Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов

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

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

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

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

1 НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ СВЕРХПРИБЫЛИ ОТ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ: МИРОВОЙ ОПЫТ

Государство выполняет двойственную фискальную роль в отношении нефтегазового сектора: оно является высшей налоговой властью и собственником природных ресурсов. Налоговая система, конструируемая так, чтобы отразить эту двойственность, должна сочетать получение государством соответствующих доходов и адекватные стимулы для потенциальных инвесторов, обеспечивающие экономическую эффективность нефтегазовых проектов.

Главная фундаментальная цель налоговой системы для нефтегазового сектора состоит в обеспечении того, чтобы государство получало соответствующую плату за свои природные ресурсы и распределяло доходы от их эксплуатации так, чтобы содействовать устойчивому экономическому росту и получению долгосрочной прибыли. Для достижения этой цели налоговая система и налоговое администрирование должны быть простыми и прозрачными, основанными на легко доступных данных и легко контролируемыми. Для государства важно не подвергать бюджет чрезмерной изменчивости доходов в течение процесса реформирования и обеспечить стабильность налоговых поступлений. Соответствующее распределение доходов между федеральным и региональным уровнями власти и гармонизация с другими налогами должны сделать такую систему политически приемлемой. Наконец, налоговая реформа должна создавать режим, конкурентоспособный на международном уровне (см. Nellor D., Sunley E. Fiscal Regimes for Natural Recource Producing Developing Countries. IMF Paper on Policy Analysis and Assessment, 1994).

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

Необходимость применения специальных налоговых инструментов при налогообложении нефтегазового сектора обусловлена ограниченностью и невозобновляемостью этих ресурсов. В той степени, в какой ресурс является ограниченным и незаменимым, его цена может включать некоторую сумму сверх минимальной цены, по которой этот ресурс будет произведен; эта минимальная цена включает в себя производственные затраты плюс некоторый уровень прибыли, который является достаточным, чтобы сделать инвестиции привлекательными.

Дополнительная стоимость ресурса сверх этой минимальной цены известна как экономическая, или ресурсная, рента. Эта рента может рассматриваться как стоимость самого ресурса, которая целиком принадлежит обществу. Если компания получила прибыль, которая достаточна, чтобы побудить ее инвестировать, то для государства является возможным изъять полученную производителем сверхприбыль, или ренту, без ограничения инвестиций. Такое изъятие обеспечит нации ее долю прибыли, получаемой от разработки принадлежащих ей природных ресурсов. Средства, которые использует государство для изъятия ренты, представлены на рис.1.

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

Рисунок 1 Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa, 1994, р. 7.

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

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

Налоговый режим, который основывается не только на подоходном налогообложении, но и на роялти, генерирует относительно более стабильные и более равномерно распределенные во времени налоговые поступления. Рис. 2 иллюстрирует результаты применения двух различных налоговых режимов на примере гипотетического проекта разработки месторождения минеральных ресурсов.

Рисунок 2 Источник: International Monetary Fund.

Режим А основан на применении налога на доход, взимаемого по ставке 35%, при обеспечении ускоренного возмещения капитальных затрат. Режим В включает налог на доход и роялти. Налог на доход взимается по ставке 20% и не предусматривает ускоренного возмещения капитальных затрат. Ставка роялти составляет 7,5% стоимостиреализованной продукции. Доходы государства по каждому налоговому режиму рассчитаны при трех сценариях: базовом и при высоких и низких ценах на минеральные ресурсы.

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

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

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

Предлагаемый для России налог на дополнительный доход от добычи углеводородов, ставка которого определяется соотношением накопленного дохода и накопленных затрат, то есть значением Р-фактора (см. п.2.2 настоящей главы), является одним из группы платежей, известных как рентные налоги на природные ресурсы. Рентный налог на природные ресурсы был первоначально разработан в Австралии. Исчисление налога предусматривало весьма значительное увеличение произведенных затрат, невозмещенных в текущем году.

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

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

Таблица 1 - Индонезия 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.

Таблица 2 - Нигерия 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.

Таблица 3 - США, Аляска (оффшорные месторождения) Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Таблица 4 - США, Аляска (суша) Источник: Barrows. World Fiscal Systems for Oil. New York: Barrows, 1994.

Таблица 5 - Великобритания (после 1985 г.) Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Таблица 6 - Норвегия 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.

Таблица 7 - Китай (оффшорные месторождения) Источник: Johnston D. International Petroleum Fiscal Systems and Production Sharing Contracts. Tulsa: PennWell Publishing Co, 1994.

Таблица 8 - Казахстан 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).

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

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

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

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

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

Рисунок 3 Источник: International Monetary Fund

2 НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ СВЕРХПРИБЫЛИ ОТ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ В РОССИИ

2.1 Существующая система налогообложения добычи углеводородов

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

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

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

Основным правовым актом, регулирующим отношения в недропользовании, стал Закон РФ от 21.02.92 N2395-1 «О недрах». Наиболее важными положениями данного закона явились разграничение сфер компетенции Федерации и ее субъектов в вопросах недропользования, введение лицензирования прав на пользование недрами на конкурсной или аукционной основе и определение сроков пользовании недрами (5 лет при проведении геологоразведочных работ, 20 - при разработке месторождений и 25 лет - при их совмещении), установление системы платежей при пользовании недрами, состоящей из акцизов на отдельные виды минерального сырья, платежей за пользование недрами (роялти) и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

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

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

По постановлению Правительства РФ от 08.04.97 N408 «О дифференцированных ставках акциза на нефть, включая газовый конденсат, добываемую на территории Российской Федерации» с 21 января 1997 г. средняя ставка акциза была установлена на уровне 55 000 руб./т. При этом ежемесячная индексация ставок акциза была отменена.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 9 - Влияние существующей системы налогообложения и девальвации рубля на эффективность производства нефти, руб./т Источник: оценки Всемирного банка.

В условиях падения мировых цен весьма наглядно проявился регрессивный характер акциза. По нашим оценкам, при падении доли прибыли в цене экспортируемой нефти с 23,2% в декабре 1997 г. до 3,6% в июле 1998 г. удельный вес акциза в цене повысился с 8,5 до 13,2% (табл. 10, рис. 4).

Рисунок 4 Источник: расчеты автора.

В результате девальвации рубля и обусловленного этим значительного увеличения разрыва между затратами на производство и выручкой от реализации продукции на внешнем рынке прибыльность экспорта резко возросла. По нашим оценкам, в сентябре 1998 г. чистая прибыль от экспорта нефти достигла 29,8 долл./т, а к концу года под влиянием падения мировых цен снизилась до 20,2 долл./т (т.е. составляла 34-40% от цены экспортируемой нефти). Величина же акциза в условиях девальвации сократилась как в абсолютном, так и в относительном выражении. Если в июле 1998 г. акциз составлял 8,8 долл./т, то в декабре 1998 г. - лишь 2,8 долл./т, или 4,7% цены экспорта.

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

Таблица 10 - Влияние падения мировых цен и девальвации рубля на эффективность экспорта нефти и налоговые изъятия в 1998 г., долл./т Источник: расчеты автора по данным Госкомстата России и Минтопэнерго России.

Девальвация рубля актуализировала вопрос об изъятии сверхприбыли в нефтяном секторе, получаемой в результате значительного увеличения разрыва между ценами реализации нефти на внешнем рынке и реальными затратами на производство. Одним из возможных решений проблемы в этих условиях могло бы стать существенное повышение (индексация) акциза на нефть. Такое повышение неизбежно привело бы, однако, к росту внутренних цен на нефть (по крайней мере на величину увеличения акциза), что могло бы негативно повлиять на экономическую динамику и стимулировать инфляционные процессы в экономике.

Стремясь избежать негативного эффекта повышения акциза, правительством было принято решение восстановить раздельный режим налогооложения для продаж нефти на внутреннем и внешнем рынках: ставка акциза осталась неизменной, а на экспортируемую нефть в январе 1999 г. были введены вывозные таможенные пошлины.

Ставка таможенной пошлины на сырую нефть устанавливалась в зависимости от цены российской нефти Urals на европейском рынке: при цене от 9,8 до 12,3 долл. за баррель - 2,5 евро за тонну, при цене свыше 12,3 долл. за баррель - 5 евро за тонну. Затем, в условиях роста мировых цен на нефть, в сентябре 1999 г. ставка таможенной пошлины была повышена до 7,5 евро, а в декабре, когда мировые цены на нефть достигли 25 долл./барр., - до 15 евро за тонну.

Можно привести ряд соображений в пользу сохранения в краткосрочной перспективе экспортных пошлин на нефть. Во-первых, добыча нефти неэластична. Экспорт нефти ограничен техническими возможностями существующей транспортной системы, использование мощностей которой на экспортных направлениях в настоящее время вплотную приблизилось к пределу ее пропускной способности. Поэтому включение экспортной пошлины в цену нефти (через акциз) приведет не только к росту внутренних цен на нефть, но и, в условиях ограниченного платежеспособного спроса на внутреннем рынке, к необходимости сокращения производства нефти, выводу из эксплуатации и консервации части нефтяных скважин.

Данный процесс будет иметь ряд негативных последствий: принудительное свертывание добычи ведет к потере максимально возможной добычи нефти на месторождении и снижению уровня конечного нефтеизвлечения; последующая же расконсервация нефтяных скважин (в условиях роста платежеспособного спроса) потребует значительных капитальных затрат; наконец, свертывание нефтедобычи в районах, полностью зависящих от нефтяной промышленности, неизбежно связано с негативными социальными последствиями.

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

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

2.2 Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов

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

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

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

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

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

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

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