Налогообложение недропользования теория, практика, перспективы (стр. 13 из 17)
Вследствие того, что НДПИ взимается по специфической ставке, величина которой зависит от экспортных цен, этот налог занимает промежуточное положение между акцизом и роялти. НДПИ несколько лучше, чем акциз, но хуже роялти, поскольку не вся цена на нефть идет на экспорт и средняя цена реализации нефти значительно ниже экспортной. Превращение НДПИ в роялти возможно при условии возникновения полноценного внутреннего рынка нефти, что в среднесрочной перспективе не предвидится. Исправить ситуацию можно, введя справочные цены на основе обратного отсчета от корзины нефтепродуктов. Но здесь возникает проблема определения этих цен, не очень сложная, но дающая возможность для развития коррупции. Сбор же роялти в натуральном виде – нефтью, которую можно экспортировать и использовать для внутренних нужд государства, - в ближайшее перспективе маловероятен.
Из табл. 3.1 видно, что ставка налога за пользование недрами, являющегося по существу аналогом роялти – ресурсной ренты, обусловлена только видом добываемого полезного ископаемого и не учитывает ни особенностей месторождений, ни качества извлекаемых запасов, ни трудности их извлечения и периода разработки, но учитывается степень выработанности участка.
Так, предприятия, имеющие худшие условия добычи, в 2007 г. должны вносить налог в том же размере, что и предприятия, имеющие лучшие условия. То есть единый механизм налогообложения, не учитывающий объективный рост издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, способствует ухудшению финансового состояния предприятий, добывающих нефть из низкодебитных скважинах.
Практика показывает, что затраты добывающих предприятий, работающих в сложных горно-геологических условиях, растут более быстрыми темпами (табл. 3.4) [37]. При этом рост цен в большинстве случаев отстает от роста затрат и НДПИ.
Таким образом, построенная без учета специфики добычи углеводородов налоговая система затрудняет эксплуатацию низкорентабельных месторождений, а высокое налоговое бремя лишает добывающие предприятия источников инвестиций, что препятствует разработке новых запасов. Это приводит к нерациональному использованию запасов нефти и газа и в конечном итоге к ухудшению состояния сырьевой базы и безвозвратным потерям. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей.
Таблица 3.4
Затраты нефтегазодобывающих предприятий на добычу нефти
в 2007 году, млн долл. США
| Показатель | ОАО «ЛУКОЙЛ» | ОАО «ТНК-ВР Холдинг» |
| Затраты | 13 418 | 15 986 |
| Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки | 27 982 | 29 573 |
| Налог за пользование недрами | 8 482 | 6 067 |
Кроме того, по мнению ряда экспертов, привязка к мировым ценам на нефть является существенным недостатком НДПИ. Именно из-за этого НДПИ выполняет еще и функцию изъятия части конъюнктурного дохода, что совершенно не свойственно этому налогу. Существовавшая до 1 января 2007 г. плоская ставка НДПИ, которая зависела только от мировых цен, была якобы одинаковой для всех. На самом деле это не так: чем больше была доля экспорта, тем меньше компания платила НДПИ по отношению к доходам от экспорта. Поэтому часть налоговой нагрузки перекладывалась на экспортную пошлину.
В этих условиях существует два пути стабилизации финансового состояния нефтегазодобывающих предприятий:
- повышение цен, которое в настоящее время невозможно, так как приведет лишь к увеличению дебиторской задолженности предприятий;
- максимально возможное снижение затрат.
Учитывая, что значительную долю (пятая часть) в затратах занимают налоги, наиболее действенным решением представляется использование уже апробированных в мировой практике подходов налогообложения недропользователей на основе дифференциации ставок роялти в зависисмости от природных и иных условий добычи и предоставления льгот вплоть до полной отмены некоторых налогов на месторождениях с падающей добычей или трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа. В соответствии с этим подходом ставки роялти устанавливаются в зависимости от рентабельности и дебита скважин (табл. 3.5) [31, с. 74-76].
Таблица 3.5
Ставки роялти по отдельным странам
| Страна | Добыча в сутки, тыс. баррелей | Ставка, % |
| 1 | 2 | 3 |
| Абу-Даби | До 100 | 12,5 |
| До 200 | 16 | |
| Свыше 200 | 20 | |
| Алжир | - | 20 и ниже (в зависимости от рентабельности и дебита скважин) |
| Аргентина | 12 – общая 51 – для низкорентабельных | |
| Камерун | До 0,69 | 2 |
| До 6,9 | 6 | |
| Китай | До 20 | 0 |
| До 30 | 4 | |
| До 60 | 8 | |
| До 80 | 10 | |
| Свыше 80 | 12,5 | |
| Египет | 0-10 в зависимости от рентабельности и дебита скважин | |
| Франция | До 1 | 0 |
| До 2 | 6 | |
| До 6 | 9 | |
| Свыше 6 | 12 | |
| Марокко | До 70 | 0 |
| Свыше 70 | 12,5 | |
| Таиланд | До 2 | 5 |
| До 5 | 6,25 | |
| До 10 | 12,5 | |
| Свыше 10 | 15 | |
| Туркмения | До 3, 649 | 0 |
| До 7 ,299 | 2 | |
| Казахстан | До 9,7 | 2 |
| До 19,4 | 2,5 | |
| До 29,1 | 3 |
Сегодня аналогичный подход используется при налогообложении земли, который учитывает ее плодородность, месторасположение земельных участков и ряд других факторов.
Расчет роялти по скользящей шкале фактически и служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты. С другой стороны, изменением ставки роялти государство создает для компаний финансовые стимулы для работы в нужном для страны направлении.
В целях совершенствования механизма налогообложения недропользователей в Российской Федерации предлагается введение дифференциации действующих ставок на основе поправочных коэффициентов, учитывающих следующие факторы добычи (рис. 3.4) [29, с. 20-24].
На первом этапе (период апробации – два года с момента введения дифференциации ставок), основной целью которого является создание благоприятного налогового режима для добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и вновь открытых месторождений, было предложено внедрить дифференциацию только по критерию выработанности месторождения (отношение накопленной добычи к утвержденным извлекаемым (балансовым запасам).
На начальной стадии разработки месторождения, когда производятся дополнительные затраты на добычу углеводородного сырья (бурение новых скважин, обустройство, прокладка нефте- и газопроводов и т. п.), предлагается нулевой поправочный коэффициент, т.е. полное освобождение от уплаты налога. На завершающей стадии разработки – этапе падающей добычи в связи с постепенным истощением запасов (выработкой месторождения), когда для добычи сырья вновь требуются дополнительные материальные затраты, поправочный коэффициент имеет значение менее единицы, т. е. базовая ставка снижена в зависимости от степени выработки запасов, определенной по данным последнего опубликованного баланса запасов.
Введение на первом этапе дифференциации ставки налога лишь по одному критерию не привело к значительному улучшению финансового состояния добывающих предприятий, однако позволило отработать механизм для дальнейшего внедрения поправочных коэффициентов и соответственно минимизировать сопутствующие этому процессу издержки и риски.
Рис. 3.4. Факторы, используемые для введения поправочных
коэффициентов по налогообложению недропользователей
На втором этапе (составляет два года), целью которого является создание благоприятного инвестиционного климата, предполагается введение поправочных коэффициентов по шести факторам (1-6).
На третьем этапе (еще два года) должны быть внедрены корректирующие коэффициенты с учетом пяти оставшихся факторов (7-11).
Предлагаемая система дифференциации ставок на основе понижающих коэффициентов позволит увеличить прибыль предприятий и улучшить их инвестиционные возможности. По оценке специалистов, применение дифференцированного подхода (с учетом цены на добычу углеводородного сырья и затрат на уровне 2006- 2007 гг.) позволит в целом по предприятиям поднять рентабельность (отношение прибыли к затратам) почти в два раза.
Поэтапное внедрение механизма дифференциации ставки налога за пользование недрами снизит риски, связанные с усложнением администрирования этого налога (исчисление, контроль за правильностью расчетов, возможности занижения уровня дебита, завышения выработанности с целью сокращения налогов) и недопоступлением его в бюджет.
Полный экономический эффект будет достигнут лишь после третьего этапа, когда «заработают» все критерии. При введении предлагаемых критериев дифференциации ставка налога для отдельных добывающих предприятий может измениться (уменьшиться) в 10 раз. Это снизит налоговую нагрузку на предприятия, что позволит продлевать сроки рентабельной разработки месторождений, обеспечивая максимально возможную добычу нефти.
Дифференциация ставок позволят разрабатывать так называемые замыкающие месторождения, нерентабельные при единой ставке НДПИ. Кроме того, дифференциация налоговых ставок вводится для того, чтобы изымать сверхдоходы с пользователей более качественными запасами, содержащими легкую малосернистую нефть, имеющими низкую себестоимость добычи, скважины которых характеризуются высоким дебетом, малой выработанностью и обводненностью, и т. д. Таким образом, дифференциация налоговых ставок увеличивает конкурентоспособность компаний, работающих на низкодоходных месторождениях, за счет других компаний, у которых высокодоходные месторождения. Это означает большую «справедливость», поскольку свойства месторождений не зависят от усилий недропользователя. Выделение основных факторов, по которым производится дифференциация налоговых ставок, а также желание переложить налоговое бремя с менее эффективных на более эффективные месторождения согласуются с принципами дифференциальной ренты.