2020-01-15
136
Система налогообложения Российской Федерации с момента обретения независимости существенно не изменилась. Налоговый кодекс введен в действие 31 июля 1998 г. – первая глава, и 5 августа 2000 г. – вторая глава, в настоящее время в стране проводится работа по внесению в него изменений в связи с улучшением экономической ситуации и необходимостью повышения стимулирующей функции налогов.
Для всех организаций предусмотрена единая система налогообложения, т. е. добывающие предприятия страны подлежат налогообложению без учета специфики своей деятельности (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Система налогообложения недропользователей
| Вид налога | Налогооблагаемая база | Ставка в 2007 году |
| 1 | 2 | 3 |
| Налог на прибыль юридических лиц | Доход (прибыль), исчисленный как разница между совокупным доходом и вычетами, определенными в соответствии с законодательством | 24% |
| НДС | Оборот по реализации и импорт товаров (услуг, работ) | 18% |
| Акцизный налог на: |
Стоимость реализованной продукции | |
| -автомобильный бензин | 3 629 р. 00 коп за 1 т | |
| -дизтопливо | 1 080 р. 00 коп за 1 т | |
| -моторные масла для дизельных и карбюраторных двигателей | 2 951 р. 00 коп за 1 т | |
| Налог на имущество юр. лиц | Среднегодовая стоимость основных средств и нематериальных активов | не могут превышать 2,2%, |
| НДПИ при добыче: |
Стоимость добытой продукции | |
| -газа | 147 р. за 1000м3 | |
| Окончание табл. 3.1 | ||
| 1 | 2 | 3 |
| -нефти |
| 147 р. за 1 т |
| -газового конденсата | 17,5% | |
| Водный налог | Объем водных ресурсов, использованных для производственных технических нужд | Ставки дифференцированы |
| Земельный налог | Кадастровая стоимость земельного участка | 1,5%, дифференцирование налоговых ставок в зависимости от категории земель |
| Единый социальный налог | Фонд оплаты труда | 26% |
Дальнейший материал будет рассмотрен на примере нефтегазовых компаний ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг», т. к. именно нефтегазовые компании являются основными плательщиками НДПИ, т. е. основная доля платежей в бюджет РФ поступает именно от таких компаний.
Для добывающих предприятий наиболее значимыми налогами являются НДС, акцизы, НДПИ, ЕСН и налог на прибыль (табл. 3.2). Рассмотрим налоги и сборы, уплачиваемые ОАО «Лукойл».
Таблица 3.2
Структура налогов и сборов, уплачиваемых предприятиями
ОАО «Лукойл» и его дочерними и зависимыми обществами, млн. долл. США
| Вид налога | 2007 г. | 2006 г. | 2005 г |
| НДС | 4 575 | 4 253 | 3 948 |
| Акцизный налог | 734 | 610 | 654 |
| Налог на прибыль | 3 507 | 2 773 | 2 467 |
| Налог на имущество | 284 | 219 | 210 |
| Земельный налог | 74 | 59 | 43 |
| Налог за пользование недрами | 8 482 | 7 281 | 5 590 |
| Прочие налоги | 105 | 160 | 162 |
Как видно из таблицы 3.2, налоги (кроме налога на прибыль) выросли в 2007 году на 16%, или на 1 292 млн долл. США, по сравнению с 2006 годом в результате увеличения НДПИ в основном из-за увеличения его ставки на 16,0%. Если же сравнивать 2006 г. и 2005 г., то можно сказать, что рост налогов обусловлен главным образом ростом НДПИ на 1 691 млн долл. США. Прочие налоги в 2005 году включали в себя 150 млн долл. США, начисленных по результатам налоговых проверок предприятий. Наиболее понятна таблица 3.2 при демонстрации рис. 3.1 [34].
Рис. 3.1. Налоги и сборы, уплачиваемые ОАО «ЛУКОЙЛ»
Общий объем расходов компании по налогу на прибыль по сравнению с 2006 годом увеличился на 734 млн долл. США или на 26,5%. Это связано с увеличением прибыли до уплаты налогов на 2 761 млн долл. США или на 26,9%. По сравнению с 2005 годом общий объем расходов компании по налогу на прибыль увеличился в 2006 году на 306 млн долл. США или на 12,4%. Это связано с ростом прибыли до уплаты налогов 1 347 млн долл. США, или
на 15,1%.
И все же основным налогом для недропользователей остается НДПИ. Он оказывает наибольшее влияние на формирование финансовых показателей, так как учитывается в общих затратах и соответственно уменьшает прибыль добывающих предприятий.
В Российской Федерации в дополнение к налогу на прибыль существует целый ряд других налогов, базой для уплаты который является выручка или количественные показатели: налог на добычу полезных ископаемых, акцизные сборы и экспортные тарифы, налог на имущество, единый социальный налог, НДС, прочие местные налоги и сборы.
Средние ставки налогов, применяемых для налогообложения нефтяных компаний Российской Федерации можно увидеть в таблице 3.3 [31, с. 74-75].
Таблица 3.3
Ставки налогов, применяемые для налогообложения
нефтяных компаний РФ
| Наименование налога | Ед. измер. | 2007 год | Изменение к 2006 г., % | 2006 год | Изменение к 2005 г., % | 2005 год |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Пошлины на экспорт нефти | Долл/т | 206,70 | 4,9 | 197,01 | 50,8 | 130,62 |
| Пошлины на экспорт продуктов нефтепереработки |
| |||||
| - легкие дистилляторы (бензин), средние дистилляторы (реактивное топливо), дизельное топливо и гайзоли | Долл/т | 151,59 | 5,7 | 143,40 | 55,4 | 92,26 |
| - жидкие топлива (мазут) | Долл/т | 81,64 | 5,7 | 77,27 | 46,5 | 52,73 |
| Акцизы на продукты нефтепереработки |
| |||||
| - прямогонный бензин | Руб./т | 2657,0 | - | 2 657,0 | - | - |
| - дизельное топливо | Руб./т | 1080,0 | - | 1 080,0 | - | 1 080,0 |
| НДПИ на: |
| |||||
| - нефть | Руб./т | 2472,6 | 9,1 | 2 265,6 | 20,8 | 1 876,2 |
| Окончание табл. 3.3 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| - природный газ | Руб/1000м3 | 147,00 | - | 147,00 | 8,9 | 135,00 |
Размер налога за пользование недрами зависит от двух факторов: стоимости добываемого сырья (цены) и ставки налога.
Учитывая стратегическое значение продукции нефтегазовой отрасли, в том числе ее влияние на финансовое состояние других отраслей экономики, государство считает необходимым регулировать цены на углеводородное сырье для добывающих предприятий. С одной стороны, ограничение роста цен на нефть, природный газ и конденсат в определенной мере сдерживает инфляционные процессы, но, с другой стороны, нефтегазодобывающие предприятия не покрывают все затраты по добыче, т.е. обеспечивается лишь безубыточная их работа. При создавшихся условиях добыча нефти практически для всех предприятий убыточна, и эти убытки перекрываются прибылью от добычи газа.
Для добывающих предприятий нефтегазовой отрасли такая практика регулирования цен не позволяет создавать финансовые ресурсы для обеспечения собственного развития. Это особенно важно для малорентабельных нефтедобывающих предприятий с трудноизвлекаемыми и падающими запасами углеводородного сырья.
Причиной изменения ставок налогов, применяемых для налогообложения нефтяных компаний в России, в 2007 г. по сравнению с 2006 г. стала динамика мировых цен на нефть марки «Юралс». Эти ставки привязаны к мировой цене на нефть и изменяются вслед за ней. Ниже приведены методики расчета таких налогов.
Ставка налога на добычу полезных ископаемых для нефти до 31 декабря 2006 г. определялась следующим образом. Базовая ставка составляет 419 руб. за метрическую тонну добытой нефти и в дальнейшем котируется в зависимости от мировых рыночных цен на нефть марки «Юралс» и обменного курса рубля. Ставка налога равна нулю, если средняя мировая рыночная цена на нефть марки «Юралс» в течение налогового периода меньше или равна 9,00 долл./барр. Дополнительный прирост мировой рыночной цены на нефть марки «Юралс» на 1 долл./барр. выше установленного минимального уровня (9,00 долл./барр.) ведет к росту ставки налога на 1,61 долл./т добычи (или на 0,22 долл./барр. при использовании коэффициента пересчета, равного 7,33).
Другим недостатком НДПИ можно было назвать единую до 1 января 2007 г. ставку для всех месторождений, отсутствие ее дифференцирования.
Начиная с 1 января 2007 г. налоговая ставка дифференцируется в зависимости от стадии разработки и степени выработанности запасов конкретного участка недр. Ставка равняется нулю для сверхвязкой нефти, а также нефти, добываемой в определенных областях Восточной Сибири в зависимости от срока разработки и объемов добычи. Для других месторождений формула расчета налоговой ставки, описанная выше, умножается на коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр. Коэффициент равняется единице для участков недр с выработанностью менее 80%. Увеличение степени выработанности конкретного участка недр на каждый дополнительный один процент свыше показателя в 80% влечет за собой снижение коэффициента на 0,035. минимальное значение коэффициента составляет 0,3%. Оценка степени выработанности запасов осуществляется на основании установленных государственных данных о запасах и объемах добычи нефти по каждому участку недр.
Налог на добычу природного газа исчисляется с использованием фиксированной ставки. В настоящий момент эта ставка составляет 147 рублей за 1 000 м3нля природного газа.зных искоапемых бъемах добычи нефти по каждому участ, умножается на коэффициент, характеризующий степень вы природного газа и действует с 1 января 2006 года.
Ставка экспортных пошлин на нефть определяется исходя из действующей прогрессивной шкалы расчета. Ставка пошлины равна нулю в том случае, если средняя мировая цена на нефть марки «Юралс» меньше или равна 15,00 долл./барр. (109,50 долл./т). Каждый дополнительный прирост рыночной цены на 1 долл./барр. В интервале цен от 15,00 до 20,00 долл./барр. (146,00 долл./т) ведет к росту экспортной пошлины на нефть на 0,35 долл./барр. В интервале цен от 20,00 до 25,00 долл./барр. (182,50 долл./т) каждый дополнительный прирост рыночной цены на 1 долл./барр. Ведет к росту экспортной пошлины на нефть на 0,45 долл./барр. Если рыночная цена нефти марки «Юралс» превышает 25,00 долл./барр., то при расчете рыночных цен на 1,00 долл./барр. Прирост экспортной пошлины на нефть составляет 0,65 долл./барр.
Ставки вывозных таможенных пошлин на нефть устанавливаются Правительством Российской Федерации на двухмесячные периоды. Ставки пошлин в определенном периоде зависят от международных цен на нефть марки «Юралс» за два месяца, предшествующих данному периоду. Таким образом, метод расчета экспортной пошлины на нефть, используемый российским Правительством, приводит к двухмесячной разнице между колебаниями цен на нефть и изменением экспортной пошлины.
Ставки экспортных пошлин на нефтепродукты определяются постановлениями Правительства Российской Федерации. Величина ставок зависит от внутреннего спроса на нефтепродукты, а также конъюнктуры на мировом рынке нефти.
Экспорт нефти и нефтепродуктов в страны СНГ, за исключением Украины, не облагается экспортными пошлинами. Начиная с 1 января 2007 года, изменились правила таможенного регулирования между Россией и Белоруссией. Нефть, экспортируемая с территории России в Белоруссию, подлежит обложению таможенной пошлины. В результате последних изменений в таможенном законодательстве РФ для расчета ставки пошлины на экспорт нефти из России в Белоруссию установлен коэффициент, равный 0,293 и применяемый с 1 февраля 2007 г. к ставке экспортной пошлины на нефть, установленной Правительством РФ.
По мнению некоторых специалистов, НДПИ и экспортные пошлины во многом дублируют друг друга, поскольку их ставки пропорциональны физическим объемам нефти и экспортным ценам. Принципиальное различие между ними заключается в том, что НДПИ взимается со всей добычи, а экспортная пошлина – только с экспорта нефти.
Что касается налога на прибыль, уплачиваемого нефтяными компаниями, то он имеет гораздо меньшее значение, чем НДПИ и экспортные пошлины. Налоговая реформа, уменьшившая ставку налога на прибыль с 35 до 24%, привела к тому, что поступления от этого налога резко сократились; в 2000 г. нефтяные компании заплатили около четырех млрд долларов США, а в 2003 г. – всего 3,1 млрд долларов США. Изменения, произошедшие при уплате налога продемонстрированы на рис. 3.2 [36].
Одновременно с увеличением ставки налога за пользование недрами был предусмотрен механизм, через который осуществлялся дифференцированный подход к налогообложению недропользователей. Министерством финансов, исходя из необходимости формирования средств для развития добывающих предприятий, устанавливалась определенная часть налога за пользование недрами, которая оставалась в их ведении. Однако этот механизм учитывал только финансовое состояние добывающих предприятий, а не специфику недропользования - различные условия добычи нефти и газа. Поэтому на практике увеличение ресурсов для инвестиций не произошло: при высокой дебиторской задолженности добывающие предприятия остались должниками перед бюджетом (рис. 3.3) [36]. Из начисленных налогов в бюджет поступает только треть данных налогов.
В 2007 г. ставка налога за пользование недрами снижена с одновременной отменой механизма оставления части налога добывающим предприятиям. С этого года для всех добывающих предприятий установлен единый механизм налогообложения.
До 2002 г. существовали три налога, непосредственно связанные с добычей нефти: налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), налог на пользование недрами (роялти) и акциз на нефть. Первые два налога взимались по адвалорным ставкам с выручки компании, а акциз – по специфической ставке с добычи. Активное использование трансфертных цен привело к тому, что налоговая база по оборотным налогам сильно занижалась. Акциз потерял свое значение после девальвации рубля в 1998 г.
Рис. 3.2. Динамика изменения налоговой нагрузки по предприятиям
ОАО «ЛУКОЙЛ»
Поскольку данная система не удовлетворяла государство, с начала 2002 г. эти три налога были заменены НДПИ, который взимается в настоящее время с нефтедобычи по специфическим ставкам, зависящим от экспортных цен на нефть. Этот налог легко администрируется, и в настоящее время на него приходятся основные поступления в бюджетную систему Российской Федерации от нефтяных компаний.
Рис. 3.3. Динамика изменений недоимки по НДПИ
Вследствие того, что НДПИ взимается по специфической ставке, величина которой зависит от экспортных цен, этот налог занимает промежуточное положение между акцизом и роялти. НДПИ несколько лучше, чем акциз, но хуже роялти, поскольку не вся цена на нефть идет на экспорт и средняя цена реализации нефти значительно ниже экспортной. Превращение НДПИ в роялти возможно при условии возникновения полноценного внутреннего рынка нефти, что в среднесрочной перспективе не предвидится. Исправить ситуацию можно, введя справочные цены на основе обратного отсчета от корзины нефтепродуктов. Но здесь возникает проблема определения этих цен, не очень сложная, но дающая возможность для развития коррупции. Сбор же роялти в натуральном виде – нефтью, которую можно экспортировать и использовать для внутренних нужд государства, - в ближайшее перспективе маловероятен.
Из табл. 3.1 видно, что ставка налога за пользование недрами, являющегося по существу аналогом роялти – ресурсной ренты, обусловлена только видом добываемого полезного ископаемого и не учитывает ни особенностей месторождений, ни качества извлекаемых запасов, ни трудности их извлечения и периода разработки, но учитывается степень выработанности участка.
Так, предприятия, имеющие худшие условия добычи, в 2007 г. должны вносить налог в том же размере, что и предприятия, имеющие лучшие условия. То есть единый механизм налогообложения, не учитывающий объективный рост издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, способствует ухудшению финансового состояния предприятий, добывающих нефть из низкодебитных скважинах.
Практика показывает, что затраты добывающих предприятий, работающих в сложных горно-геологических условиях, растут более быстрыми темпами (табл. 3.4) [37]. При этом рост цен в большинстве случаев отстает от роста затрат и НДПИ.
Таким образом, построенная без учета специфики добычи углеводородов налоговая система затрудняет эксплуатацию низкорентабельных месторождений, а высокое налоговое бремя лишает добывающие предприятия источников инвестиций, что препятствует разработке новых запасов. Это приводит к нерациональному использованию запасов нефти и газа и в конечном итоге к ухудшению состояния сырьевой базы и безвозвратным потерям. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей.
Таблица 3.4
Затраты нефтегазодобывающих предприятий на добычу нефти
в 2007 году, млн долл. США
| Показатель | ОАО «ЛУКОЙЛ» | ОАО «ТНК-ВР Холдинг» |
| Затраты | 13 418 | 15 986 |
| Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки | 27 982 | 29 573 |
| Налог за пользование недрами | 8 482 | 6 067 |
Кроме того, по мнению ряда экспертов, привязка к мировым ценам на нефть является существенным недостатком НДПИ. Именно из-за этого НДПИ выполняет еще и функцию изъятия части конъюнктурного дохода, что совершенно не свойственно этому налогу. Существовавшая до 1 января 2007 г. плоская ставка НДПИ, которая зависела только от мировых цен, была якобы одинаковой для всех. На самом деле это не так: чем больше была доля экспорта, тем меньше компания платила НДПИ по отношению к доходам от экспорта. Поэтому часть налоговой нагрузки перекладывалась на экспортную пошлину.
В этих условиях существует два пути стабилизации финансового состояния нефтегазодобывающих предприятий:
- повышение цен, которое в настоящее время невозможно, так как приведет лишь к увеличению дебиторской задолженности предприятий;
- максимально возможное снижение затрат.
Учитывая, что значительную долю (пятая часть) в затратах занимают налоги, наиболее действенным решением представляется использование уже апробированных в мировой практике подходов налогообложения недропользователей на основе дифференциации ставок роялти в зависисмости от природных и иных условий добычи и предоставления льгот вплоть до полной отмены некоторых налогов на месторождениях с падающей добычей или трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа. В соответствии с этим подходом ставки роялти устанавливаются в зависимости от рентабельности и дебита скважин (табл. 3.5) [31, с. 74-76].
Таблица 3.5
Ставки роялти по отдельным странам
| Страна | Добыча в сутки, тыс. баррелей | Ставка, % |
| 1 | 2 | 3 |
| Абу-Даби | До 100 | 12,5 |
| До 200 | 16 | |
| Свыше 200 | 20 | |
| Алжир | - | 20 и ниже (в зависимости от рентабельности и дебита скважин) |
| Аргентина | 12 – общая 51 – для низкорентабельных месторождений | |
| Камерун | До 0,69 | 2 |
| До 6,9 | 6 | |
| Китай | До 20 | 0 |
| До 30 | 4 | |
| До 60 | 8 | |
| До 80 | 10 | |
| Свыше 80 | 12,5 | |
| Египет | 0-10 в зависимости от рентабельности и дебита скважин | |
| Франция | До 1 | 0 |
| До 2 | 6 | |
| До 6 | 9 | |
| Свыше 6 | 12 | |
| Марокко | До 70 | 0 |
| Свыше 70 | 12,5 | |
| Таиланд | До 2 | 5 |
| До 5 | 6,25 | |
| До 10 | 12,5 | |
| Свыше 10 | 15 | |
| Туркмения | До 3, 649 | 0 |
| До 7,299 | 2 | |
| Казахстан | До 9,7 | 2 |
| До 19,4 | 2,5 | |
| До 29,1 | 3 |
Сегодня аналогичный подход используется при налогообложении земли, который учитывает ее плодородность, месторасположение земельных участков и ряд других факторов.
Расчет роялти по скользящей шкале фактически и служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты. С другой стороны, изменением ставки роялти государство создает для компаний финансовые стимулы для работы в нужном для страны направлении.
В целях совершенствования механизма налогообложения недропользователей в Российской Федерации предлагается введение дифференциации действующих ставок на основе поправочных коэффициентов, учитывающих следующие факторы добычи (рис. 3.4) [29, с. 20-24].
На первом этапе (период апробации – два года с момента введения дифференциации ставок), основной целью которого является создание благоприятного налогового режима для добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и вновь открытых месторождений, было предложено внедрить дифференциацию только по критерию выработанности месторождения (отношение накопленной добычи к утвержденным извлекаемым (балансовым запасам).
На начальной стадии разработки месторождения, когда производятся дополнительные затраты на добычу углеводородного сырья (бурение новых скважин, обустройство, прокладка нефте- и газопроводов и т. п.), предлагается нулевой поправочный коэффициент, т.е. полное освобождение от уплаты налога. На завершающей стадии разработки – этапе падающей добычи в связи с постепенным истощением запасов (выработкой месторождения), когда для добычи сырья вновь требуются дополнительные материальные затраты, поправочный коэффициент имеет значение менее единицы, т. е. базовая ставка снижена в зависимости от степени выработки запасов, определенной по данным последнего опубликованного баланса запасов.
Введение на первом этапе дифференциации ставки налога лишь по одному критерию не привело к значительному улучшению финансового состояния добывающих предприятий, однако позволило отработать механизм для дальнейшего внедрения поправочных коэффициентов и соответственно минимизировать сопутствующие этому процессу издержки и риски.
Рис. 3.4. Факторы, используемые для введения поправочных
коэффициентов по налогообложению недропользователей
На втором этапе (составляет два года), целью которого является создание благоприятного инвестиционного климата, предполагается введение поправочных коэффициентов по шести факторам (1-6).
На третьем этапе (еще два года) должны быть внедрены корректирующие коэффициенты с учетом пяти оставшихся факторов (7-11).
Предлагаемая система дифференциации ставок на основе понижающих коэффициентов позволит увеличить прибыль предприятий и улучшить их инвестиционные возможности. По оценке специалистов, применение дифференцированного подхода (с учетом цены на добычу углеводородного сырья и затрат на уровне 2006- 2007 гг.) позволит в целом по предприятиям поднять рентабельность (отношение прибыли к затратам) почти в два раза.
Поэтапное внедрение механизма дифференциации ставки налога за пользование недрами снизит риски, связанные с усложнением администрирования этого налога (исчисление, контроль за правильностью расчетов, возможности занижения уровня дебита, завышения выработанности с целью сокращения налогов) и недопоступлением его в бюджет.
Полный экономический эффект будет достигнут лишь после третьего этапа, когда «заработают» все критерии. При введении предлагаемых критериев дифференциации ставка налога для отдельных добывающих предприятий может измениться (уменьшиться) в 10 раз. Это снизит налоговую нагрузку на предприятия, что позволит продлевать сроки рентабельной разработки месторождений, обеспечивая максимально возможную добычу нефти.
Дифференциация ставок позволят разрабатывать так называемые замыкающие месторождения, нерентабельные при единой ставке НДПИ. Кроме того, дифференциация налоговых ставок вводится для того, чтобы изымать сверхдоходы с пользователей более качественными запасами, содержащими легкую малосернистую нефть, имеющими низкую себестоимость добычи, скважины которых характеризуются высоким дебетом, малой выработанностью и обводненностью, и т. д. Таким образом, дифференциация налоговых ставок увеличивает конкурентоспособность компаний, работающих на низкодоходных месторождениях, за счет других компаний, у которых высокодоходные месторождения. Это означает большую «справедливость», поскольку свойства месторождений не зависят от усилий недропользователя. Выделение основных факторов, по которым производится дифференциация налоговых ставок, а также желание переложить налоговое бремя с менее эффективных на более эффективные месторождения согласуются с принципами дифференциальной ренты.
Хотя единого мнения относительно необходимости дифференциации НДПИ среди экспертов не имеется, все сходятся в одном – объективной методологии для учета всех важных горно-геологических и экономико-географических факторов разработано быть не может. Кроме того, горно-геологические свойства месторождения меняются в процессе его эксплуатации. Эти изменения могут быть связаны с особенностями разработки, используемыми технологиями и т. д. Ни одна модель дифференциации НДПИ не сможет учесть всех подобных изменений. Это означает, что со временем даже правильно построенная модель будет давать сбои.
Таким образом, сложная система дифференциации НДПИ, построенная на основании учета множества геолого-географических факторов, в том числе опирающаяся на устаревшие понятия рациональности недропользования, будет крайне неэффективной. Кроме того, ее непрозрачность создаст самые благоприятные условия для коррупции, от которой в значительной степени удалось избавиться, введя экспортные пошлины и единые ставки НДПИ
[26, с. 3-8].
В вариантах «с закрытием нерентабельных скважин» предполагается, что вывод из эксплуатации нерентабельных скважин определяется только экономическими причинами. Поскольку такое решение не может приниматься без учета необходимости соблюдения технологической схемы разработки месторождения и политики компании по сохранению рабочих мест в узкоспециализированных населенных пунктах района нефтедобычи, при моделировании НДПИ предлагается рассматривать также варианты без перевода таких скважин в бездействующий фонд.
Различное сочетание использования параметров нефтедобычи, инвестирования и льготного налогообложения позволит получить большое число возможных сценариев, из которых для анализа можно отобрать около 19 (включая варианты по доле доходов, направляемых на инвестиции), наиболее реальных и интересных в отношении их социально-экономической эффективности (как с точки зрения государства (бюджета), так и с точки зрения компаний).
Экономическая эффективность применения различных сценариев льготного налогообложения оценивалась по нескольким критическим параметрам.
Первый из них – величина удельных доходов или убытков (для бюджета и для компаний) на одну тонну прольготированной (по рентабельности добычи или по дебиту – в сценариях с льготированием по скважинам; по комплексу параметров – в сценарии с льготированием по месторождению) добытой нефти, рассчитанной по данным отчетности компаний. При сравнении результатов расчетов основное внимание необходимо будет обратить на возможность стабилизации или роста добычи нефти и увеличения доходов бюджета.
Второй важной характеристикой модельных сценариев нефтедобычи является динамика изменения выработанности месторождения. Учитывая социальную значимость уровня населения в нефтепромысловых районах, сценарии, предполагающие досрочное (до конца прогнозного периода) исчерпание запасов месторождения, следует считать неперспективными. Поэтому из дальнейшего анализа необходимо будет исключить те варианты, по которым полная выработанность месторождения вследствие форсированной добычи нефти достигается ранее 2025 года.
Причем полная отмена НДПИ для малодебитных скважин позволяет в большей степени повысить как добычу нефти, так и накопленные доходы бюджета, чем применение к НДПИ понижающего коэффициента. Рассмотрим результаты исследования в виде таблицы 3.6 [32, с. 84-87].
Тем не менее в настоящее время именно такой подход наиболее реализуем из-за отсутствия в большинстве российских нефтедобывающих компаний поскважинного учета добычи нефти и затрат на добычу. Однако необходимость наиболее полной отработки нефтяных месторождений в условиях истощающихся запасов неизбежно приведет государство к разработке механизма дифференциации НДПИ на уровне скважин как наиболее полно обеспечивающего точечное льготирование нефтедобычи, что подтверждается опытом развитых нефтедобывающих стран. Помимо стимулирования более полной отработки запасов такое «адресное» льготирование, как показывают результаты модельных расчетов, может обеспечить рост доходов бюджета от нефтедобычи и поддержания высокого уровня занятости в нефтедобывающих регионах.
Рассматривая НДПИ необходимо рассмотреть еще одну особенность, связанную с полезными ископаемыми, а именно особенности и характеристики соглашений о разделе продукции, действующих на данный момент на
территории РФ.
Таблица 3.6
Результат исследования предлагаемых сценариев
| Результат исследования | Характеристика результата |
| Льготирование нерентабельных скважин ведет к значительному росту доходов компаний. | Однако при инвестировании этих доходов (как вместе с прибылью от реализации дополнительно добытой нефти, так и без таковой) в строительство новых скважин значительно возрастает добыча нефти, что ведет к досрочному исчерпанию запасов месторождения. |
| При льготировании малодебитных скважин добыча нефти в целом по месторождению растет, но динамика изменения выработанности месторождения существенно не отличается | При этом в большинстве вариантов к концу прогнозного периода накопленные доходы бюджета превышают базисный уровень. В целом, очевидно, что с точки зрения государства льготирование добычи из малодебитных скважин предпочтительней льготирования добычи из нерентабельных скважин. При этом льготное налогообложение добычи из малодебитных скважин в «перспективных» вариантах позволяет либо замедлить падение ежегодной добычи, либо изменить тренд добычи с падающего на растущий. |
| Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка | Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка в целом недостаточно эффективно с точки зрения государства: легкость администрирования налогообложения в этом сценарии оборачивается в среднесрочной перспективе падением уровня занятости населения из-за досрочного вывода месторождения из эксплуатации. |
Сегодня в России действуют практически всего три соглашения, заключенных в режиме СРП: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинское месторождение. В настоящее время инвестором проекта «Сахалин-1» является консорциум компаний Exxon Neftegas Ltd (30%), японской SODECO (30%), российских ЗАО «Роснефть-Астра» (8,5%) и ЗАО «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), индийской ОНГК «Видеш Лимитед» (20%). «Сахалин-2» разрабатывают Shell Sakhalin Holdings В. V. (55%), Mitsui Sakhalin Holdings В. V. (25%) и Mitsubishi Corporation (20%). Работы по освоению Харьягинского месторождения ведут TotalFinaElf, Norsk Hydro, «ЛУКОЙЛ» и Ненецкая нефтяная компания
[12, с. 42-44].
В 2007 году регулярных платежей за добычу полезных ископаемых (роялти) при выполнении соглашений о разделе продукции поступило около 12,7 млрд. руб. Кроме того, планируется получить в 2008 году 0,9 млрд. руб. доходов в виде доли прибыльной продукции государства при выполнении указанных соглашений. Администратором этих доходов является Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России). Стоимостный эквивалент от реализации доли прибыльной продукции государства по соглашению о разделе продукции «Сахалин-1» и Харьягинского месторождения подлежит распределению по следующим нормативам:
- в федеральный бюджет - 50%;
- в бюджеты Сахалинской области и Ненецкого автономного
округа - 50%.
Как известно, в 2006 году возникла проблема с реализацией проекта «Сахалин-2». Этот проект предполагает освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, извлекаемые запасы которых составляют 150 млн. тонн нефти и 500 млрд. куб. м газа.
В сентябре 2006 года Минприроды России по инициативе Генеральной прокуратуры России отменило положительное заключение экологической экспертизы по «Сахалину-2» и заявило о возможности отзыва лицензий на недропользование по проектам разработки российских месторождений на условиях соглашения о разделе продукции.
Почти все российские эксперты считают, что все упомянутые соглашения заключались на кабальных для нашего государства условиях. Договоренности рассчитаны на 15-30 лет, в течение которых допущенная к месторождению компания должна вносить в местный бюджет фиксированные суммы в уплату за добытое сырье. Как показала практика, платежи эти совершено незначительны. Потому что начинать делиться продукцией компания по закону может лишь после того, как инвесторы покроют все расходы по освоению месторождения. Когда же будет получена первая прибыль, дивиденды в казну будут выплачиваться в зависимости от рентабельности. Но к этому времени нефти в разрабатываемом месторождении может вообще не остаться.
А рентабельность можно снизить совершенно разными способами, например оплатой инвестором многомиллионных расходов на персонал поставщика, финансовых, маркетинговых услуг. Российскими уполномоченными лицами при проверке действующих соглашений уже в 2003 году были отмечены переплаты по некоторым мероприятиям в десятки раз больше по сравнению с уровнем затрат на аналогичные мероприятия, которые делают другие нефтегазодобывающие компании, работающие в обычном налоговом режиме.
По расчетам Департамента государственной политики и регулирования в области природопользования МПР России, в настоящее время от «Сахалина-2» РФ ежегодно получает около 20 млн. долл. роялти. Компания добывает 1, 5-2 млн. тонн нефти в год. Если взять цену по 60 долл. за баррель и перевести баррели в тоннаж, то получим около 400 долл. за тонну нефти. Соответственно, если бы здесь действовал обычный налоговый режим, т. е. 50- 55% от выручки, то с каждой тонны нефти РФ имела бы 200 долл. налогов. За год получилось бы 300-400 млн. долл. в данный же момент РФ имеет, всего 20 млн. долл.
Известно, что к числу основных проблем, возникших с «Сахалином-2», относится резкий скачок в увеличении размера возмещаемых затрат. Российская сторона к этому не готова.
По данным Минпромэнерго РФ, даже при самых пессимистичных прогнозах, исходящих из цены нефти в 32-35 долл. за баррель, суммарные доходы от трех проектов («Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинского) могут достигать 104, 9 млрд. долл. Из них только от проекта «Сахалин-1» может быть получено до 2054 года при самом неблагополучном сценарии - цене нефти 35 долл. за баррель - 52, 2 млрд. долл. При этом доля России в доходах этого СРП составит 58% (8% - роялти, 35% - налог на прибыль, 15% - прибыльная продукция). При реализации «Сахалина-2» при цене нефти 34 долл. за баррель государству будет выплачено до 2045 года около 50, 1 млрд. долл. Доходная доля России может составить как минимум 48%. Самое маленькое СРП - Харьягинский проект - принесет государственной казне 2, 58 млрд. долл. Доля России достигает соответственно 88%. Доходы от этих проектов не учитывают затраты на привлечение подрядных организаций на сумму 16, 7 млрд. долл., из которых на долю российских подрядчиков приходится 9,4 млрд. долл [14, с. 92-95].
Сейчас, когда цена на нефть достаточно высока, становится понятно, что выручка от разработки этих месторождений могла бы быть гораздо большей. Поэтому широкого применения в настоящее время данный режим не получит в силу высоких цен на энергоносители, предоставляемых налоговых преференций и незаинтересованности недропользователей. Что касается экологических нарушений, то, инвесторы обязаны возмещать ущерб, нанесенный природе за счет личных средств и не вносить их в смету.
Следует также отметить, что предполагается внести в Государственную Думу другой закон, уточняющий порядок доступа к российским ресурсам. Речь идет о новой версии Закона «О недрах» [6]. При этом по главному пункту нового закона - доступ иностранных инвесторов к стратегическим месторождениям - разногласий между заинтересованными министерствами не имеется. В последнем варианте законопроекта значительно ужесточены критерии отнесения месторождений к стратегическим, доступ к которым закрыт для иностранных компаний. Теперь стратегическими месторождениями являются участки с запасами свыше 70, 0 млн. тонн нефти (ранее - 150 млн. тонн), 50 млрд. куб. м газа (ранее - 1, 0 трлн. куб. м), 50 тонн золота (ранее - 700 тонн) и 500, 0 тыс. тонн меди (ранее - 10, 0 млн. тонн). В результате согласно последнему варианту законопроекта список стратегических месторождении, помимо имеющихся пяти, пополнился еще 65 участками.
