Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов - Банк бесплатных рефератов, курсовых, дипломных работ

Воспользуйтесь формой поиска по сайту, чтобы найти реферат, курсовую или дипломную работу по вашей теме.

Глава 9. Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов

Введение

В обществе, права собственности на недра в котором принадлежат государству, правительство должно играть, по меньшей мере, двойную роль. Во-первых, оно должно выступать как собственник ресурсов и преследовать цель максимизации доходов от права собственности на богатства недр, которые все общество передало ему в доверительное управление. Иными словами, правительство выступает в качестве собственника и получает платежи за использование этого фактора производства. Эти платежи, часто обозначающиеся термином «роялти», являются платежами собственнику ресурса за право разработки (приобретения) запасов. Во-вторых, правительство должно собирать налоги с дохода на капитал (или труд), использованный при производстве ресурсов. Иными словами, правительство одновременно должно выступать и как сборщик налогов, и как собственник ресурсов в тех случаях, когда они принадлежат государству. Выполнение этих функций связано как со значительными выгодами, так и со значительными рисками. Именно поэтому создаются системы раздела продукции, дохода и прибыли в добыче углеводородов в целях получения факторных платежей (в форме роялти) и ренты на природные ресурсы.

Важно отличать факторные платежи от налогов. Факторные платежи являются доходом на капитал в форме природных ресурсов. Доходы от таких платежей не являются налоговыми доходами, так же как, например, выручка от приватизации не является налоговым доходом. Если эти платежи расцениваются как налоги и расходуются на текущие цели, общий основной капитал страны (сумма природных ресурсов и воспроизводимого капитала) может снизиться. Разграничение этих двух видов платежей (налога на доход и факторных платежей) позволяет сохранить различие между разными факторами. Правительство, таким образом, не облагает производителей «двойным налогом», взимая с них два платежа. Кроме того, размеры этих двух видов платежей должны быть скоординированы, чтобы нефтегазовый сектор не подвергался чрезмерному налогообложению. Иными словами, правительство должно сознавать, что сумма факторных платежей и налогов будет определять способность инвестора получать прибыль на средства, вложенные в этот сектор экономики.

Страны с развивающейся экономикой, в том числе Россия, часто зависят от природных ресурсов как основного источника доходов в иностранной валюте. Это подразумевает, что реальный обменный курс может подвергаться влиянию колебаний мировых цен на ограниченный ряд экспортных товаров. Такая недиверсифицированная экспортная база может существовать в течение определенного времени, но эту проблему придется решать в долгосрочном плане. В связи с этим важно координировать налоговую и ресурсную политику для того, чтобы страна смогла провести изменения в составе общих доходов. В частности, налоги на нефтяную промышленность и платежи по соглашениям о разделе продукции должны быть эластичными по отношению к мировым ценам на минеральные ресурсы. Рост цен на минеральные ресурсы может привести к росту обменного курса, что, в свою очередь, ведет к падению экспорта товаров и услуг, не относящихся к минеральным ресурсам. Таким образом, налоговые доходы, получаемые из других секторов, снизятся. С другой стороны, экспорт иных товаров и услуг возрастет в случае, если обменный курс понизится в результате девальвации, порожденной падением цен на минеральные ресурсы. Налоги, получаемые из таких секторов, будут расти, и, следовательно, частично компенсировать падение доходов в нефтяном секторе. Таким образом, эластичность структуры доходов нефтяной промышленности по отношению к мировым ценам является предпосылкой такого типа компенсации доходов.

В переходных экономиках, в которых минеральные ресурсы являются основным экспортным товаром, важно проводить такую политику в области минерального сырья, которая обеспечила бы адекватный уровень дохода, в то же время компенсируя риски, которые несет правительство, и влияние других факторов, например, обменного курса на другие доходы. Тем не менее, доля доходов от природных ресурсов в общей сумме доходов государства с течением времени должна снижаться. Экономика будет становиться все более диверсифицированной, доходы будут возрастать. Оба эти фактора должны понизить относительное значение минеральных ресурсов по мере экономического роста.

1. Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов: мировой опыт

Государство выполняет двойственную фискальную роль в отношении нефтегазового сектора: оно является высшей налоговой властью и собственником природных ресурсов. Налоговая система, конструируемая так, чтобы отразить эту двойственность, должна сочетать получение государством соответствующих доходов и адекватные стимулы для потенциальных инвесторов, обеспечивающие экономическую эффективность нефтегазовых проектов. Главная фундаментальная цель налоговой системы для нефтегазового сектора состоит в обеспечении того, чтобы государство получало соответствующую плату за свои природные ресурсы и распределяло доходы от их эксплуатации так, чтобы содействовать устойчивому экономическому росту и получению долгосрочной прибыли. Для достижения этой цели налоговая система и налоговое администрирование должны быть простыми и прозрачными, основанными на легко доступных данных и легко контролируемыми. Для государства важно не подвергать бюджет чрезмерной изменчивости доходов в течение процесса реформирования и обеспечить стабильность налоговых поступлений. Соответствующее распределение доходов между федеральным и региональным уровнями власти и гармонизация с другими налогами должны сделать такую систему политически приемлемой. Наконец, налоговая реформа должна создавать режим, конкурентоспособный на международном уровне (см. Nellor D., Sunley E. Fiscal Regimes for Natural Recource Producing Developing Countries. IMF Paper on Policy Analysis and Assessment, 1994).

Очевидно, не может быть одной налоговой системы или одного набора налогов, которые доминировали бы над всеми остальными, т. е. были бы предпочтительнее всех остальных, для всех инвесторов и всех государств, обладающих природными ресурсами. Поэтому необходим систематический анализ существующих средств налогообложения производства углеводородов, который должен вести к учету интересов всех сторон и созданию более эффективных фискальных структур (см. Conrad R., Shalizi Z., Syme J. Risk Sharing and Rankings of Alternative Contract Instruments. 1991).

Необходимость применения специальных налоговых инструментов при налогообложении нефтегазового сектора обусловлена ограниченностью и невозобновляемостью этих ресурсов. В той степени, в какой ресурс является ограниченным и незаменимым, его цена может включать некоторую сумму сверх минимальной цены, по которой этот ресурс будет произведен; эта минимальная цена включает в себя производственные затраты плюс некоторый уровень прибыли, который является достаточным, чтобы сделать инвестиции привлекательными. Дополнительная стоимость ресурса сверх этой минимальной цены известна как экономическая, или ресурсная, рента. Эта рента может рассматриваться как стоимость самого ресурса, которая целиком принадлежит обществу. Если компания получила прибыль, которая достаточна, чтобы побудить ее инвестировать, то для государства является возможным изъять полученную производителем сверхприбыль, или ренту, без ограничения инвестиций. Такое изъятие обеспечит нации ее долю прибыли, получаемой от разработки принадлежащих ей природных ресурсов. Средства, которые использует государство для изъятия ренты, представлены на рис. 1.

Основными видами платежей в мировой нефтегазовой промышленности являются бонусы, ренталс, роялти и налоги. Бонусы, являясь разовым платежом, не служат значительным (по сравнению с налогами и роялти) источником финансовых поступлений для государства и поэтому могут рассматриваться лишь в качестве дополнительной статьи увеличения государственных доходов. В то же время они являются хронологически первым, хотя и несистематическим, видом платежа. Поэтому, оговаривая в соглашении систему бонусов, государство может изымать денежные средства у производителя не только до начала получения им чистого дохода (после чего поступления в бюджет начинают обеспечивать налоги) или до начала добычи (после чего начинает действовать система роялти), но даже и до начала его инвестиционной деятельности. Бонусы могут быть приурочены к различным этапам реализации проекта. В ряде стран выплата бонусов закреплена в законодательном порядке, но чаще и количество, и размер разовых платежей являются предметом переговоров.

Ренталс (арендная плата) является вторым видом платежей производителя, не зависящим от наличия добычи или прибыльности производства, т. е. дающим государству возможность получать систематический (в отличие от бонусов) доход с момента заключения соглашения. Размер арендной платы, как правило, невелик и может быть установлен как за всю законтрактованную территорию, так и за единицу ее площади. В целях побуждения производителя к скорейшему освоению законтрактованной территории государство может устанавливать прогрессивные ставки арендной платы, увеличивающиеся с течением времени, с размером этой территории, или же смешанного типа. В целях стимулирования быстрейшего начала добычи или экспорта нефти арендная плата может быть установлена в соглашении на ограниченный период (например, до начала добычи).

Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa, 1994, р. 7.

Роялти, рассчитываемые как процент валового дохода производителя, являются достаточно популярной формой выплат государству из-за ее административной простоты. Фиксированная доля стоимости произведенной продукции взимается государством-собственником природных ресурсов за право разработки запасов. Этот платеж легко администрируется и обеспечивает ранний и гарантированный доход государству. Величина роялти колеблется от 0 до 40%, но в большинстве стран равна 12, 5-20% стоимости добытой нефти. По расчетам А. Конопляника, основанным на данных по 130 капиталистическим и развивающимся государствам, в середине восьмидесятых годов макcимальная ставка роялти составляла: средневзвешенная по числу стран - 12, 2%, средневзвешенная по объему добычи - 17, 2%. Несмотря на то что большую часть доходов государства, как правило, обеспечивают налоги, роялти может рассматриваться как базисный вид систематического платежа, обеспечивающий более ранние по времени и более стабильные финансовые поступления государству, чем платежи с доходов. Роялти фактически гарантируют государству определенный минимум доходов от эксплуатации месторождения, что не всегда обеспечивает система налогообложения: если минимальная величина роялти всегда больше нуля, то налоговые отчисления в течение нескольких первых лет эксплуатации месторождения могут вообще не поступать.

Налоговый режим, который основывается не только на подоходном налогообложении, но и на роялти, генерирует относительно более стабильные и более равномерно распределенные во времени налоговые поступления. Рис. 2 иллюстрирует результаты применения двух различных налоговых режимов на примере гипотетического проекта разработки месторождения минеральных ресурсов. Режим А основан на применении налога на доход, взимаемого по ставке 35%, при обеспечении ускоренного возмещения капитальных затрат. Режим В включает налог на доход и роялти. Налог на доход взимается по ставке 20% и не предусматривает ускоренного возмещения капитальных затрат. Ставка роялти составляет 7, 5% стоимостиреализованной продукции. Доходы государства по каждому налоговому режиму рассчитаны при трех сценариях: базовом и при высоких и низких ценах на минеральные ресурсы.

В восьмидесятые-девяностые годы наметилась тенденция к установлению прогрессивных ставок роялти, т. е. к их исчислению по скользящей шкале в зависимости от определенных факторов (например, уровня добычи или глубины воды над морскими месторождениями). Расчет роялти по скользящей шкале фактически служит целям изъятия у производителя части сверхприбыли. С другой стороны, изменением ставки роялти государство создает для компаний финансовые стимулы для работы в нужном для страны направлении. Так, зависимость ставки роялти от уровня добычи в определенной степени может удержать компании от форсирования разработки запасов, зависимость ставки от глубины воды над морскими месторождениями побуждает компании к освоению глубоководных месторождений, зависимость ставки от плотности нефти стимулирует освоение месторождений тяжелой нефти и т. д.

В налогообложении добычи углеводородов применяются как обычный налог на прибыль корпораций, так и специальные виды налогов, такие как рентный налог на природные ресурсы. Ставки обычного налога на прибыль корпораций колеблются от 0 до почти 70%, ставки налога на прибыль нефтяных компаний, как правило, от 50% до 85% (в большинстве стран ОПЕК). Более высокие налоги на прибыль в нефтяном секторе фактически служат инструментом изъятия получаемой здесь сверхприбыли. Так, чрезвычайно высокий уровень налогообложения нефтяных компаний в странах ОПЕК, очевидно, объясняется крайне низкими затратами на добычу нефти, и, соответственно, высоким уровнем экономической ренты.

Структура налоговых систем ряда крупных нефтедобывающих стран (Индонезия, Нигерия, США, Великобритания, Норвегия, Китай, Казахстан) отражена в таблицах 1-8. Как показывает мировой опыт, существует большое разнообразие в том, как изымаются доходы от добычи нефти. Например, в США для этого применяются только два относительно простых налога: обычный роялти в размере 16, 67% для офшорных месторождений и стандартный налог на прибыль корпораций. В то же время США, как известно, изымают значительную часть экономической ренты с разрабатываемых месторождений, когда эти два платежа сочетаются с конкурентными торгами за лицензии.

Предлагаемый для России налог на дополнительный доход от добычи углеводородов, ставка которого определяется соотношением накопленного дохода и накопленных затрат, то есть значением Р-фактора (см. п. 2. 2 настоящей главы), является одним из группы платежей, известных как рентные налоги на природные ресурсы. Рентный налог на природные ресурсы был первоначально разработан в Австралии. Исчисление налога предусматривало весьма значительное увеличение произведенных затрат, невозмещенных в текущем году.

Ряд других стран имеет сходные подходы, даже если они не называются ресурсными рентными налогами. Например, индонезийские контракты с разделом продукции (модель, используемая многими странами) предусматривают полное возмещение затрат без какой-либо индексации. Доля государства, свыше 87%, поступает только после полного возмещения производителю всех издержек. Фактически это эквивалентно ресурсному рентному налогу с постоянной ставкой. Аналогичные утверждения могут быть сделаны относительно налога на доход нефтяных компаний в Великобритании и налога на добычу углеводородов в Норвегии.

Достаточно широкое распространение получили контракты на добычу нефти с разделом произведенной продукции, первый из которых был заключен в Индонезии в 1966 г. Произведенные затраты в таких контрактах компенсируются компании частью добытой на данном месторождении нефти, так называемой компенсационной нефтью. Доля компенсационной нефти в добыче оговаривается в контракте. В первых индонезийских контрактах с разделом продукции максимальная доля компенсационной нефти в добыче не должна была превышать 40%. В настоящее время в большинстве стран, применяющих данный тип соглашений, эта доля обычно колеблется в пределах 20-50%, хотя в некоторых из них может выходить за эти пределы. При этом доля компенсационной нефти, как правило, выше в районах с более сложными природно-геологическими условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи.

20% валовой добычи. Делится между производителем и Pertamina (индонезийская государственная нефтяная компания) в пропорции, соответствующей их относительным долям

Никаких ограничений на компенсационную нефть в течение периода реализации проекта. Существует ежегодное ограничение в размере 80% дохода с момента начала добычи. Эксплуатационные затраты вычитаются немедленно. Норма амортизации колеблется от 10% до 25%.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Каждое месторождение и контракт огорожены. От производителей требуется направлять часть нефти (иногда 25%) на внутренний рынок, которая может оцениваться по более низким ценам, чем мировые

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

1, 0 млн. долл., когда добыча достигает 10 000 барр. в день

2, 0 млн. долл., когда добыча достигает 50 000 барр. в день

Земельная рента 750 найр за 1 кв. км территории

До 20% валового дохода для некоторых месторождений.

Скользящая шкала для офшорных месторождений:

Налог на прибыль нефтяных компаний 50%. Инвестиционный налоговый кредит, равный 50% капитальных затрат.

Никаких ограничений на компенсационную нефть в течение периода действия контракта. Может быть ограничена 40% дохода в любой один год после начала добычи.

Государство получает 52% прибыльной нефти. Прибыльная нефть равна доходу за вычетом затрат, роялти и налоговой нефти.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Все налоговые условия могут быть предметом переговоров

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Существуют торги за участки, и таким образом предложенная покупателем цена является бонусом, который уплачивается победившим участником торгов.

741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1235 долл за 1 кв. км после пяти лет.

Адвалорный платеж в размере 16, 67%, который уплачивается федеральному правительству.

Налог на добычу для штата Аляска, если месторождение дает более 300 000 барр. в день. Ставка равна 12, 15% от стоимости продукции.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Все условия фиксированы, за исключением заявочного бонуса, который подлежит конкурентным торгам.

Существует 2% налог на имущество корпораций по оцененной стоимости капитала.

Существует также сбор на проливы нефти для финансирования фонда ликвидации загрязнений, составляющий 0, 05 долл. на баррель.

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Существуют торги за участки на государственных и индейских землях. Таким образом, предложенная покупателем цена является бонусом и варьирует по участкам.

741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1 235 долл за 1 кв. км после пяти лет.

Адвалорная ставка 12, 5%. Ставки могут варьировать в зависимости от участка, геологических условий и характеристик нефти. Наиболее высокие ставки находятся в пределах 20%.

Налог на добычу 12, 25%, если месторождение дает свыше 300 000 барр. в день.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Распределение прибыли возможно в зависимости от участка и природы собственности (частная, штата, индейские земли).

Существует 2% налог на имущество корпораций по оцененной стоимости капитала.

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Налог на доход нефтяных компаний: 75% чистого дохода с различными дополнительными скидками; применяется после того, как все капитальные затраты возмещены. Налог не применяется, если добыча меньше, чем 20 000 барр. в день.

В нормах были произведены различные изменения. С начала девяностых годов нормы стабильны.

Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production

Некоторое участие является возможным и колеблется до 30% в зависимости от контракта. Участие начинается на начальной стадии разведки. Участие Statoil, норвежской государственной нефтяной компании, может достигать 80%.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Налог на добычу углеводородов (специальный налог) в размере 30%, основанный на потоке наличности. Налог на добычу углеводородов не вычитается из налога на прибыль корпораций.

Все условия фиксированы и не подлежат переговорам.

Существует налог на имущество корпораций, равный 0, 7% стоимости активов.

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

12, 5% - при добыче нефти 80 001 и более барр. в день

Псевдороялти: 5% консолидирированный промышленный и коммерческий налог, базирующийся на валовом доходе.

Налог на прибыль - 30% (в провинции Хайнань - 15%);

Доля государства зависит от размера добычи:

Пороговые уровни добычи могут быть предметом переговоров.

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Каждый контракт огорожен (для возмещения издержек, но не для целей налогообложения прибыли).

Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing

Адвалорный платеж, основанный на справочных ценах и объеме добычи. Ставка регулируется в зависимости от затрат и качества

Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)

Прогрессивные ставки, основанные на внутренней норме прибыли (IRR):

Налог на сверхприбыль вычитается из налога на прибыль корпораций

Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая нефть, подлежит разделу между государством и компанией-подрядчиком. Раздел производится в сугубо индивидуальных пропорциях в каждой стране. При этом в большинстве нефтедобывающих стран, практикующих заключение таких контрактов, пропорции раздела с ростом добычи изменяются в пользу государства. Принадлежащая компании-подрядчику доля распределяемой нефти является объектом налогообложения. В ряде стран в соглашения о разделе продукции также включаются обязательства по уплате роялти.

Описанный механизм раздела продукции относится к наиболее часто встречаемой разновидности контрактов этого рода - с разделом добычи после вычета (компенсации) издержек компании-производителя. В данном случае раздел продукции является трехступенчатым (см. рис. 3). При другой разновидности этих контрактов - с прямым разделом добычи, - последняя делится непосредственно на долю государства и долю производителя, т. е. минуя стадию выделения компенсационной нефти.

При традиционном разделе принадлежащая компании доля распределяемой нефти облагается, как правило, обычным налогом на прибыль. Изъятие же сверхприбыли осуществляется самой процедурой раздела добычи. При втором варианте осуществляется прямой одноступенчатый раздел всей добычи без налогообложения доли, выделенной контрактору. Такая система действует, например, в Ливии, где доля добычи, принадлежащая государству, установлена в 81%, а доля компании-подрядчика - в 19% при условии освобождения ее от налогов. В этом случае раздел добычи заменяет собой все виды налогов на производителя.

В мировой практике существует значительный разброс в отношении того, какие параметры могут быть предметом переговоров при заключении контрактов. Большие политически стабильные экономики, такие как экономика США, Великобритании и Автралии, вообще не имеют контрактов с разделом продукции. Все охватывается законодательством, и ничто не подлежит переговорам. Меньшие, более бедные и менее стабильные экономики склонны иметь больше условий, подлежащих переговорам. Иногда утверждается, что такая свобода действий необходима для того, чтобы учесть специфические характеристики месторождения. С другой точки зрения свобода действий необходима, поскольку политическая система нестабильна. В этом случае инвесторы могут рассчитывать на соблюдение в основном условий контракта, даже если правительство меняет общий налоговый режим или правительство само меняется. Существует еще более скептическая точка зрения, согласно которой свобода действий рассматривается как путь для коррумпированных чиновников вести переговоры с инвесторами.

Вследствие принятых в России ограничений, соглашения о разделе продукции в ближайшей и среднесрочной перспективе, очевидно, будут охватывать достаточно узкий сектор российской нефтяной промышленности, прежде всего крупные капиталоемкие проекты с участием иностранного капитала. В настоящее время в России фактически действует лишь два соглашения о разделе продукции (Сахалин-1 и Сахалин-2). В этих условиях именно налоговая система играет и будет играть решающую роль в изъятии рентных доходов нефтегазового сектора.

2. Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов в России

2. 1. Существующая система налогообложения

При плановой системе хозяйствования механизмы изъятия рентных доходов нефтегазового сектора были весьма специфичными и по большей части завуалированными. Во внутриэкономическом обороте изъятие ренты осуществлялось за счет значительной дифференциации цен на сырую нефть и продукты ее переработки. Так, в середине восьмидесятых годов соотношение средних оптовых цен на сырую нефть и розничных цен на высокооктановый бензин составляло примерно 1: 17, а на обычный бензин - 1: 13. Доля косвенных налогов (налога с оборота), с помощью которых изымалась нефтяная рента, в цене этих продуктов составляла около 80%. Во внешнеэкономическом обороте изъятие ренты происходило за счет присвоения государством разницы между экспортными и внутренними ценами на нефть. Издержки добычи нефти в СССР (с учетом транспортных затрат) не превышали 40 долл. /т, и, таким образом, экспорт каждой тонны нефти в первой половине восьмидесятых годов приносил государству потенциальный чистый доход в размере 150-200 долл. Реальные доходы, однако, были существенно меньше, поскольку большая часть экспорта нефти и нефтепродуктов приходилась на страны СЭВ, поставки энергоресурсов в которые осуществлялись по ценам ниже мировых (таким образом СССР фактически делился частью рентных доходов с другими социалистическими странами).

Часть ренты изымалась в неявном (завуалированном) виде. За счет искусственно заниженных цен на энергоресурсы государство фактически дотировало многие отрасли экономики, включая сельское хозяйство, большую часть обрабатывающей промышленности и ВПК. В этом случае процесс изъятия ренты по существу совпадал с процессом ее использования. Часть ренты, однако, возвращалась государству в виде налогов от дотируемых секторов экономики, а также косвенных налогов на потребительские товары.

С началом рыночных реформ в механизмах изъятия ресурсной ренты произошли радикальные изменения. Законом РФ от 27 декабря 1991 г. № 2118-1 «Об основах налоговой системы в Российской Федерации» были законодательно закреплены основы новой налоговой системы России, включая платежи за пользование недрами (в тот момент еще не определенные законодательно) и налоги на нефтепродукты (акциз на бензин и налог на реализацию горюче-смазочных материалов).

Основным правовым актом, регулирующим отношения в недропользовании, стал Закон РФ от 21. 02. 92 N2395-1 «О недрах». Наиболее важными положениями данного закона явились разграничение сфер компетенции Федерации и ее субъектов в вопросах недропользования, введение лицензирования прав на пользование недрами на конкурсной или аукционной основе и определение сроков пользовании недрами (5 лет при проведении геологоразведочных работ, 20 - при разработке месторождений и 25 лет - при их совмещении), установление системы платежей при пользовании недрами, состоящей из акцизов на отдельные виды минерального сырья, платежей за пользование недрами (роялти) и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Таким образом, в 1992 г. было положено начало формированию новой, отвечающей условиям рыночной экономики, системы налогообложения добычи углеводородов. Данная система включила в себя как налоги общего применения, так и специальные нефтяные налоги, ориентированные на изъятие ресурсной ренты: акциз, платежи за пользование недрами (роялти) и экспортную пошлину на нефть.

Согласно Закону РФ «О недрах» (ст. 46) акцизы на отдельные виды минерального сырья, добываемого из месторождений с относительно лучшими горно-геологическими и экономико-географическими характеристиками, могут вводиться Правительством РФ в соответствии с Законом РФ «Об акцизах». Акциз на нефть был введен в сентябре 1992 г. Первоначально его средняя ставка составляла 18% стоимости нефти (без НДС) при колебаниях по отдельным производителям от 0 до 30%. В июле 1993 г. средняя ставка акциза была увеличена до 24%. Затем, в мае 1994 г. акциз на нефть был установлен в абсолютных показателях. Его средняя ставка составила 14 750 руб. /т, по отдельным производителям она колебалась от 0 до 36 000 руб. /т. При этом ставка акциза подлежала ежемесячной индексации в соответствии с изменением обменного курса рубля по отношению к доллару. С 1 апреля 1995 г. для компенсации снижения экспортной пошлины на нефть акциз был увеличен до 39 200 руб. /т. С 1 апреля 1996 г., одновременно со снижением экспортной пошлины с 20 до 10 экю/т, средняя ставка акциза была увеличена до 55 000 руб. /т, а с 1 июля, после отмены экспортной пошлины, - до 70 000 руб. /т.

По постановлению Правительства РФ от 08. 04. 97 N408 «О дифференцированных ставках акциза на нефть, включая газовый конденсат, добываемую на территории Российской Федерации» с 21 января 1997 г. средняя ставка акциза была установлена на уровне 55 000 руб. /т. При этом ежемесячная индексация ставок акциза была отменена.

Платежи за пользование недрами (роялти) были введены в середине 1992 г. Ставка роялти варьирует от 6 до 16% в зависимости от характеристик конкретных месторождений и фиксируется в лицензии. В среднем ставка роялти составляет, по различным оценкам, 8-10% стоимости добытой нефти.

Ставка отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, предназначенных для целевого финансирования поисковых и геолого-разведочных работ, была установлена на уровне 10% цены нефти в пункте добычи и на протяжении рассматриваемого периода не менялась.

Экспортная пошлина на нефть была введена в начале 1992 г. Первоначально ее ставка составляла 26 экю за 1 тонну экспортируемой нефти, однако уже в июне 1992 г. ставка была повышена до 38 экю за тонну. В ноябре 1993 г. ставка пошлины была установлена на уровне 30 экю/т. Как показывает анализ, именно экспортная пошлина в первые годы реформ являлась основным инструментом изъятия сверхприбыли в нефтяном секторе. С либерализацией цен на нефть в начале 1995 г. экспортная пошлина была снижена до 23 экю/т, а затем, с апреля 1995 г., до 20 экю/т. В апреле 1996 г. экспортная пошлина была уменьшена до 10 экю/т, а с 1 июля 1996 г. - отменена. Одновременно для компенсации выпадающих налоговых поступлений были повышены ставки акциза. В начале 1999 г. экспортные пошлины, однако, были восстановлены.

Таким образом, к настоящему времени в России сформировалась достаточно специфическая система налогообложения добычи углеводородов, включающая в себя следующие компоненты:

• Акциз на нефть, уплачиваемый с каждой тонны добытой нефти. Ставка акциза дифференцирована по предприятиям и составляет от 0 до 85 рублей за тонну, среднее значение акциза составляет 55 рублей за тонну.

• Акциз на газ в настоящее время составляет 15% стоимости реализованного природного газа (без НДС) при его реализации на территории России и в Белоруссию и 30% стоимости реализованного газа (без НДС) при его поставках за пределы страны.

• Плата за пользование недрами представляет собой адвалорный налог, основанный на ценах в пунктах добычи до обложения акцизом. Эта плата фиксируется во время выдачи лицензии в пределах от 6 до 16 процентов и является производной от предполагаемых геологических условий. В среднем величина этой платы составляет 8-10%.

• Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы представляют собой адвалорный налог, основанный на ценах в пунктах добычи и взимаемый по ставке 10%. Данный налог не применяется в отношении нефти, добываемой на новых месторождениях, разведанных за счет собственных средств пользователей недр.

• Экспортная пошлина на нефть, составляющая 2, 5 евро за тонну при мировой цене российской нефти от 9, 8 до 12, 3 долл. /барр. и 5 евро за тонну - при цене свыше 12, 3 долл. /барр. В условиях роста мировых цен на нефть в сентябре 1999 г. экспортная пошлина была повышена до 7, 5 евро, а в декабре - до 15 евро за тонну.

• Экспортная пошлина на газ, установленная в размере 5% таможенной стоимости, но не менее 2, 5 евро за 1 тонну (при определении размера пошлины пересчет объема экспортируемого газа производится исходя из того, что 1 150 куб. м газа равны 1 т).

• Налог на прибыль предприятий, взимаемый по ставке 30%.

• Другие налоги (налог на имущество предприятий, налог на содержание жилищного фонда, налог на пользователей автодорог, отчисления в государственные социальные внебюджетные фонды и др.), менее значительные по размеру, но в своей совокупности, однако, оказывающие существенное влияние.

То обстоятельство, что в существующей системе налогообложения основная роль принадлежит налогам на объемы добычи и валовой доход, оказывает регрессивное воздействие. Негативные последствия регрессивной налоговой структуры становятся особенно очевидными при падении цен на нефть. Именно такая ситуация наблюдалась в 1998 г., характеризовавшемся резким падением мировых цен на нефть. В таблице 9 показано, каким образом существующая структура налогообложения приводит к появлению неприемлемых результатов в условиях снижения цен на нефть. В таблице приведены результаты оценочных расчетов Всемирного банка для 1997 и 1998 гг. Для целей иллюстрации и в том, и в другом году в рсчетах использован преддевальвационный валютный курс рубля - 6, 3 руб. за 1 долл. Для постдевальвационного сценария использован курс 15 руб. за 1 долл. Как видно из приведенных данных, при резком падении рентабельности производства уровень налоговых изъятий увеличился с 81 до 99% чистого дохода. При этом положение нефтепроизводителей было еще более осложнено значительными размерами их обязательств по взятым ранее иностранным кредитам.

Влияние существующей системы налогообложения

Средняя цена в точке добычи (30% - экспорт, 70% - поставки на внутренний рынок)

Эксплуатационные затраты (включая амортизацию)

Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (10%)

Возмещение отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (4%)

В условиях падения мировых цен весьма наглядно проявился регрессивный характер акциза. По нашим оценкам, при падении доли прибыли в цене экспортируемой нефти с 23, 2% в декабре 1997 г. до 3, 6% в июле 1998 г. удельный вес акциза в цене повысился с 8, 5 до 13, 2% (табл. 10, рис. 4). В результате девальвации рубля и обусловленного этим значительного увеличения разрыва между затратами на производство и выручкой от реализации продукции на внешнем рынке прибыльность экспорта резко возросла. По нашим оценкам, в сентябре 1998 г. чистая прибыль от экспорта нефти достигла 29, 8 долл. /т, а к концу года под влиянием падения мировых цен снизилась до 20, 2 долл. /т (т. е. составляла 34-40% от цены экспортируемой нефти). Величина же акциза в условиях девальвации сократилась как в абсолютном, так и в относительном выражении. Если в июле 1998 г. акциз составлял 8, 8 долл. /т, то в декабре 1998 г. - лишь 2, 8 долл. /т, или 4, 7% цены экспорта.

Влияние падения мировых цен и девальвации рубля на эффективность экспорта нефти и налоговые изъятия в 1998 г., долл. /т

Затраты: себестоимость, акциз, расходы на экспорт

Источник: расчеты автора по данным Госкомстата России и Минтопэнерго России.

В этих условиях основным инструментом изъятия получаемой экспортерами сверхприбыли фактически стал налог на прибыль, который увеличился с 0, 8 долл. /т (1, 2% от цены) в июле до 11-16 долл. /т (18-21% от цены) в сентябре-декабре прошлого года.

Девальвация рубля актуализировала вопрос об изъятии сверхприбыли в нефтяном секторе, получаемой в результате значительного увеличения разрыва между ценами реализации нефти на внешнем рынке и реальными затратами на производство. Одним из возможных решений проблемы в этих условиях могло бы стать существенное повышение (индексация) акциза на нефть. Такое повышение неизбежно привело бы, однако, к росту внутренних цен на нефть (по крайней мере на величину увеличения акциза), что могло бы негативно повлиять на экономическую динамику и стимулировать инфляционные процессы в экономике. Стремясь избежать негативного эффекта повышения акциза, правительством было принято решение восстановить раздельный режим налогооложения для продаж нефти на внутреннем и внешнем рынках: ставка акциза осталась неизменной, а на экспортируемую нефть в январе 1999 г. были введены вывозные таможенные пошлины. Ставка таможенной пошлины на сырую нефть устанавливалась в зависимости от цены российской нефти Urals на европейском рынке: при цене от 9, 8 до 12, 3 долл. за баррель - 2, 5 евро за тонну, при цене свыше 12, 3 долл. за баррель - 5 евро за тонну. Затем, в условиях роста мировых цен на нефть, в сентябре 1999 г. ставка таможенной пошлины была повышена до 7, 5 евро, а в декабре, когда мировые цены на нефть достигли 25 долл. /барр., - до 15 евро за тонну.

Можно привести ряд соображений в пользу сохранения в краткосрочной перспективе экспортных пошлин на нефть. Во-первых, добыча нефти неэластична. Экспорт нефти ограничен техническими возможностями существующей транспортной системы, использование мощностей которой на экспортных направлениях в настоящее время вплотную приблизилось к пределу ее пропускной способности. Поэтому включение экспортной пошлины в цену нефти (через акциз) приведет не только к росту внутренних цен на нефть, но и, в условиях ограниченного платежеспособного спроса на внутреннем рынке, к необходимости сокращения производства нефти, выводу из эксплуатации и консервации части нефтяных скважин. Данный процесс будет иметь ряд негативных последствий: принудительное свертывание добычи ведет к потере максимально возможной добычи нефти на месторождении и снижению уровня конечного нефтеизвлечения; последующая же расконсервация нефтяных скважин (в условиях роста платежеспособного спроса) потребует значительных капитальных затрат; наконец, свертывание нефтедобычи в районах, полностью зависящих от нефтяной промышленности, неизбежно связано с негативными социальными последствиями.

Во-вторых, можно говорить об определенной заинтересованности правительства в сохранении экспортной пошлины, поскольку установление ее ставки, в отличие от средней ставки акциза, устанавливаемой парламентом, полностью находится в его компетенции. В связи с этим экспортная пошлина фактически является одним из подконтрольных правительству инструментов, позволяющим последнему оказывать действенное влияние как на наполнение доходной части государственного бюджета, так и на нефтяные компании.

В то же время в долгосрочном плане сохранение экспортной пошлины на нефть вряд ли можно считать оправданным. Раздельный режим налогообложения для экспортируемой и поставляемой на внутренний рынок нефти не соответствует мировой практике и не отвечает задачам повышения экономической эффективности, поскольку поддерживает более низкий, по сравнению с мировым, уровень внутренних цен на нефть. Субсидирование же промышленности и других секторов национальной экономики с помощью низких цен на энергоресурсы неизбежно ведет к их расточительному использованию и консервации неэффективной структуры экономики.

2. 2. Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов

Наиболее широко обсуждаемая сейчас идея в области реформирования налогообложения нефтегазового сектора экономики - замена акциза на нефть так называемым налогом на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД).

Концепция НДД была разработана в Топливно-энергетическом независимом институте. В оформленном виде она была включена в состав проекта части II Налогового Кодекса, внесенного Правительством РФ на рассмотрение в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 30 апреля 1997 г. В данной версии НДД предлагалось распространить на все месторождения углеводородов на территории страны, при этом переход на НДД предусматривал добровольность, то есть должен был осуществляться по желанию налогоплательщика. Подлежащие вычетам в отчетном налоговом периоде затраты на производство ограничивались стоимостью добытых углеводородов, то есть предел возмещения затрат составлял 100% стоимости углеводородов. Ставка налога определялась значением Р-фактора, равного отношению накопленного дохода к накопленным затратам. Шкала налога включала 14 градаций, ставка колебалась от 10% (при значении Р-фактора меньше 1, 00) до 90% (при Р-факторе больше 3, 00).

В несколько измененном виде концепция НДД получила отражение и в последней версии проекта Налогового Кодекса, внесенного Правительством РФ в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 31 января 1998 г. В данном проекте предусматривалось распространение НДД только на новые месторождения. Переход на НДД должен был осуществляться добровольно. Предел подлежащих вычетам затрат устанавливался на уровне 100% стоимости добытых углеводородов. Число градаций шкалы налога было сокращено с 14 до 7, ставки налога изменялись от 0% (при Р-факторе меньше 1, 00) до 60% (при Р-факторе больше 2, 00).

Поскольку специальная часть Налогового Кодекса не была принята Государственной Думой, идея НДД была оформлена в виде отдельного законопроекта - федерального закона «О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов». Проект данного закона был внесен в Государственную Думу от имени группы депутатов (С. Э. Дон и другие). Основное отличие предложенного законопроекта от версии Налогового Кодекса - распространение НДД не только на новые, но и на разрабатываемые (старые) месторождения. В ноябре 1998 г. законопроект получил одобрение Комитета по бюджету, налогам, банкам и финансам Государственной Думы, однако самой Государственной Думой законопроект рассмотрен не был.

Рассмотрим содержание предлагаемого подхода на основе последнего из подготовленных законопроектов - федерального закона «О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов». Согласно проекту данного закона плательщиками НДД являются предприятия, приобретшие в установленном порядке лицензии на право поиска, разведки и добычи углеводородов на территории Российской Федерации и осуществляющие такую деятельность. Предприятия, производящие поиск, разведку и добычу углеводородов на нескольких лицензионных участках вправе определять налоговое обязательство по результатам: а) деятельности на всех без исключения лицензионных участках (в целом), на которых на дату вступления в силу данного закона осуществляется промышленная добыча; б) деятельности на каждом лицензионном участке в отдельности; в) деятельности на некоторых лицензионных участках (в отдельности) и на всех остальных лицензионных участках (в целом). Предприятия обязаны вести отдельный учет доходов и расходов и определять налоговое обязательство отдельно по каждому лицензионному участку, права на пользование которым получены или промышленная добыча на котором начата после даты вступления в силу данного закона.

Налоговая база применительно к каждому лицензионному участку или совокупности участков определяется как стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на подлежащие вычетам затраты. Стоимость добытых и реализованных углеводородов рассчитывается исходя из фактических объемов и цен реализации. При этом в указанные цены не включаются НДС и расходы на транспортировку до покупателя. Если налогоплательщик реализует добытые им углеводороды взаимосвязанным покупателям, использует их для дальнейшей переработки либо передает их на переработку на давальческой основе, то стоимость добытых углеводородов определяется исходя из их рыночной цены без НДС и расходов на транспортировку до покупателя. При реализации на экспорт стоимость углеводородов определяется исходя из цены реализации на экспорт за вычетом расходов на экспорт, включая транспортировку.

Расчетные вычитаемые затраты определяются как сумма затрат по производству и реализации продукции (за вычетом амортизации, расходов на транспортировку до покупателя и расходов на экспорт), производственных капитальных вложений, налогов, относимых на финансовые результаты деятельности предприятия, и расчетных вычитаемых затрат предыдущего налогового периода, вычет которых перенесен на следующий год, умноженных на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию (по данным федерального органа по статистике).

Подлежащие вычетам затраты определяются как расчетные вычитаемые затраты данного периода, но в размере не более 70% от стоимости углеводородов при налогообложении деятельности на нескольких лицензионных участках в целом и 90% от стоимости углеводородов при налогообложении деятельности по отдельным лицензионным участкам. По лицензионным участкам, по которым с даты выдачи лицензии ведется отдельный учет доходов и затрат, подлежащие вычетам затраты устанавливаются в размере не более 100% от стоимости углеводородов. Если годовые расчетные вычитаемые затраты превышают величину подлежащих вычетам затрат за этот год, то такое превышение переносится на следующий год.

Налоговые ставки устанавливаются на каждый год применительно к каждому лицензионному участку (совокупности участков). Размеры налоговых ставок определяются значением Р-фактора на предшествующий год. Р-фактор определяется как отношение a / b, где a - накопленный доход, b - накопленные затраты. Величина «a» на 1998 г. определяется как сумма годовых величин стоимости добытых и реализованных углеводородов за период с года начала оценки по 1998 г. с поправкой на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию. При суммировании величина стоимости добытых и реализованных углеводородов каждого года умножается на индекс данного года, равный произведению соответствующих годовых индексов за период с данного года по 1998 г. Год начала оценки устанавливается как 1994 г. либо как год получения соответствующей лицензии, если этот год позже 1994 г.

Величина «a» на годы, начиная с 1999 г., определяется как сумма величин стоимости добытых и реализованных углеводородов за данный год и величины «a» на предыдущий год, умноженной на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию. При определении «a» стоимость углеводородов уменьшается на суммы НДД и налога на прибыль предприятий, подлежащих уплате за соответствующий период.

Величина «b» на 1998 г. определяется как сумма годовых величин затрат за период с года начала оценки с поправкой на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию. В состав затрат включаются затраты по производству и реализации продукции (за вычетом амортизации, расходов на транспортировку до покупателя и расходов на экспорт), производственные капитальные вложения и сумма начисленных налогов, относимых на финансовые результаты деятельности предприятия. Величина «b» на годы, начиная с 1999 г., определяется как сумма величины затрат за данный год и величины «b» на предыдущий год, умноженной на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию.

Налоговые ставки определяются значением Р-фактора за предыдущий год и составляют от 0% (для лицензионных участков, по которым с даты выдачи лицензии ведется отдельный учет доходов и затрат, при величине Р-фактора меньше 1, 00) до 60% (при величине Р-фактора больше 2, 00).

Формально предложенная схема расчета НДД может быть описана следующим образом.

Пр. ПВЗ (t) = 70 % СУВ (t) при налогообложении по нескольким

Пр. ПВЗ (t) = 90 % СУВ (t) при налогообложении отдельного

Пр. ПВЗ (t) = 100 % СУВ (t) по лицензионным участкам, по которым

*Для лицензионных участков, по которым с даты выдачи лицензии ведется отдельный учет доходов и затрат, налоговая ставка при величине Р-фактора до 1, 00 устанавливается в размере 0%.

Ц - цена нефти (без НДС, расходов на транспортировку до

Н. РВЗ - невозмещенные расчетные вычитаемые затраты

Пр. ПВЗ - предельные подлежащие вычетам затраты

НДД имеет ряд достаточно явно выраженных преимуществ по сравнению с российским акцизом.

Во-первых, автоматизм расчета данного налога существенно повышает его объективность. НДД учитывает горно-геологические и экономические условия добычи углеводородов, так как напрямую связан с экономической прибыльностью месторождения.

Во-вторых, НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений (нулевой налог в первые годы добычи, когда осуществляются значительные капиталовложения, рис. 5).

В-третьих, НДД учитывает изменение горно-геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения, т. е. его истощение (по мере истощения месторождения налог снижается).

В-четвертых, НДД реагирует на изменение внешних экономических условий производства - мировых цен (чем ниже цены реализации, тем ниже налог, и наоборот).

В-пятых, НДД позволяет достаточно точно прогнозировать эффективность инвестиционных проектов (изменение же акциза фактически труднопредсказуемо).

Вместе с тем позиции различных структур в отношении предложенного законопроекта о введении НДД существенно различаются. Министерство топлива и энергетики РФ, а также нефтяные компании, полностью поддерживают разработанный законопроект. В то же время официальные представители Министерства финансов, Министерства по налогам и сборам и Министерства экономики РФ выступают против принятия данного закона, по крайней мере против распространения НДД не только на новые, но и на все разрабатываемые месторождения. Основной причиной являются опасения значительного снижения налоговых поступлений в государственный бюджет. По оценкам Комитета Государственной Думы по бюджету, налогам, банкам и финансам, замена акциза на нефть налогом на дополнительный доход в расчете на 1999 г. приведет к снижению налоговых начислений в нефтедобывающей промышленности на 5, 2 млрд. руб. Без учета отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, которые используются целевым образом и в значительной степени возвращаются нефтедобывающим предприятиям, данное снижение составит 6, 9 млрд. руб., что составляет примерно 0, 3% ВВП. Существуют, однако, и значительно более пессимистические оценки.

Схема, основанная на применении НДД, является существенно более сложной с точки зрения как проведения налоговых расчетов, так и практического контроля за их достоверностью. Это создает потенциальные возможности занижения производителями своих налоговых обязательств и, как следствие, уменьшения доходов государственного бюджета. Именно с этим связаны опасения неконтролируемого снижения налоговых поступлений в результате введения НДД.

Следует также указать на необходимость доработки подготовленных законопроектов по введению НДД, имеющих, на наш взгляд, ряд существенных недостатков.

1. Как в проекте Налогового Кодекса, так и в проекте закона о НДД производители газа, реализующие газ по государственным регулируемым ценам, не являются плательщиками НДД, если доля такой реализации во всей реализации предприятия не ниже 80%. По этому критерию под НДД подпадает почти все производство газа в России. Если в США и Западной Европе производство природного газа рассредоточено по многим нефтегазовым компаниям и составляет значительную долю в производимой ими продукции (таблица 11), то в России добыча газа характеризуется чрезвычайно высокой концентрацией. Основным производителем газа является ОАО «Газпром», на долю которого приходится 94% общероссийской добычи. Около 5% газа добывается нефтяными компаниями (это так называемый нефтяной газ, добыча которого сопутствует производству нефти). Еще 1% приходится на прочих газопроизводителей.

Доля газа в добыче углеводородов крупнейшими нефтяными компаниями США, Западной Европы и России (в пересчете на нефтяной эквивалент, %)

Источник: расчеты автора по данным Oil & Gas Journal и Минтопэнерго России.

ОАО «Газпром» экспортирует около 35% производимого газа. С учетом более высоких цен реализации на внешнем рынке доля реализации газа по свободным (нерегулиемым государством) ценам составляет 60-70% всей выручки от продажи газа. Другими словами, для ОАО «Газпром» доля реализации газа по регулируемым ценам составляет лишь 30-40%, и в соответствии с предложенным в законопроектах критерием Газпром от акциза должен перейти на НДД. По словам авторов законопроекта это изначально не входило в планы разработчиков. Предложенный ими критерий был ориентирован на реализацию газа на внутреннем рынке, т. е. не отражает реальную структуру продаж, и, таким образом, должен быть изменен. При этом для Газпрома, на наш взгляд, нет оснований радикально менять систему налогообложения, т. е. следует сохранить существующую схему, основанную на акцизе.

Выделение одного Газпрома из числа плательщиков НДД не будет, однако, достаточным. Если исключить Газпром из числа плательщиков НДД, но оставить возможность перехода на этот налог для независимых производителей газа, то последние окажутся в более выгодных условиях по сравнению с Газпромом, по крайней мере при реализации новых капиталоемких проектов. Это будет означать, во-первых, создание неравных условий конкуренции, во-вторых, сам Газпром будет стремиться к выделению дочерних и вновь создаваемых структур в формально независимые предприятия, которые имели бы более выгодные условия работы (прежде всего при освоении новых месторождений).

Поэтому, на наш взгляд, целесообразно ограничить применение НДД только добычей жидких углеводородов, т. е. нефти и газового конденсата. Для этого нужно ввести критерий, позволяющий отделить нефтяные проекты (к которым применяется НДД) от газовых, при реализации которых может также добываться некоторое количество нефти или газового конденсата. Для новых месторождений выделение нефтяных проектов возможно на основе имеющихся данных геологической оценки лицензионного участка. В качестве критерия здесь можно принять долю запасов нефти и газового конденсата в общих запасах углеводородов, сосредоточенных на данном лицензионном участке. Например, доля запасов нефти и газового конденсата в общих запасах углеводородов лицензионного участка (в пересчете на нефтяной эквивалент) должна составлять не менее 70%.

В то же время при реализации нефтяных проектов может добываться и определенное количество природного газа, если его запасы присутствуют на данном лицензионном участке. В этом случае доходы от реализации газа должны учитываться при расчете дополнительного дохода, и все добытые углеводороды должны облагаться НДД. Но по газу также платится акциз, который должен учитываться в затратах при расчете дополнительного дохода.

При условии распространения НДД не только на новые, но и на разрабатываемые месторождения, такое выделение может быть произведено как на основе структуры производимых углеводородов (в пересчете на нефтяной эквивалент), так и на основе структуры выручки от их реализации. Например, если выручка от реализации газа в общей выручке превышает 50%, то добыча углеводородов на данном лицензионном участке (совокупности лицензионных участков) не подпадает под НДД. В этом случае все производители газа, кроме нефтяных компаний, оказываются за рамками применения данного налога.

2. Часть 1 статьи 466 проекта Налогового Кодекса ограничивает применимость НДД новыми лицензионными участками. В проекте не определено, что понимается под новыми лицензионными участками, но предположительно этот термин относится к лицензиям, выданным после того, как закон о НДД вступит в действие. В то же время по большинству месторождений России лицензии уже выданы. Многие месторождения, для которых лицензии еще не выданы, в настоящее время фактически экономически неэффективны. Поэтому ограничение НДД только новыми лицензиями может фактически свести к нулю данный налог. В то же время распространение НДД на старые месторождения может иметь неблагоприятные последствия для бюджета. Кроме того, если цель НДД заключается в поощрении новых инвестиций, то необязательно распространять НДД на старые месторождения, так как капиталовложения уже сделаны. Поэтому целесообразно ограничить применение НДД новыми инвестициями в нефтедобычу, но более широко, чем только по лицензиям, выданным после того, как НДД вступит в действие.

3. Часть 6 статьи 466 проекта Налогового Кодекса разрешает налогоплательщикам объединять лицензионные участки при определении налоговых обязательств по уплате НДД. Это создает значительные возможности для ухода от налога. Дело в том, что при владении большим количеством лицензий и последовательной разработке лицензионных участков дополнительный доход и налоговые обязательства, возникающие на введенном в разработку лицензионном участке после возмещения произведенных капитальных затрат, будут погашаться инвестициями в новые месторождения, что может приводить к длительной отсрочке налоговых выплат. Возможности собрать НДД были бы повышены, если бы от каждого производителя требовалось определять налоговые обязательства по каждому лицензионному участку отдельно.

4. В состав расчетных вычитаемых затрат в проекте Налогового Кодекса включаются затраты, принимаемые к вычету в соответствии с параграфом 4 главы 30 проекта Кодекса, в которые входят проценты, выплачиваемые по кредитам и займам, полученным на цели, непосредственно связанные с производством и реализацией продукции (ст. 468, часть 3, пункт 1; ст. 289, 291, 302). Расходы на выплату процентов не должны, однако, вычитаться при расчете налоговой базы НДД, если только заемные средства не включаются в доход, а выплаты по займам не включаются в качестве затрат. В противном случае расходы будут завышены.

5. Расчетные вычитаемые затраты, возмещение которых переносится на следующий налоговый период, не корректируются с учетом инфляции (см. ст. 468, часть 3, пункт 3 проекта Налогового Кодекса). В периоды высокой инфляции это будет приводить к быстрому обесценению невозмещенных в отчетном налоговом периоде затрат и завышению налоговой базы.

6. Накопленный доход, на основе которого определяется значение Р-фактора и ставки налога, не должен уменьшаться на величину НДД. В противном случае значение Р-фактора будет занижено. В то же время все остальные налоги и обязательные платежи, включая роялти и налог на прибыль, при расчете накопленного дохода должны вычитаться.

7. Предлагаемый механизм определения и применения налоговых ставок (налоговые ставки, определяемые значением Р-фактора, применяются ко всей налоговой базе) создает возможность предельного уровня налогообложения прироста дополнительного дохода, который может превышать 100%. Например, предположим, что в данный налоговый период налоговая база (дополнительный доход) равна 20 и компоненты Р-фактора следующие: a=150, b=100. Это означает, что ставка налога равна 40%, а налоговое обязательство равно 8. Предположим теперь, что «а» было бы равно 151. Тогда ставка налога была бы 50%, а налоговое обязательство было бы равно 10. Заметим, что одна единица увеличения «а» привела к увеличению налогового обязательства на две единицы. Таким образом, небольшое увеличение «а» приводит к потенциально значительному увеличению налогового обязательства, потому что новая более высокая ставка применяется ко всей налоговой базе. Это создает сильные стимулы к завышению расходов и занижению доходов около пороговых значений Р-фактора.

8. Распространение НДД не только на новые, но и на старые месторождения является проблематичным, так как сложно обеспечить достаточно точный учет доходов и затрат, особенно по лицензионным участкам, за предыдущие налоговые периоды. Кроме того, проект закона о НДД позволяет консолидацию лицензионных участков (применительно к старым месторождениям консолидация неизбежна, так как по большинству из них не ведется отдельный учет доходов и затрат), что создает возможности для занижения производителями своих налоговых обязательств.

2. 3. Направления реформирования

На основе проведенного выше анализа можно сделать следующие основные выводы.

1. Целесообразно введение НДД для новых месторождений. При этом под новыми месторождениями следует понимать все месторождения, разработка и добыча нефти на которых будут начаты после принятия закона о НДД. Поскольку на большую часть неосвоенных месторождений лицезии уже выданы, не следует ограничивать применение НДД только месторождениями, лицензии на разработку которых будут выданы после введения закона в действие. Налоговые обязательства по уплате НДД по каждому лицензионному участку должны определяться отдельно.

Применение НДД будет стимулировать инвестиции за счет фактического освобождения инвесторов от налога вплоть до полного возмещения капитальных затрат. В то же время снижение общих налоговых поступлений от нефтяного сектора будет незначительным, так как удельный вес новых месторождений в общей добыче нефти в России достаточно мал. Так, в 1998 г. доля новых месторождений (месторождений, введенных в эксплуатацию в течение последних пяти лет) в общей добыче нефти составила лишь 5-6%, а месторождений, введенных непосредственно в 1998 г. - менее 1%.

2. Целесообразно ограничить область применения НДД добычей только жидких углеводородов, т. е. нефти и газового конденсата. Для этого необходимо ввести критерий, позволяющий отделить нефтяные инвестиционные проекты от газовых. Для новых месторождений выделение нефтяных проектов возможно на основе имеющихся данных геологической оценки лицензионного участка. В качестве критерия здесь можно принять долю запасов нефти и газового конденсата в общих запасах углеводородов, сосредоточенных на данном лицензионном участке (например, их доля должна составлять не менее 70%).

3. Целесообразно сокращение числа градаций шкалы НДД. Большое число градаций данной шкалы создает дополнительные стимулы к завышению расходов и занижению доходов, так как в результате не только уменьшается налоговая база, но и снижается ставка налога (из-за уменьшения значения Р-фактора). Кроме того, создаются стимулы к завышению расходов и занижению доходов около пороговых значений Р-фактора, так как небольшое увеличение Р-фактора приводит к значительному увеличению налогового обязательства. Единая налоговая ставка, в отличие от прогрессивной, не создает таких стимулов, однако она не позволяет учесть разнообразие геологических и экономических условий освоения российских нефтяных месторождений, то есть различия в экономической эффективности проектов (в случае высокоэффективных проектов это будет приводить к недополучению государством значительной части ресурсной ренты). Оптимальным решением, на наш взгляд, является введение шкалы НДД, состоящей из трех градаций (таблица 12).

При величине Р-фактора до 1, 00 ставка налога равна 0.

4. При определении дополнительного дохода расчетные вычитаемые затраты, невозмещенные в текущем налоговом периоде, должны индексироваться с учетом инфляции, а расходы на выплату процентов, выплачиваемые по кредитам и займам, полученным на цели, связанные с производством и реализацией продукции, не должны вычитаться при расчете налоговой базы НДД.

5. Накопленный доход, на основе которого определяется значение Р-фактора и ставки налога, не должен уменьшаться на величину НДД. В то же время все остальные налоги и обязательные платежи, включая роялти и налог на прибыль, при расчете накопленного дохода должны вычитаться.

Если для новых месторождений введение налога на сверхприбыль представляется оправданным, то вопрос о выборе механизма налогообложения старых (разрабатываемых) нефтяных месторождений требует дополнительного анализа. В принципе, по отношению к старым месторождениям возможно применение различных налоговых схем, в основе которых могут лежать:

Рассмотрим более подробно преимущества и недостатки каждого из указанных вариантов.

Сохранение акциза на нефть в существующем виде является наименее предпочтительным вариантом. Данный налог имеет весьма серьезные недостатки:

Носит явно выраженный регрессивный характер (при снижении прибыльности добычи доля изъятия ренты государством увеличивается, и наоборот).

Не имеет под собой достаточного объективного механизма учета горно-геологических и экономических условий добычи, что допускает значительный субъективизм при установлении ставок (то есть потенциально создает вполне определенные предпосылки к коррупции).

Не реагирует на изменение горно-геологических условий в процессе эксплуатации месторождения (истощение).

Не реагирует на изменение внешних экономических условий производства (мировых цен).

Затрудняет прогнозирование эффективности инвестиционных проектов (изменение акциза фактически труднопредсказуемо).

Для преодоления некоторых из указанных недостатков в 1997 г. была предпринята попытка разработки специальной методики дифференциации ставки акциза на нефть, которая учитывала бы горно-геологические и экономико-географические условия разработки конкретных нефтяных месторождений. Методика была разработана в Топливно-энергетическом независимом институте при участии специалистов Министерства топлива и энергетики РФ, Министерства экономики РФ, а также нефтяных компаний. Рассмотрим более подробно предложенный методический подход.

Согласно разработанной «Методике дифференциации ставок акциза на нефть, включая стабилизированный газовый конденсат, по отдельным месторождениям в зависимости от их горно-геологических и экономико-географических условий», дифференциация средневзвешенной ставки акциза на нефть по отдельным месторождениям осуществляется на основе ряда объективных горно-геологических и экономико-географических факторов. В качестве факторов, характеризующих горно-геологические и экономико-географические условия месторождений, приняты:

• накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов (Кист);

• районный коэффициент к заработной плате (Р);

• расчетная ставка транспортного тарифа (Т).

Ставка акциза Ак (в рублях за 1 тонну) для конкретного (к - того) месторождения рассчитывается, исходя из системы уравнений:

1) Аср - средневзвешенная ставка акциза, установленная Федеральным законом «Об акцизах» (рублей за 1 тонну);

2) Дк - количество добытой и реализованной с к-того месторождения нефти (тонн);

3) Е - поправка для выхода на средневзвешенную ставку акциза (рублей за 1 тонну);

4) О1к - отклонения, обусловленные горно-геологическими особенностями объектов разработки (рублей за 1 тонну):

а) для месторождений, разрабатываемых не более 5 лет с начала промышленной разработки, и аномальных месторождений (месторождения с начальными извлекаемыми запасами нефти не более 2 млн. тонн, месторождения с глубиной залегания основных объектов разработки более 3, 5 км, месторождения с расстоянием до нефтепровода более 30 км и др.):

О1к = -27, 09 - 0, 1/КИНк, где КИНк - коэффициент извлечения нефти по к-тому месторождению (по государственному балансу).

б) для месторождений, разрабатываемых более 5 лет с начала промышленной разработки:

О1к = -3, 526 + 51, 09 КИНк - 4, 72 Кист. к - 19 Вк, где Кист. к - накопленный отбор от начальных извлекаемых запасов по к-тому месторождению (по государственному балансу) и Вк - обводненность добываемой продукции по к-тому месторождению (по государственному балансу), в том числе: для истощенных месторождений удельный вес накопленного отбора от начальных извлекаемых запасов при Кист. к > 0, 81 и удельный вес обводненности при Вк > 0, 91 применяются с повышающим коэффициентом, равным 2; для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти удельный вес коэффициента извлечения нефти при КИНк в) для месторождений, разрабатываемых с использованием тепловых методов, ставка акциза равна нулю.

5) О2к - отклонения, обусловленные региональными различиями в заработной плате (рублей за 1 тонну);

6) О3к - отклонения, обусловленные различиями в транспортном тарифе (рублей за 1 тонну).

Предложенная методика имеет ряд серьезных недостатков. Во-первых, она не учитывает всех факторов, влияющих на величину ресурсной ренты, например, продуктивности месторождения (чем больше продуктивность, тем меньше эксплуатационные затраты на тонну добытой нефти и тем больше дополнительная прибыль), которая зависит не только от обводненности, но и от пластового давления и других факторов. Во-вторых, расчет отклонений, позволяющих дифференцировать ставку акциза, осуществляется на основе статистически усредненных коэффициентов, отражающих усредненное влияние того или иного фактора. Фактическое же значение отклонения для конкретного месторождения всегда отличается от теоретического (рассчитанного по уравнению регрессии), что неизбежно будет приводить к выигрышу для одних нефтяных компаний и к потерям, возможно, весьма значительным, - для других.

Видимо, именно вследствие указанных недостатков предложенная методика оценивается специалистами как неадекватная. Более того построение достаточно адекватной методики, применимой ко всем месторождениям, ведущими специалистами считается в принципе невозможным. Условия каждого конкретного месторождения достаточно уникальны, число влияющих факторов достаточно велико. Это не позволяет построить сколько-нибудь приемлемую методику определения величины сверхприбыли, применимую ко всем месторождениям.

Очевидно, именно поэтому «Методика дифференциации ставок акциза на нефть», утвержденная специальным постановлением Правительства РФ № 165 от 2 февраля 1998 г., так и не была до сих пор применена на практике.

В проекте федерального закона «О плате за пользование недрами», подготовленном депутатами Государственной Думы Ю. Теном и С. Доном при участии специалистов ТЭНИ в 1999 г., предложен другой подход. Ставка акциза устанавливается отдельно по каждому месторождению в зависимости от степени истощенности запасов и некоторых других факторов. Законопроектом предлагается установить следующие ставки акциза:

Степень истощенности запасов в процентах на 1 января очередного календарного года

Для месторождений, на которых среднее содержание воды в извлекаемой жидкости превышает 95% или вся извлекаемая нефть добывается с помощью термических методов, а также изолированных месторождений, ставка акциза равна 0. Для месторождений, на которых среднее содержание воды в извлекаемой жидкости превышает 90%, ставки акциза предлагается устанавливать в размере 20 руб. за тонну.

Такой подход имеет определенные преимущества по сравнению с рассмотренным выше. Проблема, однако, на наш взгляд, заключается в теоретической несостоятельности самого такого налога, как «дифференцированный акциз», то есть акциз, дифференцированный по отдельным производителям или месторождениям в зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий добычи нефти. Такой налог фактически является дублирующим по отношению к уже существующему рентному платежу - роялти и в этом смысле является избыточным.

В то же время представляется возможным сохранение в переходный период акциза на нефть как единого (унифицированного) для всех производителей налога, ставка которого не зависит от горно-геологических и экономических условий добычи нефти на конкретных месторождениях (учет таких условий - функция роялти). Ставка акциза должна устанавливаться в рублях за тонну добытой нефти и индексироваться с учетом инфляции (применение адвалорной ставки в условиях преобладания трансфертных цен представляется неоправданным). С учетом произошедшей девальвации рубля начальная ставка акциза, на наш взгляд, должна быть установлена на уровне 100-150 руб. за тонну.

Такой налог является легко администрируемым инструментом обеспечения государственных доходов, в определенной степени позволяющим преодолеть негативные налоговые последствия применения трансфертных цен (акциз может рассматриваться как налог, компенсирующий государству недополучение роялти в результате занижения цен реализации). Следует, однако, отметить, что акциз на нефть фактически является не налогом на потребление, а налогом на производство, поэтому сам термин «акциз» в данном случае должен быть заменен (на наш взгляд, вместо термина «акциз на нефть» следует использовать термин «налог на добычу нефти»).

Проектом закона «О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов» предлагается распространить данный налог не только на новые, но и на разрабатываемые месторождения. Годом начала оценки, то есть годом, начиная с которого будут рассчитываться накопленные доходы и накопленные затраты для определения значения Р-фактора и ставки налога, предлагается считать 1994 г., год завершения формирования российских нефтяных компаний.

Поскольку основные капиталовложения в разведку и разработку старых месторождений были сделаны в прошлом, до 1994 г., то теоретически, во-первых, налоговая база должна быть достаточно велика (для старых месторождений она фактически равна разности между текущими доходами и эксплуатационными затратами), во-вторых, налоговая ставка должна быть достаточно высока (т. к. значение Р-фактора будет велико). То есть теоретически государство должно получать достаточно значительные налоги от добычи на старых месторождениях. Кроме того, можно говорить о некотором стимулирующем эффекте для инвестиций в повышение нефтеотдачи, так как при их осуществлении уменьшается налоговая база и ставка НДД.

Основная проблема, однако, при этом заключается в теоретической возможности завышения производителями своих расходов и занижения доходов, т. е. ухода от налогообложения с соответствующим снижением налоговых поступлений государству. Поэтому, чтобы не исчезла налоговая база, в законопроект введены ограничения на размер вычитаемых затрат: 70% СУВ при определении налоговых обязательств по нескольким лицензионным участкам и 90% СУВ при определении налоговых обязательств по отдельному лицензионному участку. Кроме того, предусмотрено «огораживание» налоговой базы по новым месторождениям, то есть запрет на консолидацию новых и старых лицензионных участков, чтобы налоговые обязательства по действующим месторождениям не погашались инвестициями в новые месторождения (ст. 1, п. 6).

Данная схема, несомненно, теоретически является более предпочтительной по сравнению со схемой «дифференцированного акциза». В то же время, однако, она является и наиболее сложной по сравнению со всеми остальными с точки зрения как проведения налоговых расчетов, так и практического контроля за их достоверностью. Это создает потенциальные возможности занижения производителями своих налоговых обязательств и, как следствие, уменьшения доходов государственного бюджета.

Более простым способом замены акциза является дополнительное налогообложение прибыли нефтяных компаний, то есть введение специальной ставки налога на прибыль в нефтяном секторе. По нашим оценкам, чтобы компенсировать выпадающие из-за отмены акциза налоговые поступления, ставка налога на прибыль от добычи нефти должна быть увеличена до 60-65%, то есть примерно в два раза.

Такой подход имеет существенные преимущества по сравнению с акцизом. Данный налог, во-первых, непосредственно связан с экономической прибыльностью месторождения, т. е. учитывает горно-геологические и экономико-географические условия разработки; во-вторых, учитывает изменение горно-геологических условий в процессе эксплуатации месторождения (налог снижается по мере истощения месторождения и падения прибыли); в-третьих, реагирует на изменение внешних экономических условий - мировых цен (чем ниже цены реализации, тем ниже налог, и наоборот); в-четвертых, позволяет достаточно точно прогнозировать эффективность инвестиционных проектов (поскольку является расчетной величиной).

Данный подход, однако, также не лишен недостатков. Недостатком данного налога по сравнению с НДД является его нейтральность по отношению к инвестициям. Главное, однако, заключается в возможности занижения налоговых обязательств нефтепроизводителями, так как от этого налога в принципе можно уйти. Дело в том, что достаточно широкое распространение в России получили финансовые схемы, основанные на формировании «центров прибыли» за пределами собственно нефтяных компаний (как правило, в полностью подконтрольных структурах, часто расположенных во «внутренних офшорах»). Как результат, прибыль нефтяных компаний зависит не столько от характеристик располагаемой сырьевой базы и производственно-технологического аппарата, сколько от финансовой стратегии руководства компаний. Это достаточно наглядно просматривается при сравнении финансовых результатов деятельности российских нефтяных компаний за один и тот же промежуток времени, то есть при одних и тех же внешних по отношению к компаниям условиях производства (таблица 13).

В таких условиях введение специальной ставки налога на прибыль в нефтяном секторе будет только стимулировать выведение прибыли за пределы компаний с целью уплаты налога на прибыль по обычной ставке, либо с целью ухода от налогообложения вообще. Это является серьезным сдерживающим фактором в отношении реализации данного подхода.

Показатели прибыли и рентабельности нефтяных компаний России, 1998 г.

Рентабельность (отношение прибыли к объему реали-зации), %

Балансовая прибыль на 1 тонну добытой нефти,

Балансовая прибыль на 1 работающего, тыс. долл. /чел.

Источник: «Эксперт», Минтопэнерго России, расчеты автора.

Наиболее предпочтительным вариантом в современных российских условиях, на наш взгляд, является замена акциза на специальный адвалорный налог на добычу нефти. При этом по ряду причин данный налог, с нашей точки зрения, следует рассчитывать не на основе фактической цены реализации нефти, а на основе ее мировой цены. Такой подход диктуется как теоретическими, так и практическими соображениями.

Во-первых, мировые цены - основной фактор, определяющий финансовое положение нефтяной промышленности. По нашим оценкам, 70% прибыли от реализации нефти российские производители получают за счет экспорта.

Во-вторых, внутренняя цена на нефть может быть занижена. Поскольку в стране отсутствуют развитые механизмы биржевой торговли нефтью, постольку внутренние биржевые цены, как правило, не отражают реальных рыночных цен (фактически они отражают лишь цены разовых сделок) и не могут поэтому служить основой для определения налоговых обязательств нефтепроизводителей.

В то же время, поскольку основная часть нефти добывается вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК) и поставляется на переработку фактически по внутрикорпоративным (трансфертным) ценам, постольку существует реальная возможность занижения компаниями цен реализации нефти, и, соответственно, своих налоговых обязательств. Неизбежное в этих условиях различие размеров налоговых платежей для ВИНК и независимых производителей означает также создание в нефтяном секторе неравных условий конкуренции.

В-третьих, данный подход обеспечивает привязку налоговых платежей к доллару. В результате размер налоговых сборов в долларовом выражении не будет зависеть от курса рубля. В противном случае с падением курса рубля налоговые сборы в долларовом выражении будут снижаться.

В качестве мировой цены нефти, на наш взгляд, следует использовать цену добываемой в Северном море нефти Brent. Во-первых, Brent фактически является эталонным сортом нефти при определении цен на российскую экспортную нефть. Во-вторых, по Brent существуют отлаженные механизмы биржевой торговли, и ее котировки, например, на Международной нефтяной бирже в Лондоне, объективно отражают конъюнктуру мирового нефтяного рынка.

В принципе, воможна ориентация и на цену российской экспортной нефти Urals, однако в этом случае существует потенциальная возможность занижения российскими нефтяными компаниями цен экспорта нефти и, соответственно, своих налоговых обязательств. Такой результат может быть достигнут путем создания ими за рубежом специальных формально независимых структур для перепродажи нефти, поставки которым из России будут осуществляться по заниженным ценам.

Если исходить из предпосылки сохранения текущего уровня налоговых начислений, размер ставки налога на добычу нефти может быть определен на основе существующих ставок акциза и экспортной пошлины на нефть. Оценка величины ставки налога при различном уровне мировых цен на нефть и курсах валют на 1 декабря 1999 г. (1 долл. =26, 53 руб., 1 евро=1, 007 долл.) приведена в таблице 14.

Как показывают расчеты, средняя ставка налога, эквивалентная существующим ставкам акциза и экспортной пошлины (в персчете на всю добываемую нефть) составляет ровно 4% от цены нефти Brent. С учетом же вероятного снижения собираемости экспортной пошлины (например, до 80%) ставка данного налога, обеспечивающая сохранение текущего уровня налоговых поступлений, должна быть установлена на уровне 4, 5% от цены нефти Brent.

Оценка ставки налога на добычу нефти при сохранении текущего уровня налоговых начислений

Сильными сторонами предлагаемого подхода являются:

Простота и прозрачность расчета. Как результат, на стороне государства практически полностью отсутствуют возможности для субъективизма и коррупции, на стороне нефтепроизводителей - возможности ухода от налогообложения.

Повышение гибкости налогообложения, так как налог, в отличие от акциза, непосредственно реагирует на изменение мировых цен. Чем ниже цены, тем ниже налог в абсолютном выражении, как следствие, облегчается положение нефтепроизводителей. При повышении цен налог увеличивается, соответственно, увеличиваются и поступления государству.

Введение данного налога не будет сопровождаться снижением налоговых поступлений, поскольку его ставка может быть установлена на основе текущих ставок акциза и экспортной пошлины на нефть (с учетом возможного снижения ее собираемости).

Ставка налога может быть прогрессивной, то есть может повышаться с ростом мировой цены на нефть. При цене нефти Brent меньше 10 долл. за баррель ставка налога должна быть равна нулю. Данная идея фактически реализована при установлении ставок экспортных пошлин.

Недостатки данного налога заключаются в том, что он не учитывает горно-геологические и экономико-географические условия конкретных месторождений, а также их изменение в процессе эксплуатации. Указанные недостатки, однако, преодолеваются применением другого нефтяного рентного платежа - роялти, основной функцией которого и является учет горно-геологических и экономико-географических условий разработки конкретных месторождений. В этом смысле роялти выступает как взаимодополняющий налог к предложенному нами налогу на добычу нефти. В то же время введение последнего актуализирует необходимость совершенствования механизма установления ставок роялти.

Во-первых, на наш взгляд, целесообразна отмена или значительное снижение минимальной ставки роялти, установленной в настоящее время на уровне 6%. Во-вторых, необходимо принятие соответствующей нормативной базы для применения льгот по уплате роялти в отношении истощенных и трудноизвлекаемых запасов. Следует отметить, что возможность снижения ставки роялти по мере истощения запасов, или предоставления скидки за истощение недр, предусмотрена действующим законодательством, однако до сих пор не реализована.

Совершенствование механизма установления ставок роялти, а также уменьшение отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы с 10% до 2-4%, т. е. до размеров части, перечисляемой в государственный бюджет, позволит компенсировать эффект увеличения налоговой нагрузки на производителей, имевших низкие или нулевые ставки акциза.

В предлагаемой налоговой конструкции налог на добычу нефти, так же как заменяемые им акциз и экспортная пошлина, должен играть роль федерального налога, а платежи за пользование недрами, как и сейчас, должны преимущественно направляться в региональные и местные бюджеты (в настоящее время в них поступает 60% данных платежей).

Еще один вариант возможного построения системы налогообложения добычи нефти на старых месторождениях - повышение установленных ставок роялти (в том числе повышение максимальной ставки, например, до 20%) и их изменение в зависимости от уровня мировых цен на нефть, то есть введение скользящей ставки роялти. В этом случае вместо двух рентных платежей (акциза и роялти) остается только один (роялти), который и становится основным инструментом изъятия сверхприбыли. При этом, на наш взгляд, целесообразно введение скользящей ставки данного платежа, учитывающей уровень мировых цен на нефть: ставка увеличивается при превышении определенного уровня цены. В этом случае роялти обеспечивал бы учет не только горно-геологических и экономико-географических условий конкретных месторождений, но и изменения мировых цен на нефть.

Данный вариант, однако, представляется менее предпочтительным по сравнению с предыдущим. Изъятие сверхприбыли, обусловленной ростом мировых цен, проще обеспечивать регулированием одного налога, а не изменением ставок роялти по каждому лицензионному участку. Кроме того, рассмотренная выше налоговая конструкция, на наш взгляд, предпочтительнее с точки зрения федеральной структуры государства.

Вместе с тем представляется необходимым совершенствование механизма установления ставок платежей за пользование недрами. Необходимы разработка и принятие соответствующей нормативной базы для применения льгот по уплате роялти в отношении истощенных и трудноизвлекаемых запасов. Возможность снижения ставки роялти по мере истощения запасов, или предоставления скидки за истощение недр, предусмотрена действующим законодательством, однако до сих пор не реализована.

Ставка роялти может быть поставлена в зависимость от степени истощения месторождения (степени выработанности начальных извлекаемых запасов нефти). Например, при выработанности извлекаемых запасов нефти от 76% до 90% ставка роялти снижается наполовину, при выработанности свыше 90% роялти не взимается (ставка равна 0). В целях стимулирования инвестиций в разработку новых месторождений было бы целесообразно освобождение производителей от уплаты роялти в первые один-два года с момента начала промышленной добычи нефти («каникулы» роялти).

Представляется также целесообразным уменьшение отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы с 10% до 2-4%, т. е. до размеров части, перечисляемой в государственный бюджет, с одновременным внедрением общепринятых в мировой практике механизмов компенсации затрат на геолого-разведочные работы (путем их списания на затраты по добыче нефти). В принципе возможна полная отмена данных отчислений с переходом к финансированию государственных программ геологических исследований за счет платежей за пользование недрами (с соответствующим повышением ставок роялти).

Заключение

Таким образом, наиболее слабым элементом российской системы налогообложения добычи углеводородов является акциз на нефть, дифференцированный по отдельным производителям в зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий добычи нефти. Такой акциз фактически является дублирующим налогом по отношению к уже существующему рентному платежу - роялти, что делает его применение теоретически неоправданным. Практически же данный налог носит явно выраженный регрессивный характер, не имеет под собой достаточно объективного механизма учета горно-геологических и экономических условий добычи, что допускает значительный субъективизм при установлении ставок, не реагирует на изменение горно-геологических условий в процессе эксплуатации месторождения, а также на изменение внешних экономических условий производства (мировых цен).

Для новых месторождений целесообразна замена акциза на нефть налогом на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД), имеющим ряд существенных преимуществ. Во-первых, автоматизм расчета данного налога существенно повышает объективность налогообложения. НДД учитывает горно-геологические и экономические условия добычи углеводородов, так как напрямую связан с экономической прибыльностью месторождения. В случае высокоэффективных проектов это обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты в пользу государства. Во-вторых, НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений за счет фактического освобождения инвесторов от налога вплоть до полного возмещения капитальных затрат. В-третьих, НДД учитывает изменение горно-геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения, т. е. его истощение. В-четвертых, НДД реагирует на изменение внешних экономических условий производства (мировых цен). В-пятых, НДД позволяет достаточно точно прогнозировать эффективность инвестиционных проектов, поскольку является расчетной величиной (изменение же акциза фактически труднопредсказуемо). Снижение общих налоговых поступлений от нефтяного сектора при введении данного налога будет незначительным, так как удельный вес новых месторождений в общей добыче нефти в России достаточно мал.

Сфера применения НДД должна быть ограничена добычей только жидких углеводородов, то есть нефти и газового конденсата. При применении НДД не должна допускаться консолидация лицензионных участков, то есть налоговые обязательства по каждому лицензионному участку должны определяться отдельно. В зависимости от показателя накопленной экономической эффективности разработки месторождения (Р-фактора) могут быть установлены следующие ставки налога: при значении Р-фактора больше 1, 00 до 1, 30 - 20%, больше 1, 30 до 2, 00 - 40%, больше 2, 00 - 60%. При значении Р-фактора, меньшем или равном 1, 00, налог не взимается (ставка равна 0).

В налогообложении старых (разрабатываемых) месторождений необходимо перейти к унифицированному акцизу, единому для всех нефтепроизводителей независимо от горно-геологических и экономико-географических условий добычи нефти. Ставка акциза должна устанавливаться в рублях на тонну добытой нефти и индексироваться с учетом инфляции. Начальная ставка акциза на нефть может быть установлена на уровне 100-150 руб. за 1 тонну. Такой налог является легко администрируемым инструментом обеспечения государственных доходов, в определенной степени компенсирующим негативные налоговые последствия применения трансфертных цен. Функцию изъятия части сверхприбыли, получаемой от повышения мировых цен на нефть, в этом случае должна выполнять экспортная пошлина.

Альтернативным вариантом для старых месторождений, предполагающим отмену экспортной пошлины на нефть, может быть замена акциза на специальный адвалорный налог на добычу нефти. При этом данный налог следует рассчитывать не на основе фактической цены реализации нефти, а на основе ее мировой цены. Это связано с тем, что, во-первых, мировые цены - основной фактор, определяющий финансовое положение российской нефтяной промышленности, во-вторых, внутренняя цена на нефть может быть занижена вследствие применения трансфертных цен и отсутствия развитых механизмов биржевой торговли нефтью, в-третьих, данный подход обеспечивает привязку налоговых платежей к доллару, в результате чего размер налоговых сборов в долларовом выражении не будет зависеть от курса рубля.

В качестве мировой цены нефти следует использовать цену добываемой в Северном море нефти Брент. Брент является эталонным сортом нефти при определении цен на российскую экспортную нефть. По Брент существуют отлаженные механизмы биржевой торговли, и ее котировки объективно отражают конъюнктуру мирового нефтяного рынка. При ориентации на цену российской экспортной нефти Юралс существует потенциальная возможность занижения российскими нефтяными компаниями цен экспорта нефти и, соответственно, своих налоговых обязательств. Размер ставки налога на добычу нефти может быть установлен на основе существующих ставок акциза и экспортной пошлины на нефть. Единая ставка налога может быть установлена на уровне 4, 5% от цены нефти Брент. Ставка налога может быть прогрессивной, т. е. повышаться с ростом мировой цены на нефть.

Данный подход обеспечивает, во-первых, простоту и прозрачность расчета, что позволяет исключить возможности как для субъективизма и коррупции при установлении налогов, так и для занижения налоговых обязательств производителями, во-вторых, повышение гибкости налогообложения, так как налог, в отличие от акциза, непосредственно реагирует на изменение мировых цен, в-третьих, введение данного налога не приведет к снижению налоговых поступлений в государственный бюджет.

Реформирование налогообложения добычи углеводородов должно включать совершенствование механизма установления ставок платежей за пользование недрами (роялти). Необходимы разработка и принятие соответствующей нормативной базы для применения льгот по уплате роялти в отношении истощенных и трудноизвлекаемых запасов. Возможность снижения ставки роялти по мере истощения запасов, или предоставления скидки за истощение недр, предусмотрена действующим законодательством, однако до сих пор не реализована. Ставка роялти может быть поставлена в зависимость от степени истощения месторождения (степени выработанности начальных извлекаемых запасов нефти). Например, при выработанности извлекаемых запасов нефти от 76% до 90% ставка роялти снижается наполовину, при выработанности свыше 90% роялти не взимается (ставка равна 0). В целях стимулирования инвестиций в разработку новых месторождений возможно освобождение производителей от уплаты роялти в первые один-два года с момента начала добычи нефти.

Целесообразно также уменьшение отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы с 10% до 2-4%, т. е. до размеров части, перечисляемой в государственный бюджет, с одновременным внедрением общепринятых в мировой практике механизмов компенсации затрат на геолого-разведочные работы.

Библиография

Налоговый кодекс Российской Федерации: Часть первая. Принят Государственной Думой 16. 07. 98, одобрен Советом Федерации 17. 07. 98.

Налоговый кодекс Российской Федерации: Часть II. Специальная часть. Проект. Внесен Правительством РФ в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 31 января 1998 г.

Налоговый кодекс Российской Федерации: Проект. Внесен Правительством РФ в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 30 апреля 1997 г.

Федеральный закон от 06. 12. 91 N1993-1 «Об акцизах» (в ред. Федеральных законов от 07. 03. 96 N23-ФЗ, от 10. 01. 97 N12-ФЗ, от 14. 02. 98 N29-ФЗ, от 23. 07. 98 N118-ФЗ, от 29. 12. 98 N192-ФЗ, от 10. 02. 99 N32-ФЗ).

Закон РФ от 27. 12. 91 N2118-1 «Об основах налоговой системы в Российской Федерации» (в ред. Федерального закона от 08. 07. 99).

Закон РФ от 21. 02. 92 N2395-1 «О недрах» (в ред. Федерального закона от 03. 03. 95 N27-ФЗ).

Федеральный закон от 30. 12. 95 N224-ФЗ «О ставках отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы».

Федеральный закон от 30. 12. 95 N225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции».

Федеральный закон от 31. 07. 98 N147-ФЗ «О введении в действие части первой Налогового кодекса Российской Федерации».

Федеральный закон «О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов»: Проект. Внесен депутатами Государственной Думы С. Доном, С. Орловой, Л. Маркеловым и др., 1998 г.

Федеральный закон «О плате за пользование недрами»: Проект. Внесен депутатами Государственной Думы Ю. Теном и С. Доном 06. 09. 99.

Постановление Правительства РФ от 28. 10. 92 N828 «Об утверждении положения о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами, акваторией и участками морского дна» (в ред. от 22. 08. 98).

Постановление Правительства РФ от 17. 05. 96 N597 «О порядке использования отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы и освобождения пользователей недр от указанных отчислений».

Постановление Правительства РФ от 15. 01. 97 N30 «Об установлении дифференцированных ставок акциза на нефть, добываемую на территории Российской Федерации» (в ред. от 08. 04. 97).

Постановление Правительства РФ от 08. 04. 97 N408 «О дифференцированных ставках акциза на нефть, включая газовый конденсат, добываемую на территории Российской Федерации» (в ред. от 06. 09. 98).

Постановление Правительства РФ от 02. 02. 98 N165 «Об утверждении методики дифференциации ставок акциза на нефть, включая стабилизированный газовый конденсат» (в ред. от 06. 09. 98).

Постановление Правительства РФ от 22. 01. 99 N81 «О ставках акциза на природный газ».

Постановление Правительства РФ от 23. 01. 99 N83 «Об утверждении ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую и нефтепродукты сырые, вывозимые с территории Российской Федерации».

Постановление Правительства РФ от 10. 09. 99 N1036 «Об утверждении ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую и нефтепродукты сырые, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств-участников соглашений о Таможенном союзе».

Постановление Правительства РФ от 01. 11. 99 N1213 «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях».

Постановление Правительства РФ от 06. 12. 99 N1351 «Об утверждении ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую и нефтепродукты сырые, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств-участников соглашений о Таможенном союзе».

Постановление Правительства РФ от 17. 12. 99 N1403 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 12 июля 1999 г. № 798».

Волынская Н., Газеев М., Ежов С. Спецэффекты Налогового кодекса: Акциз или налог на сверхприбыль - есть из чего выбрать. - Нефть и капитал, 1997, N 7-8, с. 12-15.

Ежов С. Особенности налоговой системы в нефтяном секторе экономики. - М.: Изд-во «А и Б», 1999.

Конопляник А., Субботин М. Государство и инвестор: об искусстве договариваться (концессионное законодательство в России). М.: ЭПИцентр, 1996.

Крюков В., Токарев А. Какие налоги позволят добывать нефть? Сравнительная оценка вариантов налогообложения разработки средних нефтяных месторождений Западной Сибири. - Нефтегазовая вертикаль, 1998, N 9-10, с. 36-40.

Проблемы налогообложения в нефтяном секторе России. М.: Бюро экономического анализа, 1998.

Conrad R., Shalizi Z., Syme J. Risk Sharing and Rankings of Alternative Contract Instruments. 1991.

Conrad R., Shalizi Z. A Framework for the Analysis of Mineral Tax Policy in Sub-Saharan Africa. World Bank, 1988.

Due J. Excise Taxes: The World Bank Policy Research Working Paper. Washington, Febr. 1994.

Garnaut R., Clunies Ross A. Taxation of Mineral Rents. Oxford: Clarendon Press, 1983.

Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Khartukov E. Changing Tax System Challenges Producers and Refiners In Russia. - Oil&Gas Journal, Mar. 25, 1996, p. 41-46.

Measures to Revitalize the Russian Oil Sector: Tax and Related Reforms. World Bank, Oct. 8, 1998.

Nellor D. Taxation of Mineral and Petroleum Resources. - Tax Policy: Handbook. Washington: IMF, 1995, p. 237-241.

Nellor D., Sunley E. Fiscal Regimes for Natural Recource Producing Developing Countries. IMF Paper on Policy Analysis and Assessment, 1994.

Sunley E., Lane Chr., Nellor D. The Russian Federation: Taxation of the Oil and Gas Sectors. IMF, Dec. 19, 1994.

Описание предмета: «Налоги и налогообложение»

Обязанность уплаты налогов и сборов закреплена в Конституции РФ. В соответствии со ст.57 Конституции РФ каждый обязан уплачивать законно установленные налоги и сборы.

В процессе взимания налогов возникают налоговые отношения между государством в лице органов законодательной власти и управления и налогоплательщиками. Система регулирования налоговых отношений - это совокупность законодательных и нормативных актов различного уровня, содержащих налоговые законы и нормы: федеральных законов, законов и актов субъектов РФ, ведомственных нормативных актов и актов местного самоуправления. Порядок исчисления и взимания налогов определяет основные аспекты налогообложения.

Внимание!

Банк рефератов, курсовых и дипломных работ содержит тексты, предназначенные только для ознакомления. Если Вы хотите каким-либо образом использовать указанные материалы, Вам следует обратиться к автору работы. Администрация сайта комментариев к работам, размещенным в банке рефератов, и разрешения на использование текстов целиком или каких-либо их частей не дает.

Мы не являемся авторами данных текстов, не пользуемся ими в своей деятельности и не продаем данные материалы за деньги. Мы принимаем претензии от авторов, чьи работы были добавлены в наш банк рефератов посетителями сайта без указания авторства текстов, и удаляем данные материалы по первому требованию.