В отсутствии возможности непосредственного регулирования, государство влияет на уровень нефтедобычи используя административные и экономические рычаги. В первом случае это происходит через систему распределения ресурсов, во втором — с помощью фискального режима. Эти два различных по форме подхода имеют под собой одну базу — в конечном итоге государство осуществляет раздел экономической ренты между собой и инвестором, увеличивая или уменьшая привлекательность нефтегазовых проектов.

При решении задачи оптимального распределения ресурсов государство руководствуется определенным набором целевых параметров, в которые, помимо чистого экономического выигрыша входят такие понятия как энергетическая безопасность страны, чистый социальный выигрыш, выигрыш потребителей, экологические вопросы и т.п. При управлении процессом освоения природных ресурсов между целевыми функциями иногда возникают противоречия. Однако в целом оптимальная политика сводится к тому, чтобы максимизировать чистый экономический выигрыш.

Введение

В рамках данного Отчета рассмотрены вопросы существующего налогового режима; возможной дифференциации налоговых ставок НДПИ с учетом выработанности запасов, дебитности скважин, сложности геологического строения конкретных месторождений полезных ископаемых, качества полезного ископаемого, нормы рентабельности и других технических и экономических характеристики месторождений; специфической налоговой ставки по НДПИ на газовый конденсат, добываемый из нефтегазоконденсатных месторождений (по аналогии налогообложения нефти) взамен ставки в размере 17,5% от стоимости, с учетом возможной независимости ставки от динамики мировых цен на нефть; проведения экономических расчетов и определение схемы внесения изменений и дополнений в Главу 26 Налогового Кодекса Российской Федерации, предусматривающих введение раздельных ставок налога на добычу для сеноманского газа и газа сепарации.

Результаты экономических расчетов о целесообразности введения налога на дополнительный доход от добычи углеводородов и перехода на него независимых производителей газа, с учетом основных характеристик месторождений: трудноизвлекаемость запасов, отсутствие инфраструктуры, затраты на геологоразведку и т.д.

Общие выводы и предложения по изменению и корректировке действующей системы налогообложения минерально-сырьевого сектора.

Вопрос выработки принципов изъятия природной ренты в природно-ресурсном секторе направленных не только на осуществление фискальных функций, но и на развитие деловой активности всех его участников и создание условий для привлечения инвестиций в сектор, обсуждается уже не первый год. Не смотря на широкую постановку проблемы, а именно изъятие природной ренты в природно-ресурсном секторе, основные споры ведутся, в основном, вокруг нефтяной отрасли.

В настоящем отчете рассмотрены общие вопросы изъятия природной ренты в природно-сырьевом секторе экономики Российской Федерации, а также конкретизация проекции этих вопросов на газовую отрасль.

Поскольку в Российской Федерации права собственности на недра принадлежат государству[1], Правительство РФ должно, во-первых, выступать как собственник ресурсов и преследовать цель максимизации доходов от права собственности на недра, а, во-вторых, собирать налоги с дохода на капитал (или труд), использованный при производстве ресурсов. Вторая часть является одинаковой для всех сфер деятельности, существующих в государстве. Первое же реализуется посредством разработки системы налоговых и рентных платежей, реализуемой в виде выплаты государству платежей за использование недр, внедрения систем раздела продукции, дохода и прибыли в добыче углеводородов в целях получения факторных платежей (в форме роялти) и т.д. Выполнение государством этих функций связано как со значительными выгодами, так и со значительными рисками.

Система налоговых и рентных платежей, конструируемая так, чтобы отразить эту двойственность, должна сочетать получение государством соответствующих доходов и создание адекватных стимулов для потенциальных инвесторов, обеспечивающих экономическую эффективность проектов в природно-ресурсном секторе. Для достижения этой цели система должна быть простой и прозрачной, и легко администрируемой, то есть, контролируемой и основанной на имеющихся (легко проверяемых) данных. Создание такой системы должно обеспечить государству стабильность поступления средств в бюджеты всех уровней (не стоит забывать о соответствующем распределении доходов между федеральным и региональным уровнями власти и балансировки их с другими налогами). И, наконец, предлагаемая система должна быть конкурентоспособной на международном уровне.

Как показывает мировой опыт, не существует какой-либо идеальной или образцовой налоговой[2] модели для минерально-сырьевого сектора, которая была бы применима во всех странах и во всех условиях. Каждая страна разрабатывает свой собственный налоговый режим исходя из своих особенностей, потребностей, решаемых экономических и социальных задач. В то же время каждая страна в той или иной степени использует специальные налоговые инструменты, с помощью которых государства изымают ресурсную ренту. Не смотря на то, что и нефти и газ являются углеводородами, налоговые модели для каждого из этих видов сырья различаются. В основном эти различия связаны с особенностями добычи, а также транспортировки до рынков сбыта того или иного сырья.

Стоит отметить, что выбор системы реализация налоговой системы может предъявлять достаточно жесткие требования к ее информационному обеспечению (вплоть до ведения базы данным по каждой эксплуатируемой скважине). Именно поэтому, не смотря на то, что мы не будем специально рассматривать эту проблему, построение информационной системы адекватно обслуживающей налоговую систему, является не менее важной и сложной задачей.

Используемые термины

При обсуждении той или иной системы изъятия природной ренты в природно-ресурсном секторе часто встречаются термины: бонус, ренталс, роялти. Ниже, мы постарались привести краткую характеристику каждого из этих терминов.

Рента. В общем случае рента определяется, как часть дохода от использования любого фактора производства. Рента в природно-ресурсном секторе связана с ограниченностью и невоспроизводимостью природных ресурсов, являющихся товарной продукцией, и представляет собой дополнительный доход сверх средней по экономике прибыли[3]. Экономическая рента, создаваемая в процессе разработки месторождений, представляет собой выручку от реализации добытых углеводородов за вычетом капитальных затрат на разведку и разработку месторождений, эксплуатационных расходов и транспорта до рынков сбыта. Причем с точки зрения оптимального распределения ресурсов, также как и при принятии инвестиционных решений, значение имеет не валовая величина ренты, а ее приведенная стоимость, называемая также чистым экономическим выигрышем.

Абсолютная (монопольная) рента представляет собой дополнительный доход, получаемый на месторождениях с замыкающими (наиболее высокими в отрасли) затратами. Существование этого вида ренты обусловлено ограниченностью доступных для хозяйственного освоения ресурсов, включая ограничения в результате действия организационно-экономических и внеэкономических факторов.

Дифференциальная рента — это дополнительный доход, связанный с различным характером объектов разработки, получаемый на месторождениях с лучшими относительно замыкающих горно-геологическими условиями. В частности выделяют:

• Горную ренту, определяющуюся лучшими горно-геологическими условиями разработки по сравнению с замыкающими месторождениями;
• Технологическую ренту, определяющуюся применением экономически эффективных технологий[4];
• Ренту продуктивности, определяющуюся продуктивностью месторождения;
• Ренту положения, определяющуюся территориальным расположением месторождения от рынков сбыта и инфраструктурных объектов;
• Ренту качества, определяющуюся качеством добываемого сырья;
• Ренту взаимозаменяемости, определяющуюся преимуществом добываемого сырья по сравнению с используемым в регионе добыче видом топлива.

Бонус — разовый платеж, обусловленный исполнением какого-либо события. 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 — платежи за право пользования месторождением полезных ископаемых. Ренталс (арендная плата) не зависит от наличия добычи или прибыльности производства, т.е. дающим государству возможность получать систематический (в отличие от бонусов) доход с момента заключения соглашения. 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, а также на ограниченный период (например, до начала добычи).

Роялти — платежи собственнику ресурса (государству) за право разработки (добычи) запасов. 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. 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. 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.

Налоговое администрирование. Термин «налоговое администрирование», широко применяемый в настоящее время, включает в себя: принципы построения налоговой системы; правомочия органов власти разных уровней в регулировании налоговых отношений; определение основных понятий, используемых в налоговом законодательстве; права и обязанности налогоплательщиков и полномочия налоговых органов; процедуры налогового контроля; ответственность за налоговые правонарушения; процедуры обжалования решений и действий налоговых органов и т.д. Одним из основных критериев налогового администрирования, чаще всего упоминаемого в последнее время при принятии решения о введении того или иного налога, является его простота. Непреодолимым препятствием при внедрении даже очень удачных систем взимания налогов зачастую является простота их администрирования.

К числу наиболее значимых проблем налогового администрирования при построении системы налогообложения добычи углеводородов можно отнести «принципы определения цены товаров для целей налогообложения».

Для администрирования налогов облагаемой базой по которым является стоимость товаров, существенное значение имеет уровень цен, применяемых и (или) декларируемых сторонами сделки. Очевидно, что в отсутствие контроля за соответствием применяемых налогоплательщиками цен рыночному уровню бюджетная система несет огромные потери вследствие занижения налогооблагаемой базы. Особую актуальность эта проблема приобретает в случае проведения сделки стороны в которой являются взаимозависимыми. Взаимная зависимость предприятий может выражаться в том, что стороны сделки контролируют друг друга либо находятся под контролем одного и того же третьего лица. При наличии отношений взаимной зависимости передача имущества от одного лица другому сравнительно мало затрагивает общее экономическое положение сторон сделки, но при этом позволяет воспользоваться налоговыми преимуществами.

Глава 1. Мировой опыт

Обязательные платежи, взимаемые государством за пользование недрами, чаще всего реализованы в форме прямых или косвенных налогов, либо особых целевых платежей. Классифицируя систему платежей в зарубежных странах, можно выделить их три основных вида:

а) налог на собственность (собственника), обычно представленную в виде месторождения полезного ископаемого и горное имущество в стоимостном выражении, определяемом в ценах, установленных в соответствии с законодательством или рыночными ценами;

б) налог на единицу добытого полезного ископаемого;

в) подоходный налог, уплачиваемый в тех случаях, когда недропользователь получает прибыль и оказывает влияние на стоимость добываемого полезного ископаемого.

Во Франции система налогообложения разведочной и добычной деятельности включает три налога (налог на прибыль, налог на минеральные ресурсы, представляющий собой прогрессивный налог на годовой оборот компании, взимаемый центральным правительством, налог на добычную деятельность в пользу местных органов власти). Ставки и база налогообложения устанавливаются ежегодно парламентом, включая и местный налог. По отзывам специалистов, французская система налогообложения в области недропользования считается наиболее эффективной в мире.

В Германии установлена специальная система платежей за пользование недрами: налог на рудное поле, налог на горные разработки. В особую систему выделена плата за пользование недрами для добычи углеводородов. Следует отметить, что в последние годы в Великобритании, Дании, Норвегии, Нидерландах также введены специальные налоги на добычу углеводородов.

В США в области недропользования действуют три основных налога: налог на недвижимость (горные предприятия, оцениваемые по рыночной стоимости), налог на добытую продукцию и подоходный налог.

Платежи недропользователей в форме арендной платы учитывают как арендную плату за землю, так и аренду участка недр.

Платежом, зависящим от объемов извлекаемых предприятием полезных ископаемых (или их стоимости), является роялти. Роялти выплачивается независимо от прибыльности компаний, выплачивается с самого начала производства, поэтому легко контролируется. Величина роялти в большинстве стран мира находится в пределах от 12,5 до 20 процентов стоимости добытой нефти.

В системе недропользования и разовые платежи, которые относятся к категории бонусов. Их размер является предметом переговоров и соответствующих соглашений.

Опыт многих государств показывает, что механизмы взимания налогов достаточно разнообразны.

Анализ зарубежных налоговых инструментов показывает, что существует два основных типа платежей. Во-первых, платежи за природные ресурсы, предназначенные для перераспределения (изъятия) ренты, возникающей у пользователей природных ресурсов в процессе их эксплуатации. При их определении исходят из величины рентного дохода и ориентируются на ту его долю, которая должна быть изъята у пользователя природного объекта.

Во-вторых, платежи, направленные на поддержание существующей системы управления природопользованием. Они являются инструментом сбора средств, необходимых для покрытия административных расходов по контролю за эксплуатацией природных ресурсов и некоторых инфраструктурных затрат (всевозможые лицензионные сборы и т.п.). Дополнительные платежи взимаются за услуги, связанные с оценкой природных ресурсов (лабораторный анализ, геологические и топографические исследования территорий, регистрация и сертификация документов и т.д.). Эти платежи идут не в общий, а в специальный фонд, предназначенный для улучшения качества соответствующих услуг. Как уже отмечалось, при перераспределении ренты в зарубежной практике предпочтение отдается налогам, взимаемым непосредственно с пользователей природных ресурсов, то есть прямым способом. Однако существуют и косвенные налоги, посредством которых изымается избыточный доход, полученный за счет перераспределения ренты с потребителей природного сырья. К наиболее важным прямым налогам на природные ресурсы относятся следующие. Арендная плата (или земельная рента), налог на доступ к природному ресурсу, налог на добычу и разведку и т.п. — это плата за право пользования природными ресурсами. Она рассчитывается на единицу арендованной территории. Подобный налог стимулирует геологоразведочные и эксплуатационные работы. Однако понятно, что цель налога — предотвращение спекуляций и сверхинтенсивной эксплуатации природных ресурсов, а не сбор средств в государственную казну. Это достигается путем получения дифференциальной ренты или налога с доходов. Арендная плата устанавливается на номинальном уровне па первые годы эксплуатации природного ресурса, но затем постепенно увеличивается с тем, чтобы побудить арендатора развивать свое производство. Роялти — это платеж государству за право использовать истощаемый природный ресурс. Он рассчитывается исходя из валовой выручки производителя, а не его чистой прибыли.

Система платежей за природные ресурсы может обеспечивать либо изъятие доходов рентного происхождения с целью передачи их от пользователя к собственнику, либо так называемую административную плату, то есть покрытие расходов на контроль за использованием природных ресурсов, оформление их передачи собственнику и т.д. В первом случае речь идет о налогах на природные ресурсы, а во втором, -о плате за предоставление лицензии или налоге на недвижимость.

Наряду с налоговыми на практике используются и неналоговые методы изъятия доходов. Прежде всего это договор о разделе продукции между государством в лице государственной компании и заинтересованной компанией-подрядчиком использования минерально-сырьевых ресурсов.

Например, в Индонезии бонус, уплачиваемый при подписании соглашения, составляет 1,5 млн. долл., в Нигерии — 0,5 млн. долл. В США существуют конкурентные торги за участки, и, таким образом, предлагаемая покупателем цена может рассматриваться в качестве бонуса, который уплачивается победившим участником торгов.

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. Так, в нефтегазовом секторе Китая ставка роялти варьирует от 0 до 12,5% в зависимости от уровня добычи. В Нигерии для офшорных нефтяных месторождений, расположенных на глубине свыше 1000 м, ставка роялти равна 0 и увеличивается до 16,67% для месторождений, расположенных на глубине менее 200 м. Расчет роялти по скользящей шкале фактически служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты и позволяет снизить регрессивность такого налога.

В налогообложении доходов от добычи минеральных ресурсов 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 ресурсной ренты.

Важно, как именно государство изымает экономическую ренту. Платежи, не привязанные к величине прибыли, такие как роялти и бонусы, регрессивны, то есть чем ниже прибыльность проекта, тем относительно выше уровень этих выплат. Чем в меньшей степени сборы привязаны к валовому доходу компаний, тем прогрессивней система. В связи с этим некоторые государства повышают налоги на чистый доход и отказываются от взимания роялти. Все большее распространение приобретают налоговые системы с гибкими условиями, которые обеспечиваются применением скользящих шкал. Системы со скользящими шкалами используют для того, чтобы обеспечить рост доли государства при росте прибыльности проекта. Большинство систем со скользящими шкалами реагируют на уровень добычи. С ростом уровня добычи доля государства тем или иным образом растет. В некоторых системах гибкость достигается за счет использования прогрессивной шкалы налоговых ставок. Иногда используются несколько переменных со скользящими шкалами, например, роялти, бонусы, раздел прибыльной нефти. К наиболее распространенным факторам, обусловливающим изменение тех или иных элементов фискальных систем по скользящей шкале относятся уровень добычи, глубина шельфа, накопленная добыча (объем нефти, извлеченной с начала добычи), цены на нефть, Р-факторы и норма прибыли.

Некоторые страны в этих целях применяют специальные рентные налоги на природные ресурсы. Ресурсный рентный налог был первоначально разработан в Австралии. К группе ресурсных рентных налогов могут быть отнесены налог на нефтяные доходы в Великобритании и специальный налог на добычу углеводородов в Норвегии. Налог на нефтяные доходы в Великобритании в восьмидесятые годы составлял 75% чистого дохода, с 1993 г. он составляет 50% чистого дохода и применяется после того, как все капитальные затраты возмещены (налог не применяется, если добыча меньше чем 20 000 барр. в сутки). Ставка дополнительного специального налога на добычу углеводородов в Норвегии составляет 30%. При этом еще в воьмидесятые годы и Великобритания, и Норвегия отказались от взимания роялти с новых месторождений.

Таким образом, налоговые системы Великобритании и Норвегии представляют собой пример систем, полностью основанных на налогообложении доходов. В то же время в налоговых системах многих стран значительную роль продолжают играть роялти.

Достаточно широкое распространение получили контракты (соглашения) 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. Предельная доля компенсационной нефти в добыче оговаривается в контракте. 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 (например, в Индонезии и Казахстане предел возмещения затрат составляет 80% добычи). Доля компенсационной нефти, как правило, выше в районах с более сложными природно-геологическими условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи. Оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая (прибыльная) 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. С принадлежащей компании доли распределяемой нефти, как правило, уплачивается налог на прибыль. В ряде стран в соглашения о разделе продукции также включаются обязательства по уплате роялти.

Существуют и более простые схемы раздела продукции, например, прямой раздел всей добычи без предварительного выделения компенсационной продукции и без налогообложения доли, получаемой компанией. В этом случае раздел продукции может заменять все виды налогов на производителя. Такая система действует, например, в Ливии, где доля продукции, принадлежащая государству, установлена в 81%, а доля компании-подрядчика — в 19% при условии освобождения ее от налогов.

Значительная часть налоговых параметров СРП, прежде всего параметры раздела продукции, является результатом переговоров между государством и компаниями-инвесторами. С одной стороны, такие соглашения позволяют обеспечить стабильные условия деятельности инвестора на весь период реализации проекта и учесть специфические характеристики месторождения. С другой стороны, например, в условиях коррупции, возможно получение инвестором необоснованно выгодных условий реализации проекта и, как следствие, потеря государством определенной части доходов от разработки находящихся в его собственности минеральных ресурсов.

1.1. Система изъятия природной ренты США

В США право частной собственности на землю автоматически дает право на ведение работ, связанных с разведкой, разработкой и добычей полезных ископаемых (mineral interest). Если землевладелец не обладает соответствующими финансовыми и (или) техническими возможностями, он может сдать землю в аренду инвестору с предоставлением права ведения соответствующих работ, либо продать это право, либо вовсе продать землю. Если земля сдается в аренду, собственник не несет расходов по разведке, разработке и добыче, однако получает плату за пользование недрами в виде роялти (royalty interest), ставка которой может составлять от 12,5 до 38 процентов. Арендатор, наоборот, несет все расходы и риски, а в замен получает доход от реализации доли добытого сырья за вычетом роялти (working interest). Землевладелец может продать свое право на получение части или всего роялти. Как правило, это происходит после обнаружения коммерческих запасов на арендуемой территории. В этом случае право на роялти выкупается инвестором или дилером. Если землевладелец продает права на разработку минеральных ресурсов или землю, то оператор получает право на 100% дохода от их добычи и реализации. Если оператор или арендатор сам не располагает достаточными средствами на проведение соответствующих работ или хочет разделить связанные с ними риски, то он при некоторых ограничениях может продать или передать в виде оверрайда (override) часть или все права на разработку. В случае оверрайда, арендатор будет получать от субарендатора т.н. оверрайдное роялти.

Управление процессом пользования природными ресурсами, находящимися на федеральных землях, осуществляется в США двумя независимыми подразделениями Министерства внутренних дел. На суше этим занимается Бюро по управлению землями (Bureau of Land Management, BLM), а на внешнем континентальном шельфе — Служба по управлению полезными ископаемыми (Minerals Management Service, MMS).

Распределение перспективных участков происходит на аукционах, где решающим критерием для определения победителя является размер денежного бонуса. В дальнейшем инвестор выплачивает ренталс, минимальное роялти (иногда) и роялти. Ренталс устанавливается в долларах за акр и выплачивается ежегодно для сохранения права аренды. Минимальное роялти представляет собой федеральный налог, стимулирующий скорейшее начало добычи. Устанавливается в долларах за акр, выплачивается ежегодно вплоть до момента достижения некоторого минимального уровня добычи.

Основные доходы государства от использования нефтегазовых ресурсов складываются из роялти и бонусов, тогда как ренталс практически не играет роли. Так, за период с 1953 по 2000 гг., по данным MMS, объем поступлений в виде роялти за нефть и газ составил около 68,5 млрд. долл., бонусов — 61,4 млрд. долл., а ренталс — 2,1 млрд. долл. В последнее десятилетие среднегодовой объем доходов государства, полученных в виде бонусов составляет 560 млн долл. или 15,9% общих поступлений, а роялти — 2,8 млрд. долл. (80,2%), причем волатильность последних почти в четыре раза ниже.

Суша

В соответствии с Законом об аренде месторождений полезных ископаемых от 1920 г. (с поправками 1947 г.) BLM отвечает за заключение арендных соглашений по нефтегазовым участкам федеральных земель и частных земель, право на минеральные ресурсы по которым отошло к государству. На сегодняшний день в США договора об аренде земли для разработки нефтегазовых месторождений заключаются двумя способами — по результатам аукциона и на безконкурсной основе. Причем в соответствии с Законом от 1987 г. права на пользование нефтегазовыми ресурсами должны сперва выставляться на аукцион, и лишь в случае неудачи могут выдаваться на неконкурентной основе.

Аукционы как правило проводятся ежеквартально открытым голосовым способом. Победителем аукциона по каждому участку признается покупатель, предложивший максимальный бонус, составляющий не менее 2 долл. за акр. Список предлагаемых к продаже участков публикуется за 45 дней до торгов. Максимальный размер контрактной площади конкурентного участка составляет 2560 акров (10,36 кв. км) для нижних 48 штатов и 5760 акров (23,31 кв. км) на Аляске. Площадь неконкурентного участка не превышает 10240 акров (41,44 кв. км). Арендатору гарантируется право на разведку и разработку, добычу и реализацию нефти и газа с арендуемого участка. Перед началом бурения арендатор или его оператор обязан депонировать 10 тыс. долл. в качестве залога по обязательствам договора-аренды, включающим охрану окружающей среды. Помимо фиксированных платежей (бонусов), арендатор производит регулярные выплаты в виде ренталс и роялти. Ренталс составляет 1,5 долл. с акра в течении первых 5 лет и 2 долл. с акра во все последующие, ставка роялти равна 12,5%.

Внешний континентальный шельф

В сентябре 1945 г. президент США Гарри Трумэн объявил о праве государства на природные ресурсы американского континентального шельфа. На конференции в Женеве в апреле 1958 г. была подписана Конвенция о Континентальном Шельфе, в которой устанавливаются суверенные права государства на освоение минеральных ресурсов в соответствии с т.н. критерием возможности разработки. Это означает, что государство может разрабатывать месторождения на расстояниях до 200 миль от береговой линии или дальше, если это технически возможно.

Еще раньше, в 1953 г. в США был принят Закон о землях внешнего континентального шельфа (OCS Lands Act). В Законе предусматривается, что за сдачу федеральных земель континентального шельфа в аренду государство должно получить справедливую рыночную цену. Права на аренду участка получает претендент, сделавший лучшее предложение по условиям аукциона. Распространено мнение, будто единственным критерием для определения победителя на аукционе служит денежный бонус, однако это не так. В Законе также предусмотрены такие конкурсные параметры как ставка роялти, минимальный объем работ и доля прибыли. Возможны следующие варианты:

• денежный бонус и роялти со ставкой не менее 12,5%;
• переменная ставка роялти и минимальный объем разведочных работ в денежном выражении или денежный бонус или и то и другое;
• денежный бонус или минимальный объем разведочных работ в денежном выражении и ставка роялти по уменьшающейся или скользящей шкале, но не ниже 12,5 на начальном этапе;
• денежный бонус и доля чистой прибыли (не менее 30%);
• денежный бонус и доля чистой прибыли;
• денежный бонус, роялти со ставкой не менее 12,5% и доля чистой прибыли (не менее 30%);
• минимальный объем разведочных работ в денежном выражении, денежный бонус и роялти;
• денежный бонус и роялти со ставкой не менее 12,5%, которое может не взиматься в период начала добычи, при низких ценах или других условиях по усмотрению MMS.

Если роялти не является параметром аукциона, то применяется плоская шкала, которая предусматривает ставку 12,5% или 16,7%. В случае, если ставка переменная (как часто бывает на глубоководном шельфе), то она превышает 16,7%. Ренталс составляет от 3 до 5 долл. за акр, минимальное роялти после открытия коммерческих запасов — также от 3 до 5 долл. за акр.

Хотя бонус не является единственным конкурсным параметром, он остается основным при определении победителя аукциона на участках с относительно невысокими геологическими рисками. При проведении аукционов устанавливается минимальный размер бонуса, который для участков Мексиканского залива сегодня составляет 25 долл. за акр при глубине до 800 м и 37,5 долл. за акр при глубине свыше 800 м, а для Аляски — 62 долл. за акр. Величина минимального бонуса периодически пересматривается в зависимости от изменения экономических, фискальных, технологических и геологических условий. Так, в 80-х г. минимальный бонус составлял 150 долл. за акр.

США, Аляска
(офшорные месторождения)

Тип платежа	Описание
Бонус	Существуют торги за участки, и таким образом предложенная покупателем цена является бонусом, который уплачивается победившим участником торгов.
Ренталс и сборы	741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1235 долл за 1 кв. км после пяти лет.
Роялти	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.
Налог на прибыль корпораций	Федеральная ставка 35 %, ставка штата 9,4%
Компенсационная нефть	Нет
Прибыльная нефть	Нет
Государственное участие	Нет
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Нет
Примечания	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.

США, Аляска (суша)

Тип платежа	Описание
Бонус	Существуют торги за участки на государственных и индейских землях. Таким образом, предложенная покупателем цена является бонусом и варьирует по участкам.
Ренталс и сборы	741 долл. за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1 235 долл за 1 кв. км после пяти лет.
Роялти	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.
Налог на прибыль корпораций	Федеральная ставка 35%, ставка штата 9,4%.
Компенсационная нефть	Нет
Прибыльная нефть	Нет
Государственное участие	Нет
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Распределение прибыли возможно в зависимости от участка и природы собственности (частная, штата, индейские земли).
Примечания	Существует 2% налог на имущество корпораций по оцененной стоимости капитала.

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

1.2. Сиситема изъятия природной ренты СТРАН СЕВЕРНОГО МОРЯ

В 1934 г. в Великобритании был принят Закон о Нефти (Petroleum Act), который установил право собственности государства на все нефтегазовые ресурсы и наделил правительство правом предоставления и определения условий выдачи лицензий на их разведку и разработку. На основе женевских конвенций к 1965 году Великобритания, Норвегия, Западная Германия, Дания и Нидерланды поделили Северное Море и начали разработку его запасов. В 1964 г. в Великобритании был принят Закон о Континентальном Шельфе, в котором британский участок шельфа Северного Моря был поделен на квадранты (с длиной сторон по одному градусу долготы и широты) и блоки (по 30 в каждом квадранте, площадью примерно по 250 кв. км).

Специфические для нефтедобычи налоги Великобритании складываются из роялти, ренталс и налога на нефтяной доход. Однако в апреле 1982 г. для новых месторождений был отменен роялти, а с марта 1993 г. налог на нефтяной доход.

Нефтяное законодательство Великобритании отличается для шельфа и суши.

Разработка континентального шельфа осуществляется на основе двух видов лицензий.

Лицензия на разведку дает ее владельцу право (но не исключительное) на приобретение сейсмической, геологической и пр. информации на любом участке шельфа, не отведенном под добычу. Лицензиат выплачивает бонус и ежегодные платежи (ренталс).

Лицензия на добычу дает ее владельцу исключительное право на осуществление работ по освоению месторождений и добычи нефти на отведенном участке шельфа. Лицензиат выплачивает бонус, первоначальный ренталс и ежегодные растущие ренталс.

Великобритания (после 1985 г.)

Тип платежа	Описание
Бонус	Нет
Ренталс и сборы	Нет
Роялти	Нет
Налог на прибыль корпораций	35%
Компенсационная нефть	Нет
Прибыльная нефть	Нет
Государственное участие	Нет
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.
Примечания	В нормах были произведены различные изменения. С начала девяностых годов нормы стабильны.

Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production

Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Норвегия

Тип платежа	Описание
Бонус	Нет
Ренталс и сборы	Нет
Роялти	Нет после 1986 г.
Налог на прибыль корпораций	28%
Компенсационная нефть	Нет
Прибыльная нефть	Нет
Государственное участие	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.
Примечания	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.

Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing

Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

1.3. Сиситема изъятия природной ренты иных стран

Индонезия

Тип платежа	Описание
Бонус	Подпись 1,5 млн. долл.Начало добычи 3,0 млн. долл.Достижение уровня добычи 50 тыс. барр. в день 3,0 млн. долл. Достижение уровня добычи 100 тыс. барр. в день 3,0 млн. долл.
Ренталс и сборы	Нет
Роялти	20% валовой добычи. Делится между производителем и Pertamina (индонезийская государственная нефтяная компания) в пропорции, соответствующей их относительным долям
Налог на прибыль корпораций	48% (всего)
Компенсационная нефть	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%.
Прибыльная нефть	71,15% прибыли идет государству
Государственное участие	Минимум 10% и может колебаться до 50%.
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Нет
Примечания	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.

Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing

Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Нигерия

Тип платежа	Описание
Бонус	Подпись: 0,5 млн. долл.Добыча:1,0 млн. долл., когда добыча достигает 10 000 барр. в день 2,0 млн. долл., когда добыча достигает 50 000 барр. в день
Ренталс и сборы	Земельная рента 750 найр за 1 кв. км территории
Роялти	До 20% валового дохода для некоторых месторождений.Скользящая шкала для офшорных месторождений:0% — если глубина больше 1000 м 4% — если глубина от 800 до 1000 м 8% — если глубина от 500 до 800 м 12% — если глубина от 200 до 500 м 16,67% — если глубина меньше 200 м
Налог на прибыль корпораций	Налог на прибыль нефтяных компаний 50%. Инвестиционный налоговый кредит, равный 50% капитальных затрат.
Компенсационная нефть	Никаких ограничений на компенсационную нефть в течение периода действия контракта. Может быть ограничена 40% дохода в любой один год после начала добычи.
Прибыльная нефть	Государство получает 52% прибыльной нефти. Прибыльная нефть равна доходу за вычетом затрат, роялти и налоговой нефти.
Государственное участие	Нет
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Нет
Примечания	Все налоговые условия могут быть предметом переговоров

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

Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing

Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

·

Китай
(офшорные месторождения)

Тип платежа	Описание
Бонус
Ренталс и сборы
Роялти	Скользящая шкала ставки роялти:0% — при добыче нефти до 20 000 барр. в день4% — при добыче нефти 20 001-30 000 барр. в день 6% — при добыче нефти 30 001-40 000 барр. в день 8% — при добыче нефти 40 001-60 000 барр. в день 10% — при добыче нефти 60 001-80 000 барр. в день 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 корпораций	Налог на прибыль — 30% (в провинции Хайнань — 15%);местный налог на прибыль — 3%;добавочный налог — 10%
Компенсационная нефть	Предел возмещения издержек — 50% — 62,5% (в год).
Прибыльная нефть	Доля государства зависит от размера добычи:10% — при добыче нефти до 10 000 барр. в день20% — при добыче нефти 10 000 — 20 000 барр. в день 30% — при добыче нефти 20 000 — 40 000 барр. в день 40% — при добыче нефти 40 000 — 60 000 барр. в день 50% — при добыче нефти 60 000 — 100 000 барр. в день 60% — при добыче нефти свыше 100 000 барр. в день. Пороговые уровни добычи могут быть предметом переговоров.
Государственное участие	До 51%
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Нет
Примечания	Каждый контракт огорожен (для возмещения издержек, но не для целей налогообложения прибыли).

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

Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Казахстан

Тип платежа	Описание
Бонус	Варьирует в зависимости от контракта
Ренталс и сборы	Нет
Роялти	Адвалорный платеж, основанный на справочных ценах и объеме добычи. Ставка регулируется в зависимости от затрат и качества
Налог на прибыль корпораций	30%
Компенсационная нефть	Нет
Прибыльная нефть	Нет
Государственное участие	Нет
Распределение прибыли (налог на сверхприбыль)	Прогрессивные ставки, основанные на внутренней норме прибыли (IRR):0% — если IRR меньше чем 20%4% — если IRR больше чем 20%, но меньше чем 22% 8% — если IRR больше чем 22%, но меньше чем 24% 12% — если IRR больше чем 24%, но меньше чем 26% 18% — если IRR больше чем 26%, но меньше чем 28% 24% — если IRR больше чем 28%, но меньше чем 30% 30% — если IRR больше чем 30% Налог на сверхприбыль вычитается из налога на прибыль корпораций

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

Government of Kazakhstan. On Taxes and Other Mandatory Payments to Revenue

(The Tax Code).

Глава 2. Действующая в России система изъятия природной ренты

Во времена планового хозяйствования проблема ренты просто не существовало, поскольку вся прибыль от добычи и реализации полезных ископаемых доставалась государству.

Актуальность этого вопроса проявилась сразу после начала приватизации, однако неплатежи за поставленное сырье, а также сравнительно низкие экспортные цены скрадывали всю важность его решения. Принятый в 1992 году Закон РФ «О недрах» временно закрыл вопрос, однако значительный рост в 2000 году цен на нефть и, соответственно и на газ, и сохранение их на этом уровне до настоящего времени, привели к необходимости пересмотра действующей на то время системы. Существенные изменения в системе налогообложения сферы недропользования связаны с введением в действие в 2002 году отдельных глав второй части Налогового кодекса. Реформирование затронуло все ключевые для природно-ресурсного сектора налоги: платежи при пользовании недрами, налог на прибыль, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), акцизы, экспортные пошлины.

В середине 2003 года был принят пакет законов (вступающих в силу с 01 января 2004 г.) существенно пересматривающих схему изъятия природной ренты в газовой отрасли. Был отменен акциз, взимаемый как при реализации газа на внутреннем рынке, так и на экспорт. Пересмотрены ставки НДПИ (введена адвалорная ставка) и экспортной пошлины.

Наименование налоговых выплат	Ставка, действующая до 01.01.2004 г.		Ставка, действующая после 01.01.2004 г.
	Внутренний рынок и страны СНГ	Экспорт
Природный газ
Акциз, в %	15,0%	30,0%	0,0%
НДПИ	16,5%	16,5%	107 руб./1000 м3
Экспортная пошлина, %		5	20
Газ сепарации
Акциз, в %
НДПИ
Экспортная пошлина, %
Газовый конденсат
Акциз, в %
НДПИ
Экспортная пошлина, %

Общий перечень платежей за пользование недрами закреплен в Ст. 39 Раздела 5 Федерального закона «О недрах». В него включены:

• разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии (бонусы);
• регулярные платежи за пользование недрами;
• плата за геологическую информацию о недрах;
• сбор за участие в конкурсе (аукционе);
• сбор за выдачу лицензий.

Основной отличительной особенностью бонусов является возможность перераспределения сроков получения ренты государством, а также балансировка общего размера изымаемой ренты. Существующая система расчета бонусов несовершенна и позволяет значительно занижать его размеры. Путем установления бонусов можно изымать часть природной ренты у недропользователя, однако для этого потребуется пересмотреть методы его расчета заложив в качестве базы для расчета, например стоимостную оценку месторождений.

Ренталс дает возможность государству получать систематический (в отличие от бонусов) доход с момента заключения лицензионного соглашения. Размер арендной платы должен балансировать между побуждение производителя к освоению территорий и значительным удорожанием стоимости проведения геолого-разведочных работ, в стимулировании которых заинтересовано само государство. Государство может устанавливать прогрессивные ставки арендной платы, увеличивающиеся с течением времени, с размером этой территории, или же смешанного типа, а также на ограниченный период (например, до начала добычи), однако в настоящее время это не используется.

Размер платы за геологическую информацию о недрах, сбор за участие в конкурсе (аукционе) и сбор за выдачу лицензий не имеет существенного значения при формировании схемы изъятия природной ренты и поэтому подробно не рассматривается.

Что касается налоговых изъятий, то они определены в Налоговом Кодекск Российской Федерации и включают в себя:

2.1. Бонус

В соответствии со ст. 40 Раздела 5 Федерального закона «О недрах», разовые платежи за пользование недрами выплачиваются при наступлении определённых событий, оговорённых в лицензии (в Федеральном законе «О соглашениях о разделе продукции» от 30 декабря 1995 г. № 225-ФЗ такие платежи получили название «бонусы»).

Действующим законодательством (Федеральный закон «О недрах») минимальные (стартовые) размеры бонусов определены в размере не менее 10% от величины суммы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в расчёте на среднегодовую проектную мощность добывающей организации. Окончательные размеры разовых платежей за пользование недрами устанавливаются по результатам конкурса или аукциона и фиксируются в лицензии на пользование недрами.

Принятый для их расчёта подход позволяет искусственно занижать стартовые платежи. Связано это с тем, что расчёт стартовых бонусов основывается на среднегодовой проектной мощности добывающей организации, которая не всегда соответствует фактической, а также на ценах на конкретный вид минерального сырья, которые, также не являются постоянными.

Хотя принятые по итогам конкурсов (аукционов) размеры бонусов выше стартовых, тем не менее, доля бонуса на стоимость единицы запасов полезных ископаемых невелика.

Во многих западных странах бонусы занимают значительный удельный вес в платном недропользовании. Так, в США сумма бонусов в отдельные годы превышает 25% в доходах от недропользования.

2.2. Ренталс

В соответствии со ст. 43 Раздела 5 Федерального закона «О недрах» к регулярным платежам за пользование недрами отнесли платежи за право на поиски и оценку месторождений полезных ископаемых (ренталс).

Размеры регулярных платежей за пользование недрами определяются в зависимости от экономико-географических условий, размера участка недр, вида полезного ископаемого, продолжительности работ, степени геологической изученности территории и степени риска.

Ставка регулярного платежа за пользование недрами устанавливается за один квадратный километр площади участка недр в год.

Конкретный размер ставки регулярного платежа за пользование недрами должен быть установлен исполнительным органом государственной власти субъекта Российской Федерации по представлению территориального органа в области управления государственным фондом недр отдельно по каждому участку недр, на который в установленном порядке выдается лицензия на пользование недрами, и который имеет местонахождение на территории соответствующего субъекта Российской Федерации, в следующих пределах (рублей за 1 кв. км участка недр):

	Ставка
	Минимальная	Максимальная
1. Ставки регулярных платежей за пользование недрами в целях поиска и оценки месторождений полезных ископаемых
Углеводородное сырье	120	360
Углеводородное сырье на континентальном шельфе РФ и в исключительной экономической зоне РФ, а также за пределами РФ на территориях, находящихся под юрисдикцией РФ	50	150
2. Ставки регулярных платежей за пользование недрами в целях разведки полезных ископаемых
Углеводородное сырье	5 000	20 000
Углеводородное сырье на континентальном шельфе РФ и в исключительной экономической зоне РФ, а также за пределами РФ на территориях, находящихся под юрисдикцией РФ	4 000	16 000
3. Ставки регулярных платежей за пользование недрами при строительстве и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых
Хранение нефти и газоконденсата (рублей за 1 тонну)	3,5	5,0
Хранение природного газа и гелия (рублей за 1 000 куб. м)	0,20	0,25

Сумма регулярных платежей за пользование недрами включается организациями в состав прочих расходов, связанных с производством и реализацией, учитываемых при определении налоговой базы по налогу на прибыль организаций, в течение года равными долями.

Регулярные платежи за пользование недрами не взимаются с пользователей недр, осуществляющих:

§ пользование недрами для регионального геологического изучения;

§ пользование недрами для образования особо охраняемых геологических объектов;

§ разведку полезных ископаемых на месторождениях, введённых в промышленную эксплуатацию, в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи этих полезных ископаемых;

§ разведку полезного ископаемого в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи этого полезного ископаемого.

Применение ренталс в практике платного недропользования за рубежом встречается редко, поскольку дополнительные платежи не стимулируют, а только удорожают проводимые геологоразведочные работы (ГРР). Эти платежи составляют ничтожно малый удельный вес в общей сумме платежей за недра.

2.3. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

Налог на добычу полезных ископаемых был введен в соответствии с Федеральным законом от 08.08.2001 № 126-ФЗ, которым во вторую часть НК РФ была включена соответствующая глава.

Объектом налогообложения признается продукция горнодобывающей промышленности, содержащаяся в фактически добытом из недр минеральном сырье, первая по своему качеству соответствующая одному из перечисленных Законом стандартов.

При этом, оценка стоимости единицы добытого полезного ископаемого производится исходя из выручки от реализации добытых полезных ископаемых, без налога на добавленную стоимость и акциза, уменьшенных на сумму расходов налогоплательщика по доставке, включая сумму таможенных пошлин и сборов при внешнеторговых сделках.

Налоговая ставка при добыче:

• попутного газа — 0%;
• газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья — 17,5%;
• газа горючего природного из видов месторождений углеводородного сырья — 107 рублей за 1000 кубических метров (включая газ сепарации?).

При этом налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов этих полезных ископаемых уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем лицензионном участке, с коэффициентом 0,7.

Следует отметить, что в отношении добычи нефти НК РФ установлена ставка НДПИ, которая в период с 1 января 2002 г. по 31 декабря 2006 г. составляет 347 рублей за одну тонну. При этом данная налоговая ставка применяется с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть.

Стоит отметить, что ст. 13 НК РФ предусматривает введение налога на дополнительный доход от добычи полезных ископаемых. Однако в настоящее время предложения по вопросу установления данного налога находятся в стадии формирования.

Разработчики НДПИ к его достоинствам относят простоту расчета и возможность противодействия трансфертным ценам, используемым крупными вертикально-интегрированными нефтяными компаниями для сокращения налогооблагаемой базы. Противники же вновь введенного налога отмечают его направленность к усреднению налоговой нагрузки.

Налог на добычу. Гибкие ставки налога на добычу. При введении налога полностью исключена дифференциация в зависимости от горно-геологических, экономико-географических условий, а также текущего состояния разработки нефтегазовых объектов.

В мировой практике регулирования углеводородов ставки специальных (рентных) налогов напрямую зависят от рентабельности добычи или связаны с уровнями производительности скважин, объемами добычи, этапами освоения.

Налог на добычу не учитывает особенности разработки запасов углеводородного сырья. В новых условиях предусмотрены льготные условия только при добыче полезных ископаемых: в части нормативных потерь; при разработке остаточных запасов пониженного качества или ранее списанных запасов; из отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, а также попутного газа.

Применение гибких схем взимания специальных налогов особенно важно для освоения трудноизвлекаемых запасов, которые в России составляют значительную долю в общем объеме ресурсов. Горно-геологические условия разработки месторождений и качество запасов значительно различаются между объектами. При единой ставке компании, осваивающие лучшие месторождения, оказываются в более выгодных условиях, получая сверхприбыли. В тоже время компании, разрабатывающие менее производительные месторождения, будут малоэффективными.

Применение гибких ставок налога будет способствовать развитию сектора независимых нефтяных компаний, поскольку такие компании занимаются преимущественно разработкой мелких и средних месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Целесообразность применения гибких схем налогообложения обусловлена и тем, что финансово-экономические показатели освоения месторождений и качество запасов изменяются в процессе эксплуатации. В Налоговом кодексе должен быть определен перечень критериев, в соответствии с которыми применяется льготный режим при добыче истощенных запасов углеводородов. Права по определению конкретных параметров регулирующих показателей целесообразно предоставить региональным органам власти, поскольку они лучше знают особенности добычи на конкретных объектах в пределах своей территории.

При взимании налога на добычу необходимо предусмотреть дополнительные регулирующие меры, направленные на стимулирование: добычи из малодебитных, низкорентабельных скважин и месторождений; восстановления бездействующих скважин; разработки новых месторождений.

Лицензионные соглашения. В рамках новой налоговой системы государством осуществлен односторонний пересмотр договорных условий лицензионных соглашений, в которых устанавливались индивидуальные для каждого месторождения ставки регулярных платежей за право пользования недрами. Эти ставки определялись по результатам конкурсов (аукционов) на получение прав пользования недрами. Новое налоговое законодательство ставит задачу уточнения условий всех уже заключенных лицензионных соглашений. В результате изменения условий налогообложения был подвергнут определенной ревизии и принцип «двух ключей» (поскольку лицензии выдаются совместным решением федеральных и региональных органов власти), закрепленный в российском законодательстве при регулировании сферы недропользования.

2.4. Таможенные пошлины

В настоящее время применяются ввозная и вывозная таможенные пошлины на природный газ.

Импортная пошлина на газ не имеет существенного значения, так как газ в Россию практически не ввозится. Хотя для будущего развития рынка газа в Российской Федерации перспективы его импорта из центрально-азиатских республик бывшего СССР обязательно должны учитываться. В качестве одного из инструментов влияния на импорт газа и регулирования внутрироссийского рынка газа может быть использована как раз ввозная таможенная пошлина.

Вывозная таможенная пошлина на газ имеет гораздо более существенное значение. Взимание экспортной пошлины на газ, кроме чисто фискальных целей, позволяет решать еще и другие государственные задачи. Во-первых, это регулирование рынка газа, а, во-вторых, — изъятие избыточной природной ренты. В настоящее время данные функции распределены между экспортной пошлиной и налогом на добычу полезных ископаемых. При чем, ни каждый из данных налогов по отдельности, ни все они вместе не обеспечивают решение сформулированных задач.

Ввозная таможенная пошлина на природный газ установлена в размере 5 процентов от таможенной стоимости либо евро.

Ставка вывозной таможенной пошлины на газ природный в газообразном состоянии, вывозимый с территории Российской Федерации за пределы государств — участников соглашений о Таможенном союзе установлена в размере 30% от таможенной стоимости.

Экспортная пошлина. Существенное влияние на формирование доходов федерального бюджета оказывают экспортные пошлины на углеводородное сырье. Они влияют и на облагаемую базу для налогов, зависящих от стоимости реализованной продукции таких, например, как налог на прибыль, в последующем — и налог на добычу, а эти налоги очень важны с точки зрения наполнения бюджетов сырьевых территорий. Величина пошлины будет учитываться и при расчете справочных цен, переход к применению которых для налогообложения добычи углеводородного сырья планируется в 2005 году.

С начала 2002 года используется новая гибкая шкала предельных ставок вывозных таможенных пошлин для нефти, которая зависит от уровня мировых цен (пошлина не взимается при цене ниже 109,5 долл./т):

· 35% от разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней ценой нефти марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) и 109,5 долл. (при цене нефти в интервале между 109,5 и 182,5 долл. за тонну);

• 25,53 долл. «плюс» 40% от разницы между ценой нефти и 182,5 долл. (при превышении ценой нефти уровня 182,5 долл. за тонну).

Важно, что уровень экспортной пошлины стал регулироваться Законом РФ, поэтому правила ведения бизнеса стали более понятными и предсказуемыми для инвесторов. Ранее ставки регулировались Постановлениями Правительства в соответствии со шкалой, которая не была утверждена федеральным законом. Новая формула взимания экспортной пошлины является линейной, что позволяет избежать резких колебаний ставки при небольших изменениях цен вблизи пороговых значений, как это имело место в случае ступенчатой шкалы.

Основные элементы системы налогообложения нефтегазового сектора в соответствии с Налоговым кодексом РФ по состоянию на начало 2002 г. представлены в табл. 1.

Таблица 1

Налогообложение нефтегазового сектора России

(в соответствии с Налоговым кодексом с 1 января 2002 г.)

Вид налога	Распре-деление	Ставка налога	Налоговая база
Акциз на природный газ	ФБ — 100%	15-30%	Стоимость реализованного транспортированного природного газа
Налог на добычу:
— природный газ	ФБ — 80% РБ — 20%	16,5%	Стоимость добытого природного газа
Регулярные платежи при пользовании недрами:
— поиск и оценка	ФБ — 40% РБ — 60%	120-360 руб./кв. км	Площадь участка недр
— разведка	ФБ — 40% РБ — 60%	5-20 тыс. руб./кв. км	Площадь участка недр
Разовые платежи за право на добычу	ФБ — 40% РБ — 60%	Не менее 10%	Величина налога на добычу в расчете на среднегодовую проектную мощность
Экспортная пошлина	ФБ — 100%	35-40%	При цене нефти на мировых рынках свыше 15 $/барр.
Налог на имущество	РБ — 100%	2%	Среднегодовая стоимость имущества
Налог на прибыль	По ставке: ФБ — 7,5% РБ — 14,5% МБ — 2%	24%	Полученный доход, уменьшенный на величину произведенных расходов

Раздел 3. Существующие проблемы

Основные факторы, влияющие на уровень абсолютной ренты в газовой промышленности:

(1) олигополия в системе международных поставок газа;

(2) ограниченность транспортных коммуникаций для поставок газа на международный рынок;

(3) степень геологической изученности перспективных территорий и акваторий (объем геологоразведочных работ в перспективных регионах в значительной мере влияет на возможность открытия и вовлечения в хозяйственный оборот новых месторождений нефти);

(4) емкость технологических систем и средств, основанных на использовании газа;

(5) макроэкономические и демографические процессы в странах — крупнейших потребителях газа, влияющие на величину совокупного импортного спроса в мире;

(6) технологический уровень поисков и разведки месторождений газа в значительной мере влияет на эффективность ГРР и прирост запасов;

(7) организационно-экономические условия и внеэкономические факторы, влияющие на возможность вовлечения запасов газа в хозяйственный оборот (экологические требования, государственные ограничения на проведение геологоразведочных работ и эксплуатацию месторождений, лицензионная политика, налоговые и иные условия оказывают воздействие на уровень активных запасов).

Один из факторов, определяющих уровень дифференциальной ренты, — издержки воспроизводства минерально-сырьевой базы.

Если сложившийся уровень цен, как на мировом, так и на российском рынке разведанных запасов нефти, в среднем соответствует уровню издержек, необходимых для обеспечения их прироста, то в случае с месторождениями газа это еще далеко не так.

При принятии оперативных хозяйственных решений о необходимости проведения геологоразведочных работ (получение лицензии на геологическое изучение недр, заключение сервисного контракта с риском и др.) либо приобретении запасов (покупка концессии и др.) недропользователи ориентируются на соотношение стоимостных пропорций. В последние годы среди крупнейших российских, иностранных и международных ВИНК отмечается тенденция к расширению сырьевой базы за счет покупки уже разведанных запасов.

Назовем основные природные факторы, влияющие на уровень дифференциальной ренты в газовой промышленности:

(1) различия в глубине залегания запасов и ресурсов газа по месторождениям;

(2) климатические условия;

(3) различия в составе горных пород по месторождениям;

(4) различия в термобарических условиях залегания газоносных пластов по месторождениям;

(5) различия в химическом составе газа и конденсата по месторождениям;

(6) особенности географического расположения месторождений.

Основные антропогенные факторы, влияющие на уровень дифференциальной ренты в газовой промышленности:

(1) различия в технологическом уровне эксплуатации газовых месторождений;

(2) различия в технологическом уровне очистки и подготовки газа к транспорту;

(3) региональные различия в емкости технологических систем и средств, основанных на использовании газа;

(4) организационно-экономические условия, влияющие на возможность использования конкретных технологических систем (ограничения на использование импортного оборудования, соотношение курсов национальных валют и др.);

(5) различия в стадиях разработки.

Основными механизмами перераспределения ренты являются налогообложение и манипулирование уровнем затрат. Как правило, западные компании завышают объем затрат, особенно при работе за границей. Налоговое бремя в газовой промышленности варьируется по странам мира в основном от 20% до 85% в цене продаж, что позволяет изымать значительную часть доходов рентного характера, при этом обеспечивая высокую коммерческую эффективность инвестиций.

Существующие налоги угнетают развитие независимой газодобычи

Независимые производители платят налогов в 2,6 раза больше прежнего (до изменений в НК). Ситуация для последних усугубляется еще и тем, что 75% их товарного газа приходится на газ сепарации, себестоимость производства которого в 2 раза выше себестоимости добычи с сеноманских залежей, разработкой которых в основном занимается «Газпром».

Формулировка добытого полезного ископаемого

Формулировка добытого полезного ископаемого затрудняет перенос установления НДПИ на газоконденсатную смесь, получаемую непосредственно из скважины.

Проблема взимания акциза с реализации среднеазиатского газа

А повышение экспортной пошлины в 4 раза создаст невозможность восполнения за счет газа нероссийского (среднеазиатского) происхождения недостатка газа российского происхождения (добыча которого становится при новой системе налогообложения нерентабельной), поскольку при 20%-ной таможенной пошлине продажа безакцизного среднеазиатского газа будет убыточна даже при поставках в дальнее зарубежье. В этих условиях имеющие особое геополитическое значение интеграционные процессы в газовой промышленности практически будут сведены на нет, и фактически будут сорваны переговоры по заключению контрактов на покупку туркменского газа в размере 10 млрд. куб. м, так как дополнительные убытки ОАО «Газпром» по операции, связанной с покупкой и реализацией газа среднеазиатского происхождения, составят порядка 7 млрд. рублей.

НДПИ не учитывает рентный характер налогообложения

Он направлен на изъятие доходов у предприятий, находящихся в худших условиях деятельности, в пользу тех, кто работает в более лучших условиях и имеет сверхдоходы. Как правило, предприятия, имеющие сверхдоходы от эксплуатации месторождений, осуществляют так называемый «экономический отбор запасов», характеризующийся сверхбыстрыми темпами отбора, не учитывающими принципы рационального недропользования, лежащие в основе законодательства о недрах.

Правила учета

Второй месяц подряд доходы бюджета от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) бьют все рекорды — за январь — февраль налоговики собрали его вдвое больше, чем год назад. Сбор остальных налогов растет гораздо медленней. Однако скачок поступлений по НДПИ — феномен статистический, связанный с изменениями в правилах уплаты налога.

Зато для газовиков НДПИ был повышен вчетверо — c 23,4 руб. до 107 руб. за 1000 кубометров одновременно с отменой акциза на газ.

Сильнее увеличился НДПИ, уплачиваемый газовиками. По расчетам Олега Максимова из «Тройки Диалог», «Газпром» должен заплатить в этом году $2,3 млрд НДПИ против $0,67 млрд год назад. По данным «Газпрома», головная компания холдинга в феврале заплатила НДПИ 5,3 млрд руб. , а год назад — 1,4 млрд руб. Всего НДПИ со всего добытого в стране газа может составить порядка 10,3 млрд руб. против 2,5 млрд руб. год назад, считает Мошков.

Чиновник МНС объясняет двухкратный рост налога тем, что год назад изменились сроки его уплаты. До 2003 г. добывающие компании ежемесячно платили аванс по НДПИ, а по окончании квартала выплачивали оставшуюся сумму налога минус авансы. Как правило, 90% суммы выплачивалось налоговикам авансами, рассказывает представитель крупной нефтяной компании. Год назад налоговый период был уменьшен с квартала до месяца, и сейчас компании ежемесячно платят НДПИ по результатам добычи в предыдущем месяце. Прошлогодний январь в результате оказался переходным месяцем, когда сбор НДПИ был очень низким. А с февраля 2003 г. налог выплачивается так же, как сейчас. В феврале 2004 г. сбор НДПИ превысил прошлогодний на 14,6%.

Излишние доходы нефтяников и газовиков

Рост доходов сырьевых компаний и решения их владельцев относительно распоряжения полученными доходами привели к тому, что многие заговорили о необходимости изъятия природной ренты и ее перераспределении. Идея изъятия сверхдоходов завоевывала умы экспертов и политиков прямо на глазах.

В СССР, в плановой экономике, была попытка вычислить природную ренту для каждого из 70 нефтегазодобывающих управлений Советского Союза и довести чуть ли не до каждой скважины, но каждый раз эти попытки проваливались.

Прочее

При этом следует иметь в виду специфику системы налогообложения газовой промышленности, которая характеризуется, прежде всего, ярко выраженной фискальной направленностью, состоящей в том, что основными видами взимаемых налогов являются оборотные налоги (НДС, акциз, экспортная пошлина, НДПИ), то есть налоги, которые уплачиваются в прямой зависимости от стоимости продукции, независимо от условий и результатов деятельности организаций, а также от величины произведенных расходов.

На такие налоги не распространяется действие межправительственных соглашений об избежании двойного налогообложения, что является определенным препятствием для привлечения иностранных инвестиций в газовую промышленность. Доля вышеперечисленных налогов в общей сумме налоговых платежей по системе ОАО «Газпром» составляет 86,6 процента, в том числе НДС — 20,7%, акциз — 47,7%, экспортная пошлина — 11,1%, НДПИ — 7,1 процента. Причем в течение последних лет идет четкая тенденция к увеличению их удельного веса в условиях, когда поставки природного газа на внутренний рынок при жестком государственном регулировании оптовых цен на газ являются убыточными.

Различия между системой взимания рентных платежей при добыче нефти и газа

Рассмотрим основные этапы возникновения рентных платежей при добыче нефти и газа и определим разницу, порождающую возникновение различных подходов к ее взиманию. Добыча. Истощение разрабатываемых месторождений, что характерно как для нефти, так и для газа, постепенно приводит к необходимости введения в эксплуатацию новых месторождений стоимость добычи ресурсов на которых требует больших затрат, а значит и уменьшает общий размер ренты, который можно получить с этих месторождений. Однако если при добычи нефти проблемой является наличие газового фактора в добываемой скважинной жидкости, то при добыче газа проблемой является наличие жидких углеводородов (конденсата), которые необходимо утилизировать. Транспорт. В настоящее время добываемый в России газ транспортируется по магистральным трубопроводам непосредственно до потребителей и альтернативы этому виду транспорта пока нет. Такая ограниченность в транспорте привязывает производителя к существующим рынкам на долгосрочный период, ограничивая ликвидность его товара. Техническая процедура хранения значительных объемов газа продолжительный срок также довольно затруднительна из-за отсутствия инфраструктуры необходимых мощностей. Рынки сбыта. Создание транспортной инфраструктуры требует значительных капитальных вложений, что предопределяет последующую долгосрочную привязку производителя к данному рынку и, в определенном смысле ограничивает волотильность этого рынка. Основные рынки сбыта российского газа в Европе находятся только в начале либерализации и сектор спотовых продаж на них слабо развиты. Кроме того, основная часть российского газа вообще поставляется внутренним потребителям России по ценам, регулируемым государством. Фактически государственное регулирование оптовых цен на природный газ можно рассматривать как часть системы изъятия рентных платежей в газовой отрасли.

4. Предложения по изменению действующей системы изъятия ренты

Особое значение для газовой отрасли будет иметь внесение изменений в элементы налогообложения (объект, база, налоговый период, ставка, порядок и сроки исчисления и уплаты) по следующим видам налогов и сборов: налог на пользование недрами, налог на дополнительный доход от добычи углеводородов, таможенная пошлина (все относятся к федеральным налогам и сборам), а также налог на имущество организаций (региональный налог).

Дифференциация ставок НДПИ

Критерий: Горно-геологические условия

В целях повышения эффективности функционирования налоговой системы, отражения экономической сущности данного налога представляется целесообразным провести дифференциацию данных налоговых ставок в зависимости от природно-геологических условий.

В соответствии с мировой практикой, при начислении и взимании рентных налогов и платежей часто применяются ставки данных налогов и платежей, дифференцированные в зависимости от различных факторов, характеризующих сложность разработки конкретных месторождений и возможности извлечения содержащихся в них запасов (природно-геологические условия), что позволяет создать объективные критерии эффективности производственно-хозяйственной деятельности в сфере недропользования и создать стимулы для разработки трудноизвлекаемых запасов.

В конце 2003 года Минэкономразвития РФ закончило разработку математической модели, позволяющей дифференцировать ставку НДПИ в зависимости от качества месторождения. При определении ставки налога планируется учитывать глубину залегания, качество нефти, литологические особенности, выработанность месторождения и другие характеристики числом не более 10. А итоговый коэффициент может колебаться от 0,7 до 1,3 к ставке, рассчитанной по нынешней методике.

Налог на дополнительный доход

В Минфине к предложению дифференцировать ставку налога на добычу относятся скептически. По их мнению сделать ставку НДПИ дифференцированной невозможно.
Четкого механизма для того, чтобы определить, хорошее это месторождение или нет, не существует. Поэтому министерство предлагает ввести налог на дополнительный доход (НДД), который будет взиматься в процентах от объема доходов компании, превышающих расходы. Одновременно будут рассматривать два налога: ставку НДПИ будут понижать, а ставку НДД повышать.

Кроме того, ведомства не решили, как учитывать расходы по старым месторождениям. МНС тогда уверяло, что не сможет проверить достоверность учета расходов по месторождениям, например, инвестиции времен СССР в Ромашкинское месторождение, которое сейчас эксплуатируется «Татнефтью».

Взимание НДД планируется осуществлять после того, как компания возместит все понесенные на разработку проекта затраты по каждому лицензионному участку. Иными словами, будет установлен определенный порог доходности, при превышении которого будет взиматься НДД.

Существует мнение, что главный недостаток НДД в том, что компании, не использующие современные технологии, будут платить налог меньше, чем нефтяники, добившиеся снижения затрат.

Понятно, что НДД не учитывает индивидуальные особенности скважин и не стимулирует снижение затрат за счет использования современных технологий. Кроме того, введение дополнительного налога не будет способствовать повышению уровня администрирования и приведет к неоправданному увеличению количества налогов.

В конце января думская фракция «Родина» направила в правительство России законопроект о «Дифференцированном налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов». Законопроект, подготовленный лидером фракции Сергеем Глазьевым и депутатом Сергеем Прощиным, предлагает облагать выручку нефтяников дополнительным налогом, ставка которого колеблется от 15% (при выручке от 10% до 20% от расходов) до 60% (при выручке, в два раза превышающей расходы). Налоги и экспортные пошлины депутаты предлагают из этой выручки не вычитать, а налог платить отдельно с каждого месторождения.

Прочее

19/03/04 Основная часть дополнительного дохода нефтяного сектора будет изыматься в бюджет через экспортную пошлину, сообщили журналистам глава Минфина Алексей Кудрин и глава Минэкономразвития Герман Греф по окончании заседания коллегий двух ведомств. «НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) будем брать больше на высоких ценах (на нефть), — сказал Кудрин. Греф в свою очередь добавил: «Экспортная пошлина повысится на высоких ценах, что позволит извлечь дополнительные доходы (нефтяников)». Повышение НДПИ может повлиять на внутренние цены на нефть, а экспортная пошлина позволит этого избежать, пояснил министр финансов. По его словам, при цене до $27 за баррель бюджет может получить дополнительно до $2 млрд, при цене до $24 за баррель бюджет получит, по расчетам министерств, $900 млн дополнительно.

Источники

1. Цены на российские энергоносители и вступление в ВТО, Институт комплексных энергетических исследований,

2. НиК 07-08/03

3. Письмо Б.Д.Юрлова А.Д.Жукову от 23 мая 2003 года

Глава 9. Налогообложение сверхприбыли
от добычи углеводородов[5]

1. Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов: мировой опыт

· Рис. 1

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

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.

· Таблица 1

2. Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов в России

Можно привести ряд соображений в пользу сохранения в краткосрочной перспективе экспортных пошлин на нефть. 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.

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).

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).

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 газа 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 газового сектора будет незначительным, так как удельный вес новых месторождений в общей добыче нефти в России достаточно мал.

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:

1. Акциз

2. НДД

3. Специальный налог на прибыль

4. Специальный адвалорный налог

5. Роялти.

Рассмотрим более подробно преимущества и недостатки каждого из указанных вариантов.

2. НДД.

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, 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.

4. Специальный адвалорный налог.

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.

Сильными сторонами предлагаемого подхода являются:

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

2. 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.

3. 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).

5. Роялти

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.

---

[1] Ст. 1.2 Закона РФ «О недрах» от 21 февраля 1992г. № 2395-1 гласит, что «недра в границах территории Российской Федерации, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной собственностью».[2] Здесь и далее под налоговой системой будет пониматься совокупность налоговых и рентных платежей.[3] Д. Рикардо в своей книге «Начала политической экономии и налогового обложения» (1817) определяет ренту, как долю продукта земли, которая уплачивается землевладельцу за пользование первоначальными и неразрушимыми силами почвы. Логика Рикардо проста: никто не платит ренты за пользование воздухом и водой (как и любым другим даром природы, существующим в неограниченном количестве). «Точно так же пивовар, водочный заводчик, красильщик постоянно пользуются воздухом и водой при производстве своих товаров; но так как запасы их безграничны, то за них не платится никакой цены». Исходя из этого, Рикардо приходит к выводу, что «рента платится за пользование землей только потому, что количество земли не беспредельно, а качество ее неодинаково».

[4] Следует отметить, что в ряде случаев экономический эффект от внедрения некоторых технологических решений может быть сведен лишь к максимизации дисконтированного финансового потока инвестора, в ущерб интересам долгосрочного стабильного развития нефтегазодобывающего региона. Это отчасти может относиться к методам интенсификации добычи (гидроразрыв пласта и др.), когда чрезмерное увеличение текущих отборов на начальной стадии разработки может привести к ее последующему резкому падению. В этом случае в течение начального периода эксплуатации компания-оператор получает сверхдоход в виде технологической ренты; при этом дальнейшая разработка месторождения может стать экономически нецелесообразной.

[5] Автор выражает признательность М.Алексееву, Е.Гайдару, Р.Конраду, С.Синельникову-Мурылеву и С.Шаталову за помощь и ценные замечания, сделанные в ходе подготовки данной главы.