|
| | | | Проблемы современной экономики, N 2 (26), 2008 | | | | МОЛОДЫЕ СПЕЦИАЛИСТЫ | | | Корягина Т. В.
аспирант экономического факультета Мурманского государственного технического университета
| |
| | | |
Топливно-энергетический комплекс был и остается фундаментом экономики России. Он обеспечивает около 25% производства ВВП, 30% объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета, примерно 50% доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений. Наибольший удельный вес в этих показателях принадлежит нефтяному сектору, который в настоящее время выполняет роль «локомотива» российской экономики, поэтому требования к качеству и эффективности государственного регулирования в данной отрасли чрезвычайно высоки.
Одним из методов государственного регулирования является налоговое регулирование, представленное общими и ресурсными налогами. Общими являются налоги, взимаемые государством с предприятий всех отраслей промышленности, независимо от направлений их деятельности. Ресурсное налогообложение является специфическим и применяется только к предприятиям, осуществляющим деятельность, связанную с пользованием недрами. От состава и структуры системы налогового регулирования зависят многие принципы функционирования народнохозяйственных комплексов, возможный потенциал их развития и степень угнетения.
В статье рассматривается система ресурсного налогообложения нефтяного комплекса.
«Базовым» налогом в области недропользования является налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), установленный с целью перераспределения доходов от реализации добытых полезных ископаемых от недропользователей к государству. Он был введен с 2002 г. взамен ранее действовавших платежей за природные ресурсы: платы за пользование недрами, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акцизов на нефть.
Правовую основу взимания указанного налога составляет глава 26 Налогового кодекса Российской Федерации (НК РФ) [1]. Плательщиками налога на добычу полезных ископаемых являются организации и индивидуальные предприниматели, которым в пользование предоставлены участки недр в соответствии с действующим законодательством РФ. Согласно статье 336 НК РФ объектом налогообложения признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации, на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне Российской Федерации, за пределами Российской Федерации (на арендуемых территориях или используемых на основании международного договора), а также полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно в единицах нетто массы (объема) прямым или косвенным методом.
Сумма налога по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки (для нефти она составляет 419 рублей за тонну) и величины налоговой базы. При расчете НДПИ для нефти также учитывается коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), который ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта «Юралс», выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, умноженного на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261: Кц = (Ц – 9)*Р / 261.
Применение рассматриваемого коэффициента говорит о том, что государство, взимая больший налог при повышении мировых цен на нефть, также готово нести риск убытков при снижении мировых цен на нефть.
Однако привязка НДПИ к мировым ценам на нефть оборачивается для нефтяных компаний уменьшением прибыли от экспорта. Это связано с тем, что НДПИ уплачивается со всего объема добытой нефти по ставке, прямо зависящей от мировой конъюнктуры, – независимо от того, какой объем нефти добывающая компания экспортирует. Чем больше доля экспорта в добыче, тем больше возможностей у нефтяной компании возместить реальными экспортными поступлениями рост уплаты НДПИ в бюджет. В то же время компании, реализация которых в значительной степени ориентирована на продажу нефти на российском рынке, поставлены перед необходимостью увеличения цен на нефтепродукты самой системой налогообложения нефтяного комплекса, внутренняя цена на нефть искусственно подвергается колебанию в соответствии с изменением мировых цен, внося нестабильность на внутренний рынок. Например, с сентября 2005 г. стоимость нефти в России снизилась с 8–8,5 тыс. рублей за тонну до 5,3–5,5 тыс. рублей в январе 2006 года. При этом розничные цены на нефтепродукты в России за этот период не снизились, несмотря на то, что оснований для этого было более чем достаточно, так как стоимость нефти занимает около 80% в общей себестоимости нефтепродуктов [2]. Таким образом, для нефтяной отрасли НДПИ фактически дублирует функцию экспортных пошлин по изъятию конъюнктурной ренты, в то время как его основная задача – изъятие природной ренты, связанной с особенностями конкретных месторождений.
До 2007 г. шкала НДПИ была плоской, не учитывалась уникальность каждого месторождения, степень его выработанности, что порождало следующие проблемы: снижение коэффициента извлечения нефти; выборочную добычу ресурсов на богатых месторождениях; консервацию низкорентабельных скважин; нежелание нефтедобытчиков разрабатывать новые месторождения; трудности развития малых предприятий, которые работают главным образом на небольших месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.
Начиная с 2007 г. дополнительно к коэффициенту, учитывающему динамику мировых цен на нефть, был введен коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв). Введение указанного коэффициента является попыткой дифференцировать налоговую нагрузку на недропользователей в зависимости от степени выработки месторождения.
Новый порядок исчисления НДПИ для нефти предполагает, что по участкам недр, степень выработанности которых превышает 80%, налог подлежит уплате в меньшем размере за счет применения соответствующего коэффициента. При этом учет для целей налогообложения нефти каких-либо иных горно-геологических и экономико-географических условий месторождений, кроме степени выработанности, не предусмотрен.
С 2007 года был расширен перечень полезных ископаемых, облагаемых по нулевой ставке. В него включена нефть на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, до достижения накопленного объема добычи нефти 25 млн. тонн на участке недр и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 10 лет или равен 10 годам для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых и не превышает 15 лет или равен 15 годам для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых с даты государственной регистрации соответствующей лицензии на пользование недрами, при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
По нулевой ставке облагается НДПИ также сверхвязкая нефть из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа х с (в пластовых условиях), при условии прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
Обращает на себя внимание тот факт, что одним из обязательных условий применения нулевой ставки для восточносибирских месторождений и для сверхвязкой нефти, а также для расчета коэффициента выработанности определен прямой метод учета количества добытой нефти. Налогоплательщики, использующие косвенный метод учета, лишены возможности применять нулевую ставку и коэффициент выработанности. А нефтяным компаниям, применяющим прямой метод, для обеспечения достоверного учета извлекаемых полезных ископаемых придется поставить на каждой скважине установку по замеру количества нефти. Между тем в нашей стране до сих пор нет единых правил осуществления такого измерения. При отсутствии учета параметров измерения, например, таких, как температура и давление, погрешность между добытой и сданной нефтью может быть достаточно велика.
В целом поправки, внесенные с 2007 г. в главу 26 НК РФ, направлены на повышение заинтересованности нефтедобывающих компаний в инвестировании средств в разработку месторождений, а также на стимулирование применения высокоэффективных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки выработанных месторождений. Однако на сегодняшний день только 2–3 вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК) готовы пользоваться предоставленной льготой. Остальные, скорее всего, будут продолжать консервировать истощившиеся месторождения и разведывать не новые территории, а собственные лицензионные участки, поэтому необходимо дальнейшее совершенствование законодательной базы в этой части.
В качестве действенной меры можно предложить дифференциацию ставок НДПИ по объектам, при этом в каждом конкретном случае надо учитывать стадию функционирования нефтепромыслов: начальная добыча; проектная эксплуатация; падающая добыча; ликвидация, консервация объекта. Ставка НДПИ на начальной стадии добычи должна быть небольшой, на этапе стабильной добычи ее можно значительно увеличить, по мере исчерпания месторождения она должна снижаться. Кроме того, ставка должна зависеть от суточной добычи, локализации месторождения (суша, шельф), даты открытия месторождения («старое», «новое»), фактической рентабельности проекта.
Для стимулирования увеличения объемов работ по внедрению новых технологий, методов увеличения нефтеотдачи (МУН), работ по малодебитному фонду и вводу бездействующих скважин можно предусмотреть дифференциацию налоговой ставки для компаний, применяющих современные МУН для разработки трудноизвлекаемых запасов, то есть методы, обеспечивающие кардинальное увеличение извлекаемых запасов по сравнению с традиционным заводнением.
Альтернативой дифференциации ставок ресурсных платежей может стать применение различных организационно-экономических механизмов налогообложения, минимизирующих негативы сосуществования ряда налоговых режимов: лицензионная система плюс роялти в виде доли добытого сырья; лицензионная система плюс прогрессивный налог на сверхприбыль и т.д.[3]. Очевидно, что для различных месторождений могут подходить неодинаковые механизмы налогообложения, главная задача в каждом конкретном случае сводится к обоснованию соответствующего выбора.
Изменение экономических отношений в сфере недропользования возможно также путем введения налога на имущество с учетом стоимостной оценки запасов полезных ископаемых, дифференцированного в зависимости от качества разрабатываемых запасов. Помимо фискальной роли по частичному изъятию горной ренты, данный налог должен решить задачу по стимулированию деятельности нефтяных компаний по разработке месторождений углеводородного сырья. В ситуации, когда становится экономически невыгодно иметь на балансе месторождения с неразрабатываемыми запасами, компании предпочтут сами вернуть лицензии государству, чтобы не нести дополнительные расходы, что позволит уменьшить распределенный фонд недр: за счет экономического рычага будет возвращена часть имущества, которое раздали в процессе приватизации. Кроме того, введение данного налога усилит роль государства в регулировании отношений в сфере недропользования, так как за уплатой налога государство будет следить гораздо строже, чем за исполнением лицензионных соглашений. |
| |
|
|
