Налогообложение сверхприбыли от добычи углеводородов

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

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

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

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

Формально предложенная схема расчета НДД может быть описана следующим образом.

1. Определение налоговой базы

ДД(t) = СУВ(t) - ПВЗ(t)

СУВ(t) = Ц(t) * V(t)

РВЗ(t) = ( ЗПР(t) - А(t) ) + КВ(t) + Н.РВЗ ( t - 1) * k ( t )

ПВЗ(t) = РВЗ(t) при РВЗ(t) Пр.ПВЗ(t)

ПВЗ(t) = Пр.ПВЗ(t) при РВЗ(t) > Пр.ПВЗ(t)

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

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

Пр.ПВЗ(t) = 100 % СУВ(t) по лицензионным участкам, по которым с даты выдачи лицензии ведется отдельный учет доходов и затрат

Н.РВЗ(t) = РВЗ(t) - ПВЗ(t) (при РВЗ > Пр. ПВЗ)

2. Определение налоговых ставок

Р - фактор(t-1) = a(t-1) / b(t-1)

где a - накопленный доход

b - накопленные затраты

a (t-1) = a (t-2) * k (t-1) + СУВ (t-1) - НДД (t-1) - НП (t-1)

b (t-1) = b (t-2) * k (t-1) + З (t-1)

З(t-1) = (ЗПР(t-1) - А(t-1) ) + КВ(t-1)

Р-фактор (t-1)- Ст. (t)

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

Р-фактор (t-1)	Cт.(t), %
до 1,00	10*
свыше 1,00 до 1,20	15
свыше 1,20 до 1,30	20
свыше 1,30 до 1,40	30
свыше 1,40 до 1,50	40
свыше 1,50 до 2,00	50
свыше 2,00	60

НДД (t) = ДД (t) * Ст. (t)

Обозначения:

ДД - дополнительный доход

СУВ - стоимость углеводородов

Ц - цена нефти (без НДС, расходов на транспортировку до покупателя и затрат на экспорт)

V - объем добычи нефти

РВЗ - расчетные вычитаемые затраты

ЗПР - затраты на производство и реализацию

А - амортизация

КВ - капитальные вложения

Н.РВЗ - невозмещенные расчетные вычитаемые затраты

ПВЗ - подлежащие вычетам затраты

Пр. ПВЗ - предельные подлежащие вычетам затраты

k - индекс цен производителей

НДД - налог на дополнительный доход

НП - налог на прибыль

З - затраты

Ст. - ставка налога

t - время (год, квартал)

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).

Рисунок 5 Источник: расчеты Крюкова В., Токарева А.

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 11 - Доля газа в добыче углеводородов крупнейшими нефтяными компаниями США, Западной Европы и России (в пересчете на нефтяной эквивалент, %) Источник: расчеты автора по данным Oil & Gas Journal и Минтопэнерго России.

Западные компании	Доля газа, 1996 г.	Российские компании	Доля газа, 1997 г.
Royal Dutch-Shell	40.1	ЛУКОЙЛ	4.5
Exxon	44.4	ЮКОС	3.0
British Petroleum	18.6	Сургутнефтегаз	21.1
Chevron	30.5	Татнефть	2.7
Mobil	50.0	Тюменская нефтяная компания	7.9

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2.3 Направления реформирования

На основе проведенного выше анализа можно сделать следующие основные выводы.

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

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

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

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

Таблица 12 - Ставки налога на дополнительный доход от добычи углеводородов При величине Р-фактора до 1,00 ставка налога равна 0.

Р-фактор (t - 1)	Ставка ( t ), %
Свыше 1,00 до 1,30	20
Свыше 1,30 до 2,00	40
Свыше 2,00	60

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

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

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

Акциз

НДД

Специальный налог на прибыль

Специальный адвалорный налог

Роялти.

Рассмотрим более подробно преимущества и недостатки каждого из указанных вариантов.

1. Акциз

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

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

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

Не стимулирует инвестиции.

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

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

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

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

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

-- коэффициент извлечения нефти (КИН);

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

-- обводненность добываемой продукции (В);

-- районный коэффициент к заработной плате (Р);

-- расчетная ставка транспортного тарифа (Т).

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

где:

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

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

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

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

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

О1к = -27,09 - 0,1/КИНк,

где КИНк - коэффициент извлечения нефти по к-тому месторождению (по государственному балансу).

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

О1к = -3,526 + 51,09 КИНк - 4,72 Кист.к - 19 Вк,

где Кист.к - накопленный отбор от начальных извлекаемых запасов по к-тому месторождению (по государственному балансу) и Вк - обводненность добываемой продукции по к-тому месторождению (по государственному балансу), в том числе: для истощенных месторождений удельный вес накопленного отбора от начальных извлекаемых запасов при Кист.к > 0,81 и удельный вес обводненности при Вк > 0,91 применяются с повышающим коэффициентом, равным 2; для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти удельный вес коэффициента извлечения нефти при КИНк < 0,21 применяется с понижающим коэффициентом, равным 0,8.

в) для месторождений, разрабатываемых с использованием тепловых методов, ставка акциза равна нулю.

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

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

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

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

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

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

Степень истощенности запасов в процентах на 1 января очередного календарного года	Ставка акциза в рублях за тонну
Более 90	0
Более 80, но менее или равно 90 или менее 5	20
Более 50, но менее или равно 80 или более 5, но менее или равно 20	55
Более 20, но менее или равно 50	80

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

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

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

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

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

3. Специальный налог на прибыль

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

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

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

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

Таблица 13 - Показатели прибыли и рентабельности нефтяных компаний России, 1998 г. Источник: «Эксперт», Минтопэнерго России, расчеты автора.

	Балансовая прибыль, млн. долл	Рентабельность (отношение прибыли к объему реали-зации), %	Балансовая прибыль на 1 тонну добытой нефти, долл./т	Балансовая прибыль на 1 работающего, тыс.долл./чел.
ЛУКОЙЛ	207,6	2,5	3,9	2,0
ЮКОС	-196,3	-7,9	-5,8	-2,1
Сургутнефтегаз	738,8	23,7	21,0	9,5
Тюменская нефтяная компания	-170,9	-9.8	-8,7	-4,3
Сибнефть	76,9	3,7	4,4	1,6
Восточная нефтяная компания	10,9	3,1	1,0	0,3
Роснефть	-346,5	-22,7	-27,5	-6,2
Славнефть	7,0	0,4	0,6	0,3
ОНАКО	26,7	3,5	3,4	1,0
Центральная топливная компания	115,4	24,2	-	19,2

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.

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

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

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

Таблица 14 - Оценка ставки налога на добычу нефти при сохранении текущего уровня налоговых начислений Источник: расчеты автора.

	Цена нефти Brent, долл./барр.
	10,00	15,00	20,00	25,00
Акциз, долл./барр.	0,28	0,28	0,28	0,28
Экспортная пошлина, евро/т	2,5	5,0	7,5	15,0
Экспортная пошлина*, долл./барр.	0,14	0,28	0,41	0,83
Акциз + экспортная пошлина*, долл./барр.	0,42	0,56	0,69	1,11
Акциз + экспортная пошлина*, % к цене Brent	4,2	3,7	3,5	4,4

* В пересчете на всю добытую нефть.

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

Сильными сторонами предлагаемого подхода являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

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.