний в отношении большинства разрабатываемых ими месторождений было значительно выше. Налоги и сборы на доходы от нефтедобычи в Великобритании представлены в таблице.

налоги и сборы, уплачиваемые нефтедобывающими компаниями в Великобритании в 1990-х гг.

дата получения Наименование налога (сбора) / его ставка

разрешения корпоратив- налог на не-

на разработку ный налог фтяной доход роялти,

участка место- (corporate (petroleum revenue %

рождения tax), % tax), %

До 01.04.1982 30* 75 12,5

01.04.1982 30* 50 —

- 16.03.1993

С 16.03.1993 30* - -

* Базовая ставка налога (для компаний с годовой прибылью свыше 1,5 млн ф. ст.).

Источник: Rates and Allowances — Corporation Tax. HM Revenue and Customs. URL:http://www. hmrc. gov. uk/rates/corp. htm; St. Adam, J. Browne. A survey of the UK tax system. Institute for Fiscal Studies. Briefing Note No. 09. March 2006. Р. 20. URL:http://www. ifs. org. uk/publications. php?publication_id=1711; Oil Taxation Manual. HM Revenue and Customs. URL:http://www. hmrc. gov. uk/manuals/otmanual/index. htm.

В конце 1990-х гг. ситуация начала меняться. Экспортные пошлины, отмененные в 1996 г. под давлением МВФ, были введены весной 1999 г.,

поскольку бюджет страны нуждался в дополнительных поступлениях после дефолта 1998 г. С весны 1999 г. до конца 2001 г. ставки экспортных пошлин на нефть назначались в евро без жестко определенной процедуры их пересмотра, и, по словам О. Березинской, являлись своего рода продуктом компромисса нефтяного комплекса и правительства [5]. Величина ставки колебалась от 3 евро/т весной 1999 г. до 48 евро/т в феврале 2001 г., при пересчете в доллары она увеличилась со среднегодового значения в 4,7 долл. /т в 1999 г. до 26,0 долл. /т в 2001 г. Одновременно в период 1999 — 2001 гг. происходило ужесточение администрирования действующих налогов. В результате платежи нефтяного комплекса в бюджет увеличились с 5,6 млрд долл. в 1999 г. до 16,3 млрд долл. в 2001 г.

Следующим этапом усиления налогового бремени нефтяного комплекса стал 2002 г. Во-первых, был жестко определен порядок расчета и вступления в силу ставок экспортных пошлин на нефть, во-вторых, налог на недра, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, налог на реализацию ГСМ, а также акциз на нефть были заменены на налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). До 2002 г. перечисленные выше специфические налоги уплачивались исходя из стоимости реализации добытого полезного ископаемого. С 2002 г. НДПИ рассчитывается на основе мировой цены на нефть и не зависит от фактических цен реализации. Введение жесткой ставки НДПИ явилось, несомненно, позитивным фактором с точки зрения обеспечения доходов бюджета, однако с точки зрения перспектив развития нефтяного комплекса независимость ставки налога от расположения, перспективности и степени разработки месторождения существенным образом тормозила разработку труднодоступных месторождений и не стимулировала рациональное природопользование.

Минэнерго РФ еще в 2001г. подготовило законопроект о пониженной ставке НДПИ для выработанных месторождений, но тогда эту идею за «коррупционность» отклонил Минфин России. Весной 2002 г. Минфин предложил ввести налог на дополнительный доход (НДД). Этим налогом должна была облагаться накопленная за время функционирования месторождения прибыль. Но эта идея тоже развития не получила. В марте 2003 г. руководитель управления ресурсных платежей МНС А. Федоров заявил, что его ведомство рассматривает 11 поправочных коэффициентов к базовой ставке НДПИ. По его словам, НДД и поправочные коэффициенты к НДПИ должны

применяться параллельно, так как НДПИ изымает сверхприбыль, зависящую от природно-географи-ческих факторов, влияющих на качество нефти, а НДД учитывает экономическую эффективность конкретного проекта [6]. В последнем варианте представленного в Госдуму РФ законопроекта были исключены все поправочные коэффициенты.

Кроме того, в 2002 г. был изменен порядок налогообложения прибыли. Ставка налога на прибыль была снижена до 24 %, однако предприятия утратили возможность получения инвестиционной льготы. С учетом того, что в 2001 г. ставка налога на прибыль составляла 35 %, а инвестиции в основной капитал нефтяных компаний в этот период осуществлялись весьма активно, данное изменение существенно увеличило налоговое бремя и уменьшило инвестиционные ресурсы комплекса.

В результате в 2002 г. платежи нефтяного комплекса в бюджет выросли до 19,7 млрд долл. (16,3 млрд долл. — годом ранее), а увеличение налогового бремени впервые заметно отразилось на динамике его инвестиций в основной капитал: инвестиции, увеличивавшиеся с 2000 г. (1999 г. — 2,5 млрд долл., 2000 г. — 5,5 млрд долл., 2001 г. — 7,8 млрд долл.), сократились до 7,4 млрд долл. [7].

Должны были стать периодом стабильности налогового режима2003 — 2004 гг.: сохранялся порядок определения ставки экспортной пошлины, налоговая ставка НДПИ с 01.01.2004 увеличилась незначительно с 340 до 347 руб./т.

Взаимоотношения нефтяного комплекса и государства начали существенно осложняться с середины 2003 г., когда были предъявлены первые налоговые претензии к крупнейшей российской нефтяной компании ОАО «НК ЮКОС». Затем в конце 2003 г. президент РФ выступил с заявлением о необходимости дополнительного изъятия в бюджет у нефтяного комплекса не менее 3 млрд долл. В конце апреля 2004 г. Госдума сразу в трех чтениях одобрила законопроект об увеличении размера нефтяных экспортных пошлин и ставки НДПИ, что позволило после его подписания президентом РФ и опубликования начать использовать новую шкалу экспортных пошлин уже с 01.08.2004. Как следствие уже по итогам 2004 г. налоговое бремя нефтяного комплекса выросло до 45 млрд долл., что в абсолютном выражении более чем в восемь раз превышало аналогичный показатель 1999 г. (5,6 млрд долл.), в относительном выражении — вдвое больше, чем в 1999 г.: налоговая нагрузка в 1999 г. составляла 32 % прибыли до налогообложения, в 2004 г. - 62,5 %.

Основным рычагом повышения налоговой нагрузки на нефтяную отрасль в 2004-2005 гг. стали экспортные пошлины: за счет них обеспечивалась большая часть дополнительных налоговых изъятий.

Своеобразие получившейся налоговой системы состоит в том, что повышение мировых цен на российскую нефть оборачивается для нефтедобывающих компаний уменьшением прибыли от экспорта. Связано это с ростом ставок указанных платежей в бюджет, а также с тем, что НДПИ уплачивается со всего объема добытой нефти по ставке, прямо зависящей от мировой конъюнктуры, независимо от того, какой объем нефти добывающая компания экспортирует. Чем больше доля экспорта нефти в добыче, тем больше возможностей у нефтяной компании возместить реальными экспортными поступлениями рост уплаты в бюджет НДПИ. Как показывают расчеты, проведенные аналитической лабораторией «Веди», если доля экспорта в добыче была ниже 60 %, предельный платеж в бюджет при повышении мировой цены на нефть превышал предельный экспортный доход [7]. Если объем экспорта нефти составлял менее 60 % добычи компании, то для компенсации опережающего (по сравнению с ростом экспортных доходов) роста платежей в бюджет она была вынуждена увеличивать цену на реализуемые внутри страны нефть и нефтепродукты.

Многие экономисты, например заведующий лабораторией бюджетной и налоговой политики Института экономики переходного периода (ИЭПП) С. Баткибеков, эксперт Центра развития О. Березинская, указывали на то, что плоская шкала НДПИ приводит к тому, что компаниям становится невыгодно разрабатывать уже частично выработанные месторождения. Генеральный директор ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций России «АссоНефть» Е. Корзун считает, что «из-за плоской системы налогообложения компаниям не хватает денег на разработки; позитивные сдвиги возможны при инвестиционном стимулировании разработки месторождений» [8]. По мнению А. А. Конопляника, осуществленная (в рамках нынешнего этапа) реформа налогообложения не нацеливала компании на повышение эффективности извлечения запасов нефти всех категорий, а лишь на частичную отработку наиболее легкодоступных месторождений и была выгодна тем компаниям, которые в целях максимизации текущей прибыли минимизируют инвестиционную деятельность и имеют значитель-

ный экспорт. В данном случае произошел размен эффективности системы налогообложения на ее упрощение [9].

С одной стороны, сложившаяся налоговая система в силу плоской шкалы НДПИ не стимулировала ни инвестиции в разработку новых месторождений, ни рациональное природопользование. Фактически для нефтяных компаний НДПИ во многом дублирует функцию экспортных пошлин по изъятию конъюнктурной ренты, хотя его основная задача - изъятие природной ренты, связанной с особенностями конкретных месторождений. С другой стороны, «контринвестиционный» характер налоговой системы являлся всего лишь одним из проявлений взаимного непонимания бизнеса и власти. Существующий подход к формированию налоговой системы, включая администрирование налогов, а также налоговые претензии, иногда переходящие в показательные процессы, не способствует улучшению бизнес-климата, повышению инвестиционной активности и активизации роста не только нефтяного, но и других секторов национальной промышленности.

По оценкам экспертов ИЭПП, в 2003 г. налоговая нагрузка в нефтяной отрасли составляла около 35 %, причем до 80 % ее приходилось на рентные платежи [10]. Необходимо отметить, что при расчете налоговой нагрузки более корректно говорить о ее соотношении по различным видам экономической деятельности (ВЭД), чем о ее точной оценке, поскольку сами по себе показатели, на основании которых оценивается налоговая нагрузка, рассчитать очень сложно. Кроме того, размер налоговой нагрузки, рассчитанной разными экономистами, может довольно сильно отличаться в силу применения разных методик. Так, по мнению С. Бат-кибекова из ИЭПП, налоговая нагрузка в общем объеме выручки нефтяного сектора, по данным ФНС России, в два раза больше, чем по расчету ИЭПП, поскольку ФНС России нефтяной сектор рассматривается как совокупность нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а ИЭПП включает сюда также управление холдингами, сбыт, торговлю, материально-техническое снабжение. В 2006 г., по данным ФНС России, налоговая нагрузка компаний, занимающихся добычей топливно-энергетических полезных ископаемых, была максимальной по ВЭД и составляла 49,4 % [11]. В 2008 г., по расчетам Д. Борисова из ИФК «Солид», доля НДПИ в налоговой нагрузке составляла 30 % (без учета экспортной пошлины — 80 %), доля налога на прибыль — 5 — 8 % [12].

По мнению. аналитика ИК «Проспект» Д. Ман-гилева, главными лоббистами внесения изменений в НДПИ являлись сами нефтяные компании. После введения НДПИ в 2002 г. они были вынуждены активно эксплуатировать только новые месторождения с высокой отдачей, а старые — законсервировать. Труднее всего при новой системе налогообложения пришлось ОАО «НК «Роснефть»», ОАО «Татнефть» и ОАО «АНК «Башнефть»», осваивающим труднодоступные месторождения [13].

Изменения в правила исчисления НДПИ, вступившие в силу с 2007 г. и касающиеся коэффициента выработанности, применения льгот при добыче сверхвязкой нефти и др., были введены Федеральным законом от 27.07.2006 № 151-ФЗ (далее — Федеральный закон № 151-ФЗ). Большинство изменений направлены на реализацию задач, упомянутых в Послании Президента РФ от 30.05.2006 «О бюджетной политике в 2007 году».

Финансовая выгода компаний от изменений в порядке исчисления НДПИ является довольно значительной. По оценкам Н. Мильчаковой, начальника отдела фундаментального анализа ФК «Открытие», в результате дифференциации ставок НДПИ больше всего выигрывает ОАО «НК «Роснефть»». Во-первых, потому что оно является оператором месторождений, истощенных на 85 — 90 % («Краснодарнефтегаз», «Дагнефть», «Грознефтегаз»), которые обеспечивают ей более 2 % добычи. Во-вторых, компания разрабатывает перспективные месторождения в Восточной Сибири (Ванкорское, Верхнечонское, Восточно-Сугдинское с совокупными извлекаемыми запасами нефти в 1,992 млрд барр. по российским стандартам и потенциально извлекаемыми запасами в 4,3 млрд барр.), и, соответственно, она может рассчитывать на 15-летнее освобождение от уплаты НДПИ как владелец лицензий и на разведку, и на разработку [14]. Налоговая экономия ОАО «НК «Роснефть»» за

2007 г. в результате дифференциации ставок НДПИ оценивается в 2,14 млрд руб. [15].

ОАО «НК Лукойл» после вступления в силу Федерального закона № 151-ФЗ сможет сэкономить в

2008 г. порядка 100 млн долл., к 2010 г. — до 500 млн долл. Согласно материалам компании, «Лукойл» планировала подготовить в 2007 г. к применению льгот семь месторождений со степенью выработанности более 80 %, в том числе пять — в Западной Сибири, два — в Поволжье. Объем добычи на этих месторождениях в 2007 г. составил около 2,9 млн тонн. В связи с тем, что не все семь месторождений были готовы к применению льгот с начала 2007 г., льготируемая добыча составила примерно 1,4 млн т [16].

Экономия ОАО «Татнефть» в результате использования дифференцированной ставки НДПИ, применяемой для Ромашкинского месторождения, в 2007 г. составила около 5 млрд руб. По мнению заместителя гендиректора Топливно-энергетического независимого института С. С. Ежова, в 2008 г. эта сумма еще более увеличится, учитывая себестоимость и постоянный рост цен на нефть. В настоящее время компания проводит работы по обеспечению раздельного прямого учета нефти еще на четырех месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Прикамнефть», для того чтобы получать льготы и по этим участкам. Добыча на них составляет около 1 млн т в год [17].

Несмотря на отмеченные положительные изменения, практика применения понижающего коэффициента для выработанных месторождений остается недостаточно эффективной из-за технических проблем с учетом топлива. Согласно законодательству необходимо представлять для учета обессоленную, обезвоженную, стабилизированную нефть, прошедшую через установку подготовки нефти (УПН). На практике использовать эти льготы компаниям бывает невыгодно. Согласно закону при получении льготы компания должна учитывать количество добытой нефти на каждом из месторождений или их участков, облагаемых по льготной ставке НДПИ. При этом в большинстве компаний на старых месторождениях добытая на разных участках нефть обрабатывается и учитывается на одном коммерческом узле учета. Эксперты полагают, что закон нуждается в доработке, поскольку строительство отдельных установок для учета льготируемой нефти на каждом отдельном участке для компаний является нерентабельным [18].

В марте 2008 г. Минфин России внес предложение о повышении цены отсечения в формуле коэффициента Кц, используемого при расчете НДПИ, с 9 до 15 долл. за баррель с 2009 г. Данное предложение было включено в «Основные направления налоговой политики на 2009 год и на плановый период 2010 и 2011 годов» и «Основные направления бюджетной политики на 2009 — 2011 годы» и реализовано с принятием Федерального закона от 22.07.2008 № 158-ФЗ, вступившего в силу с 01.01.2009 (далее — Федеральный закон № 158-ФЗ). При текущих ценах на нефть это предполагает, по разным оценкам, 7 — 10 %-ное снижение НДПИ [19]. По оценкам Минфина России, в условиях макроэкономического прогноза на 14.03.2008 соответствующее уменьшение доходов бюджета составит в 2009 г. 104,1 млрд руб., в 2010 г. — 112,0 млрд руб. [20].

Динамика мировой цены на нефть марки Вгеп{ и ставки экспортной пошлины на сырую нефть в июле 2006 г. — октябре 2008 г.

Источник: Котировки нефти — URL:http://www.citek.ru/ru/arhivquotings.html, http://www.b2b-npk.ru/analytics/infotek.html, http://finmarket.m/z/anl/graph.asp?rid=1&id=6, данные о величине ставок экспортных пошлин на сырую нефть — Постановления Правительства РФ от 18.05.2006 № 293, от 18.06.2006 № 444, от 16.09.2006 № 564, от 16.11.2006 № 695.

Данное снижение было бы очень выгодно всем нефтяным компаниям в связи с тем, что практически все вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) для поддержания добычи и расширения переработки пересмотрели свои программы капитальных вложений на ближайшие годы в сторону увеличения. По оценкам Д. Лютягина из ИК «Велес-Капитал», основными бенефициарами данных изменений станут ОАО «НК «Лукойл»», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть» [21]. Безусловно, ОАО «НК «Роснефть»», ОАО «Татнефть» и ТНК-ВР также почувствуют эффект от снижения налоговых выплат по НДПИ на нефть, но в меньшей степени, так как эти компании уже пользуются льготным налогообложением по части своих месторождений.

Также согласно Федеральному закону № 158-ФЗ условиями добычи полезных ископаемых, при которых налогообложение налогом на добычу полезных ископаемых осуществляется по ставке 0 %, является также добыча нефти на следующих участках недр:

— расположенных севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе РФ, до достижения накопленного объема добычи нефти 35 млн т на участке недр;

* Ставка экспортной пошлины устанавливается в зависимости от динамики мировой цены на нефть марки Urals, однако, поскольку цена последней привязана к цене нефти марки Brent, использование цены нефти марки Brent в данном случае корректно.

— расположенных полностью или частично в Азовском и Каспийском морях, до достижения накопленного объема добычи нефти 10 млн т на участке недр;

— расположенных полностью или частично на территории Ненецкого автономного округа, пол-ве Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, до достижения накопленного объема добычи нефти 15 млн т на участке недр.

В отношении нефтедобычи на шельфе необходимо отметить, что в соответствии с Федеральным законом от 18.07.2008 № 120-ФЗ, вступившим в силу в августе 2008 г., распределение участков недр континентального шельфа, имеющих федеральное значение, теперь относится к исключительной компетенции Правительства РФ, а предусмотренные ранее аукционы и конкурсы по ним отменены. Также введены ограничения для компаний, претендующих на разработку шельфа. Это могут быть только российские компании, в которых более 50 % акций принадлежит отечественным юридическим лицам, а государство должно иметь возможность прямо или косвенно контролировать их. Кроме того, недропользователи должны обладать опытом работы на континентальном шельфе не менее пяти лет. Перечень распределяемых участков также определяется Правительством РФ.

Отдельного внимания заслуживает анализ влияния экспортных пошлин на нефть на деятельность нефтедобывающих компаний.

Экспортная пошлина на нефть рассчитывается Минфином России на основе двухмесячного мониторинга цены на российскую нефть марки Urals. При этом, поскольку фактически в текущем периоде компании исчисляют и уплачивают экспортную пошлину, рассчитанную на основании данных о цене за предыдущий период, периодически возникает ситуация, когда при снижении цены на нефть действует ставка экспортной пошлины, рассчитанная для предыдущей более высокой цены — этот эффект аналитики назвали «ножницами Кудрина». Возможна и обратная ситуация.

При этом Правительство РФ, по-видимому, также обратило внимание на эту закономерность. Если в июле 2008 г. нефть марки Urals торговалась на мировом рынке по цене около 120 долл./барр., то в сентябре ее цена снизилась на четверть, а к концу октября — почти наполовину. Поэтому при установлении ставки экспортной пошлины на нефть с 01.10.2008 было принято во внимание падение котировок в предыдущие два месяца, и расчет производился на основе двухнедельного, а не двухмесячного, как было принято ранее, мониторинга мировых цен. По оценкам директора департамента инвестиционного проектирования компании «2К Аудит — Деловые консультации» С. Савченко, если бы ставка рассчитывалась по старой формуле, то пошлина на нефть составила бы почти 486 долл./т. вместо утвержденной ставки 372,2 долл./т [22]. Дополнительные средства важны для обеспечения финансирования инвестиционных программ нефтяных компаний, поскольку собственных средств компаний для этого недостаточно, а привлечь заемный капитал становится все сложнее и дороже.

В заключение необходимо обратить внимание на значимость для развития нефтяного сектора введения в 2002 г. НДПИ, заменившего отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, налог на реализацию ГСМ и акциз на нефть. При этом следует особо отметить, что НДПИ в том варианте, в котором он существовал до 2007 г., отрицательно влиял на развитие нефтянго сектора, поскольку стимулировал компании разрабатывать легкодоступные месторождения, делая эксплуатацию сложных для освоения месторождений экономически невыгодной. И если главными его достоинствами являлись простота администрирования и увеличение платежей по сравнению с предыдущими налогами, то основным недостатком НДПИ была его привязка к мировым ценам на нефть, поскольку для нефтяных компаний он во многом дублирует функцию экспортных пошлин по изъятию конъюнктурной ренты, хотя его основная задача — изъятие природной ренты, связанной с особенностями конкретных месторождений.

Изменения в порядок расчета НДПИ, вступившие в силу в 2007 г., являются положительными для нефтяного сектора, поскольку поощряют компании осуществлять рациональное природопользование, разрабатывая месторождения в более полном объеме, осваивать новые и трудноосваиваемые месторождения, а также учитывают стадийность разработки месторождений. Поскольку условия

деятельности нефтяных компаний меняются, то и налогообложение должно представлять собой гибкий инструмент государственного регулирования. Это означает, что может потребоваться дальнейший пересмотр порядка исчисления как НДПИ, так и экспортных пошлин на нефть.

список литературы

1. Закон РФ от 18.10.1991 № 1759-1 «О дорожных фондах в Российской Федерации».

2. Указ Президента РФ от 14.08.1992 № 893 «О введении акцизного сбора с пользователей недр территории Российской Федерации».

3. Постановление Правительства РФ от 02.02.1998 № 165 «Об утверждении методики дифференциации ставок акциза на нефть, включая стабилизированный газовый конденсат».

4. Статья 4 Федерального закона от 06.12.1991 «Об акцизах».

5. Березинская О. Б. . Несмотря на рекордные мировые цены, добыча российской нефти замедляет свой рост // Аналитическая лаборатория «Веди», 2005. URL:http://www. vedi. ru/industry/ind0405_r. html.

6. Иванова С. Несогласных нет // Ведомости. 2004. № 238 (1278) (27 дек.). URL:http://neft. tatcenter. ru/market/22066.htm.

7. Березинская О. Б. Несмотря на рекордные мировые цены, добыча российской нефти замедляет свой рост // Аналитическая лаборатория «Веди», 2005. URL:http://www. vedi. ru/industry/ind0405_r. html.

8. Милачева М., Подобедова Л. На грани энергетического кризиса // РБК daily. 2008. 4 апр. URL: http://www. rbcdaily. ru/2008/04/04/tek/333945.

9. См. Конопляник А. А. Реформы в нефтяной отрасли России (налоги, СРП, концессии) и их последствия для инвесторов. М.: Олита, 2002.

10. Баткибеков С., Четвериков С., Малютин А. Положение в «нефтянке» не катастрофически ухудшается. ИЭПП. 07.07.2003. URL: http://www. iet. ru/publication. php?folder-id=44&publication-id=2253.

11. Для сравнения налоговая нагрузка в машиностроении составляла 11,8 %, в производстве пищевых продуктов — 13,1 %. Сайт ФНС России. http://www. nalog. ru/document. php?id=25453&topic=root_nalog.

12. «Роснефть» предлагает сделать ставку НДПИ адвалорной // Ведомости. 2008. 24 мар.

13. Чайка Ф.«Трудная» нефть останется в земле благодаря Минфину // Финансовые известия, 06.09.2004. URL:http://www. finiz. га/economic/ artide873400/?print.

14. Мильчакова Н. Больше всех от новых правил налогообложения добычи выиграет «Роснефть» // Брокерский дом «Открытие», 2006. (2 мая). URL:http://www. open. ru/ru/pressa/analitic_ comments/index. php?id4=11511.

15. «Роснефть» ожидает получить более 2 млрд рублей за счет льгот по НДПИ в 2007 г. URL: http://www. markets-today. ru/ru/markets/share-markets/russia-news/fe6574612e31.htm.

16. «Лукойл» сэкономит на снижении НДПИ 870 млн долл. // Финмаркет. 2008. 10 апр. URL:http://www. finmarket. ru/z/nws/news. asp?id=817118&rid= 1.

17. БолдыреваЕ. Роснедра берут ресурсы под контроль // РБК daily. 2008. 27 мар. URL:http://www. rbcdaily. ru/2008/03/27/tek/332048.

18. Подобедова Л. Нефтяники просят поддержки Путина // РБК daily. 2007. 12 февр. URL:http:// www. rbcdaily. ru/2007/02/12/tek/265579.

19. Максимов О., Нестеров В. Возможные изменения НДПИ и их влияние на оценку отрасли. ИК «Тройка диалог» / ПРАЙМ-ТАСС. 2008. (26 мар). URL:http://www. prime-tass. ru/news/show. asp?id=50050560&ct=comments.

20. Основные направления налоговой политики на 2009 год и на плановый период 2010 и 2011 годов. Минфин России. 2008. С. 46. URL: http: //www1 .minfin. ru/common/img/uploaded/ library/2008/05/0snovnye_napravleniya_2009-2011-_20081505.doc.

21. Лютягин Д. Нефть и газ. Перспективы снижения НДПИ на нефть. ИК «Велес-Капи-тал». Аналитический обзор. 25.03.2008. URL: http://www. veles-capital. ru/rus/research/equity-market-research/company-profile/branch-info. wbp?branchId=07af5cbf-1ecb-4b31-a2fe-3c55e0 69811d&marketId=4&news. attrValue=07af5cbf-1ecb-4b31-a2fe-3c55e069811d.

22. Куликов С., Егоров М. Россия теряет нефтедоллары // Независимая газета. 2008. 29 сент. URL:http://www. ng. ru/economics/2008-09-26/1_neftedollary. html.