Понкратов В.В.

Налогообложение добычи нефти и газа в Российской Федерации: анализ ситуации и направления совершенствования

Главный итог реформирования российской системы налогообложения нефтяных компаний в течение минувшего десятилетия – усилившееся перераспределение доходов от добычи углеводородов в пользу государства. По оценке специалистов РБК за период с 1999г до 2011г налоговая нагрузка на выручку нефтяных компаний выросла с 20% до 58%, на прибыль – с 32% до 83%. До определенного предела повышенную налоговую нагрузку на нефтегазодобывающие компании следует воспринимать как стремление государства изъять природную ренту, возникающую у компании–недропользователя при добыче углеводородного сырья. В России требуется усиление социальной направленности экономических преобразований в стране. в том числе придание с помощью рентных доходов импульса технологическому развитию отечественной экономики, отходу ее от узкой топливно-сырьевой специализации в мировом разделении труда. Однако не надо забывать, что государственное регулирование цен и тарифов в ряде случаев является фактическим изъятием части природной ренты с одновременной передачей ее потребителям соответствующей продукции. Наиболее наглядно это проявляется в государственном регулировании внутренних цен на газ.

С точки зрения теории налогообложения, любому налогу, (и, в том числе НДПИ) присущи следующие основные функции:

1) фискальная, которая выражается в том, что налог на добычу полезных ископаемых является одним из источников формирования доходной части федерального бюджета, бюджетов субъектов Российской Федерации и местных бюджетов;

2) регулирующая, которая предполагает, что рассматриваемый налог выступает в качестве инструмента распределения и перераспределения валового внутреннего продукта.

Для НДПИ характерно резкое доминирование фискальной функции. Это обусловлено, в первую очередь, высокой степенью зависимости российской экономики и доходов федерального бюджета от сырьевого экспорта. Многие недропользователи в России в настоящее время эксплуатирует низкорентабельные месторождения, что в условиях единого подхода к взиманию платежей удорожает себестоимость добычи, не обеспечивает ее прироста и эффективности и, в свою очередь, ведет к снижению сбора налогов.

Необходимо отметить следующие проблемы нефтегазового комплекса промышленности России: нерациональное недропользование (низкий КИН) и отсутствие комплексных технологий добычи углеводородов (сжигание ПНГ); приближающееся истощение основных нефтяных и газовых месторождений Западносибирской нефтегазоносной провинции; наличие инфраструктурных ограничений, в том числе для диверсификации экспортных поставок нефти; высокий износ основных фондов транспортной и нефтеперерабатывающей промышленности; низкое качество нефтепродуктов.

По моему мнению, система налогообложения доходов от добычи нефти в Российской Федерации может быть основана на следующих инструментах:

1      Налог на добычу полезных ископаемых. Необходимо вернуть НДПИ характер роялти – то есть платежа собственнику ресурса за пользование данным ресурсом. По своему экономическому содержанию представляет собой сбор, а не налог, так как имеет выраженный возмездный характер. Необходимо отказаться от существующей в настоящее время привязки к мировым ценам на нефть. Возможные варианты отказа от корректировки базовой ставки НДПИ в зависимости от мировых цен на нефть:

- Изменение порядка применения коэффициента, характеризующего динамики мировых цен на нефть (Кц). Экономически целесообразно применять Кц к базовой ставке НДПИ только по экспортируемому углеводородному сырью. С точки зрения администрирования несложно отследить направление товарных потоков по добытой нефти, так как транспортная инфраструктура принадлежит государственной компании «Транснефть». Потребуется вменение в обязанность компании-недропользователю подавать соответствующие сведения, необходимые для обоснования применения ставки НДПИ без увеличения на Кц.

- Полный отказ от применения ценового коэффициента при определении ставки НДПИ при добыче нефти. В этом случае следует несколько повысить базовую ставки НДПИ и перенести основной фискальный эффект на механизм вывозной таможенной пошлины на нефть и продукты ее переработки.

На мой взгляд наиболее предпочтительным является третий вариант, хотя он может стать невыгоден для отрасли при резком снижении цены на нефть и потребует оперативных действий со стороны правительства и законодателей. Последние месяцы коэффициент, учитывающий изменение мировых цен на нефть находится в интервале 9,3 – 11,7. НДПИ за январь 2012 года составил 5105,49 руб/тонна. Текущей экономической ситуации соответствует ставка НДПИ в интервале 4300 – 4900 рублей за тонну добытой нефти.

2      Налог на прибыль. Базовый налог российской налоговой системы, который уплачивается всеми хозяйствующими субъектами (кроме работающих на специальных режимах налогообложения) при возникновении объекта налогообложения – прибыли. Необходимо рассмотреть возможность введения в российское налоговое законодательство налоговой льготы в виде скидки на истощение недр. Развитые страны активно применяют подобный механизм с целью поддержания рентабельности деятельности и уменьшения налогообложения прибыли отдельных отраслей добывающей промышленности.

3      Экспортная пошлина. При реализации добытого углеводородного сырья за рубеж у компании возникает дополнительный доход ввиду существенной разницы между внутренними и мировыми ценами на энергоносители. Необходимо расширить верхнюю границу интервала мировой цены нефти в установленной п.4 ст. 3 Закона РФ «О таможенном тарифе» формуле добавив еще несколько интервалов изменения: например интервалы цены от 182,5 до 290 USD/тонну, от 290 до 450 USD/тонну, от 450 до 600 USD/тонну и свыше 600 USD/тонну. Это позволит действующему механизму эффективнее работать при прогнозируемом на среднесрочную перспективу уровне мировых цен на нефть – около 75 USD/баррель (546 USD/тонну), а также снизить эффект выполаживания тенденции возрастания доли таможенной пошлины в экспортной цене. При мировой цене нефти 546 USD/тонна применение сделанных предложений позволит взимать вывозную экспортную пошлину на нефть в размере 302 USD/тонну или 52,4% экспортной цены нефти. При действующей методике определения вывозная таможенная пошлина на нефть составит 268 USD/тонну, что составляет 48,74% экспортной цены. Таким образом, государство получит дополнительные доходы в размере 34 USD/тонну или 8 412 млн. долларов США (при объеме экспорта на уровне 2009 года – 247,4 млн. т).

4      Система платежей, установленная законом «О недрах» – ренталс. По моему мнению, данная система должна быть дополнена платежом за право добычи полезного ископаемого, учитывающим горно-геологические и технико-экономические критерии разработки месторождения. Либо второй вариант – необходимо существенно повысить эффективность оценки и изъятия рентных доходов через механизм предоставления лицензий на право добычи полезных ископаемых.

Налоговая нагрузка (по доле налогов в выручке) на компании газовой отрасли составляет 29 – 36%. Рентабельность их деятельности находится на уровне 17 – 21%. Оба этих показателя превышают средние, но являются адекватными роли газовой отрасли в экономике России. ОАО «Газпром» занимает ведущее место по величине налоговых платежей как в абсолютном выражении (ежедневно вносит в бюджет около 1 млрд. рублей), так и в относительном. На сегодняшний день, государство использует уникальный альтернативный механизм изъятия дифференциальной горной ренты – в условиях государственно регулируемых цен на газ (а сравнение с уровнем цен в зарождающемся свободном сегменте газового рынка РФ показывает 40 – 60% диспропорцию, и это без учета структурных диспропорций в потреблении первичных энергоносителей) государство попросту не позволяет ренте сформироваться в значительном объеме – она перераспределяется в пользу отраслей – потребителей газа.

По моему мнению, необходимо дифференцировать НДПИ по природному газу, основываясь на базовых критериях. Цель дифференциации – стимулирование наиболее полного извлечения углеводородного сырья, изменение газового баланса страны в соответствии со структурой запасов, стимулирование разработки трудноизвлекаемых залежей углеводородов, сохранение энергетической безопасности России. И основная идея дифференциации должна заключаться в выравнивании налоговой нагрузки компаний, разрабатывающих низкорентабельные месторождения и компаний, эксплуатирующих наиболее продуктивные участки недр.

Одной из основных проблем в части минерально-сырьевой базы, с которой российской газовой отрасли предстоит столкнуться уже в ближайшие годы, является исчерпание запасов «сеноманских» залежей газа, и, как следствие, необходимость масштабного перехода к разработке газоконденсатных месторождений и, соответственно, добыче «сухого отбензиненного газа» (или «газа сепарации»). С точки зрения своих потребительских свойств, определяемое этими терминами углеводородное сырье, является идентичным и его параметры регулируются одним нормативным документом – ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия».

Глубина залегания углеводородного сырья в газоконденсатных месторождениях в 2 – 3 раза превышает оную для сеноманских месторождений природного газа. Эта разница сказывается на себестоимости строительства скважин – в среднем в 2 раза. Схожая с точки зрения затрат ситуация прослеживается при анализе используемых технологий подготовки газа сеноманских залежей и сухого отбензиненного газа. Минимальная себестоимость газа, добываемого на новых месторождениях, будет не менее 21 долл. США / тыс. м3 по сеноманским залежам и свыше 37 долл. США /тыс. м3 – по нижнемеловым и ачимовским отложениям. Цена добычи и транспортировки до европейской части России вырастет с 12 долл./ тыс. м3 в 1998 г. до 52-58 долл./ тыс. м3 к 2013 г. и 65-70 долл./ тыс. м3 к 2020 году.

Все вышеизложенное позволяет однозначно утверждать, что экономическая эффективность добычи сухого отбензиненного газа значительно ниже таковой у газа сеноманских залежей. Соответственно, применительно к добыче сухого отбензиненного газа, величина налоговой нагрузки должна быть пересмотрена в сторону понижения с целью поддержания общей экономической эффективности его добычи.

Применительно к газу горючему природному в налоговом законодательстве отсутствует дифференциация объекта обложения в зависимости от видов месторождений углеводородного сырья и, соответственно, используемых технологий добычи. Механизм обложения добычи газа также идентичен. Поэтому, первоочередным шагом на пути дифференциации НДПИ по газу должно явиться принятия дополнения в главу 26 НК РФ, устанавливающего дифференциацию в зависимости от вида добываемого газа – легко администрируемым критерием является глубина залегания запасов газа.

По моему мнению целесообразно дифференцировать налогообложение добычи газа горючего природного посредством механизмов, аналогичных примененным ранее при дифференциации НДПИ в отношении добычи нефти. Первым этапом дифференциации может стать применение льготной ставки (0 рублей за 1000 тыс. м3) для новых месторождений слабо освоенных территорий, на которых отсутствует необходимая инфраструктура – например, Ямал и ряд регионов Восточной Сибири – Красноярский край, Иркутская область, а также на шельфах северных и дальневосточных морей.

Вторым этапом дифференциации НДПИ по природному газу может стать введение следующих поправочных коэффициентов к ставке НДПИ:

- коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа горючего природного на конкретном участке недр;

- коэффициент, характеризующий глубину залегания участка недр.

Таким образом, формула для определения ставки НДПИ по газу горючему природному в 2012 году будет иметь вид: НДПИГАЗ = Ставка налога × Квыработанности × Кглубины залегания.

При определении коэффициента, характеризующего глубину залегания конкретного участка недр необходимо учитывать, что затраты на добычу и доведение до требований ГОСТа газа сеноманских залежей и сухого отбензиненного газа различаются в 1,6 – 1,9 раза. Для добычи газа на месторождениях с глубиной залегания свыше 1 900 метров ставка НДПИ может быть снижена в 1,67 раза (т.е. коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр принимаем равным 0,6). Начатое с января 2011 года ступенчатое повышение базовой ставки НДПИ по природному газу позволит избежать выпадения доходов бюджета.

Предложенные меры позволят перераспределить налоговую нагрузку внутри нефтегазовой отрасли, несколько сблизив экономическую эффективность добычи углеводородного сырья на разных типах месторождений.

Статья подготовлена в рамках НИР по Гранту Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых МК-2038.2012.6.

Литература:

1 Налоговый кодекс Российской Федерации.

2 Понкратов В.В. Налогообложение добычи газового конденсата: актуальные проблемы // Журнал «Финансы». – 2011. – №11.

3 Понкратов В.В. Налогообложение добычи нефти и газа в Российской Федерации: ретроспективный анализ, действующая система, направления совершенствования. – Ижевск: Издательство УдГУ, 2011. – 188с.