3.2 Основные направления стабилизации политических процессов на основе регулирования налогообложения нефтяной отрасли

Среди перспективных направлений налоговой реформы в России важное место занимает совершенствование налогообложения нефтедобычи путем дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в зависимости от объективных геологических, экономических и географических факторов.

Нефть в недрах - это высоколиквидный ресурс, цена на которую быстро растет, в то время как накапливаемая в Стабилизационном фонде выручка от ее продажи обесценивается. При оценке запасов нефти важны не виртуально оцененные и учтенные в государственном балансе запасов полезных ископаемых, а детально разведанные бурением и "подключенные" к сбытовой инфраструктуре.

Основная проблема действующего НДПИ - единая ставка для всех месторождений, не позволяющая изымать часть ренты (природную, или дифференцированную ренту), которая связана с неоднородностью факторов производства (добыча нефти на освоенных месторождениях более прибыльна, чем на истощающихся или удаленных).

В результате наблюдается необоснованное увеличение налоговой нагрузки на компании, работающие на истощенных месторождениях, находящихся на более поздних стадиях разработки. Так, в настоящее время около 60% всех отечественных запасов углеводородов относятся к трудноизвлекаемым и более 80% учтенных месторождений классифицируются как малые. В результате в стране простаивает каждая четвертая нефтяная скважина.

На развитие нефтедобычи ключевое влияние оказывают такие факторы, как конъюнктура мировых цен на углеводороды и обеспеченность разведанными запасами, т.е. состояние минерально-сырьевой базы.

Поэтому при ограниченных возможностях влияния на рост мировых цен на энергоресурсы государство обязано не только контролировать, но и стимулировать рациональное недропользование, по сути создавать экономические и административно-технические механизмы, которые способствовали бы повышению степени извлечения полезного ископаемого из недр. В настоящее время система налогообложения нефтедобычи направлена на реализацию только фискальной функции налогов. С помощью НДПИ и экспортных таможенных пошлин рентабельность разработки месторождения регулируется на "устье" скважины. Образующаяся за счет высоких цен сверхприбыль компаний в большей части изымается в пользу государства (практика, распространенная во многих нефтедобывающих странах мира). Однако с ростом мировых цен на энергоресурсы увеличиваются и текущие эксплуатационные расходы недропользователей, что подвигает компании к исключению из добычного потенциала низкорентабельных, трудноизвлекаемых запасов нефти, переводу эксплуатационных скважин в бездействующий фонд. В итоге наступает объективное снижение темпов добычи в связи с естественным старением месторождения и усредненным размером налоговых изъятий, не учитывающим стадийность разработки месторождения, глубину залегания продуктивных пластов, удаленность промыслов от рынков сбыта внутри страны и при экспорте.

По мнению О.А. Пястолова, проблема выравнивания системного снижения темпов добычи в России с учетом прогнозируемого дальнейшего роста мировых цен на нефть должна решаться на федеральном уровне.

Главная цель - сглаживание отрицательного воздействия высоких цен, увеличивающих затраты на добычу, и стимулирование вовлечения в разработку новых запасов углеводородов. Для скорейшего вывода месторождений на стадию технологической схемы разработки целесообразно предоставлять налоговые льготы в период их пробной и, возможно, опытно-промышленной эксплуатации как наиболее эффективного этапа с позиции рационального недропользования. Кроме того, значительный рост эксплуатационных расходов независимо от географического местоположения месторождения приходится на завершающий этап его разработки, когда степень выработанности извлекаемых запасов составляет 80% и более. Это также является обоснованием необходимости введения льготной ставки по НДПИ. Как показывают расчеты, эксплуатационные затраты на добычу растут в зависимости от выработанности месторождения и при достижении его уровня 80% затраты на добычу многократно возрастают.

Целесообразно полностью отменить НДПИ при выработанности запасов более 80% при условии применения недропользователем методов интенсификации нефтеотдачи пластов и бурения дополнительных эксплуатационных скважин.

Данная мера позволит повысить коэффициент извлечения полезного ископаемого из недр, а также сохранить рабочие места в районах с "падающей" нефтедобычей.

Известно, что чем выше цена на нефть на мировом рынке, тем меньше доходность российских нефтяных компаний.

То есть при высокой конъюнктуре цен на нефть у компаний не хватает инвестиционных ресурсов для разработки собственных месторождений.

В результате можно отметить необходимость корректировки действующей формулы расчета НДПИ в целях сохранения инвестиционного ресурса отрасли при повышении мировых цен на нефть, а также распространения нулевой ставки на мелкие месторождения, расположенные во всех нефтедобывающих регионах России.

Нами доказано, что налоговое воздействие на нефтегазовый комплекс, приводящее к падению отпускных цен на продукцию и повышению эффективности функционирования предприятий приводит к снижению инфляции и социальной дифференциации.

В этой связи предлагается следующее.

1. Изменить систему расчета налога на добычу полезных ископаемых. Сумму налога рассчитывать как:

НДПИ = Vдн* К * (Pнвнутр * Rнвнутр + Pнэксп * Rнэксп), где

НДПИ - сумма налога на добычу полезных ископаемых,

Vдн - объем добытой нефти в баррелях, К - корректирующий коэффициент,

Pнвнутр - средняя цена барреля нефти на внутреннем рынке независимых нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний в рублях;

Rнвнутр - доля объема продаж нефти на внутреннем рынке независимых нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний в общем объеме продаж;

Pнэксп - средняя цена барреля нефти сорта "Юралс" на европейском рынке в рублях;

Rнэксп - доля объема экспортированной нефти в общем объеме продаж.

Это позволит уменьшить налоговую нагрузку на нефтяной сектор, "отвязать" расчет налога от экспортных цен и сделать его более справедливым.

В 2006 году налог на добычу полезных ископаемых в нефтяном комплексе рассчитывался как произведение объемов добычи, средней цены нефти сорта "Юралс" на европейском рынке, обменного курса рубля к доллару и корректирующего коэффициента. Средняя цена нефти на мировом рынке в 2006 году составила 10,5 тысяч рублей за тонну, в то время как внутрироссийские цены на бензин не превышали 8,1 тысяч рублей за тонну, а в середине года были ниже 6,0 тысяч рублей за тонну[44].

При существующей системе расчета рассматриваемого налога добыча нефти облагалась на основе экспортных цен вне зависимости от специфики производственных подразделений. Получалось, что добыча нефти, продаваемой на внутреннем рынке, облагалась по повышенной ставке, и происходил перенос относительных издержек с экспортирующих подразделений компаний на внутрироссийские. Поэтому предлагается производить налогообложение в соответствии с долями экспортированной и проданной в России нефти в общем объеме продаж.

2. Дифференцировать налог на добычу полезных ископаемых по степени "выработанности" месторождений, что увеличит эффективность нефтегазовых предприятий.

Нефтяные компании находятся в разных экономических условиях. Например, ОАО "Татнефть" имеет 66% месторождений с уровнем выработанности более 80%, в то время как у ООО "ТНК-BP Холдинг" таких скважин лишь 2%[45]. Получается, что предприятия, имеющие больше трудных для извлечения сырья месторождений, несут более высокую налоговую нагрузку.

Дифференциация налога на добычу полезных ископаемых позволит высвободить денежные средства тех компаний, в структуре которых преобладают старые скважины, так как они будут облагаться меньшим налогом, а также подтолкнуть компании к более полной выработке месторождений.

3. Усилить налогообложение экспортного сектора. При увеличении налоговой нагрузки на экспортирующий сегмент, производители направляют больше нефти для продажи внутри России, что приводит к увеличению ее предложения и падению цен на нефть и нефтепродукты.

Заключение

Существующий механизм государственно-правового регулирования развития нефтегазового комплекса, как показывает его организационно-структурный и экономико-сравнительный анализ, построен, исходя преимущественно из общефедеральных интересов, с игнорированием интересов крупных нефтегазодобывающих территорий. Данный интерес строится, исходя не только из долгосрочных общенациональных экономических интересов Российского государства, сколько из краткосрочных текущих интересов пополнения федерального бюджета и стремлением сохранить в руках федерального правительства основные рычаги управления нефтегазовым комплексом страны. При этом характерной чертой современного механизма государственного регулирования нефтегазового сектора экономики является произвольное, спонтанное соединение методов регулирования, характерных для западноевропейских стран-импортеров нефти (на внутреннем рынке), с методами, направленными на защиту интересов России как нефтеэкспортирующей страны (на внешнем рынке). По образцу, скопированному у стран-импортеров нефти, в РФ построена драконовская система налогообложения, при которой доля прямых и косвенных налогов в цене конечной продукции нефтяного сектора достигает 80%. Для стран-производителей нефти, как правило, характерны иные соотношения. Так, в США доля налогов в цене нефтепродуктов составляет около 30%, а дифференциация цен сырой нефти и нефтепродуктов существенно меньше, чем в странах Западной Европы, то есть при сравнении подходов России и США, а также западноевропейских государств к регулированию ВЭД очевидно стремление к максимальному изъятию в пользу государства ценовой разницы между внутренней и внешнеторговой ценой сырой нефти и нефтепродуктов.

С учетом разнообразия условий добывающих (сырьевых) перерабатывающих и потребляющих территорий возникает закономерный вопрос: в какой мере действующий механизм государственного регулирования и распределения финансовых потоков выгоден соответствующим видам территорий? Очевидно, что все преимущества имеют территории, где развита нефтеперерабатывающая промышленность и соседние с ними территории-потребители нефтепродуктов, в силу незначительных транспортных расходов. И в проигрышном положении оказываются крупные добывающие нефтегазовые территории (например, Тюменская область) и те потребители нефтепродуктов, которые находятся на значительном удалении от поставщиков (например, Карелия, Мурманская область, Забайкалье, Дальний Восток).

Эта обусловлено высокой долей косвенных налогов в ценах на нефтепродукты и пропорциями распределения налоговых поступлений между бюджетами разных уровней. По нашим подсчетам, с учетом только налога на реализацию нефтепродуктов, потенциальный бюджетный доход перерабатывающей территории от производства одной тонны бензина марки ЛИ - 80 в 4-5 раз превышает рентный доход добывающей территории от добычи одной тонны сырой нефти. В целом переработка одной тонны сырой нефти приносит территории чистый доход только в виде налога на реализацию нефтепродуктов, в 3-4 раза превышающий рентный доход, (поступающий в виде платежей за право пользования недрами) от добычи одной тонны сырой нефти.

И все же, реформа управления в нефтегазовом секторе экономики (хотя и не доведенная до логического конца), по мнению руководства Минэкономразвития РФ и Минтопэнерго РФ, позволила стабилизировать добычу нефти, значительно замедлить и сделать прогнозируемыми темпы падения добычи. С созданием нефтяных и газовых компаний удалось преодолеть кризис неплатежей в нефтегазовом комплексе. Полученные результаты организационно-структурных изменений объективно соответствуют сегодняшним интересам добывающих территорий.

В то же время, несмотря на полученные положительные результаты проводимой реформы нефтегазового комплекса, есть основания опасаться серьезного ущемления интересов отдельных территорий и целых регионов. Дело в том, что при разгосударствлении и приватизации нефтегазодобывающих объединений в основу был положен принцип сохранения "единого производственно-технологического комплекса" и формирования российских "вертикально-интегрированных компаний", в целях создания "конкурентной среды в отрасли". Однако названные в нормативных правовых актах два ключевых понятия - "единый производственно-технологический комплекс" и "вертикально-интегрированная нефтяная компания" - далеко не равнозначные по своему реальному содержанию и наполнению. Единый производственно-технологический комплекс в нефтяной отрасли бывших СССР и РСФСР традиционно был представлен отдельными производственными объединениями (ПО), организованными по территориальному принципу. В их состав, по мнению добывающих организаций, входили практически все смежные и вспомогательные подразделения численностью 80-100 и более структурных единиц. В настоящее время, изменив лишь "внешний вид" (то есть став АО - акционерными обществами) и сохранив свою внутреннюю сущность, эти структуры вышли из интегрированных компаний.

Поэтому в реальной действительности НК являются монополистами на подконтрольных им нефтегазовых территориях, где власть принадлежит не федеральному правительству, и не органам государственного управления, выдающим лицензии на разведку и разработку месторождений, а собственно этим компаниям или их дочерним структурам. Они контролируют всю отраслевую инфраструктуру в нефтегазодобывающих регионах Западной Сибири и посредством этого регулируют возможность доступа в нефтедобычу для конкурентных производителей. В настоящее время Тюменская область поделена между российскими НК. Открытыми для конкуренции остались в основном только слабоосвоенные, хотя и перспективные участки недр, где развитие поиска и последующая их эксплуатация связаны с крупными затратами и высоким финансовым риском. Прямо скажем, неподъемными для небольших фирм и компаний (как российских, так и иностранных). Таким образом, в настоящее время в Западно-Сибирском регионе сложились реальные предпосылки ограничения конкуренции в нефтегазодобыче со стороны НК, что объективно противоречит интересам территорий. При этом речь идет не только об ограничении возможностей конкуренции для независимых производителей, не входящих в состав российских НК и ГП "Роснефть", но и между самими интегрированными компаниями.

Ход проводимой в нефтегазовом комплексе структурной реформы показал, что отчетливо прослеживается стремление нефтяных компаний (кстати, поддержанное Минтопэнерго РФ), к получению серьезных налоговых и финансовых льгот, главными из которых являются такие, как освобождение внутреннего оборота НК от уплаты налога на добавленную стоимость и возможность использования внутренних расчетных (трансфертных) цен на промежуточную продукцию и услуги. Данные льготы наносят серьезный урон экономическим интересам региона в силу резкого сокращения поступлений в бюджеты областей от налогов на добавленную стоимость и на прибыль, а также от регулярных платежей на право пользования недрами. Основные нефтяные компании, осуществляющие добычу сырой нефти, являются компаниями экстерриториальными ("ЛУКойл", "ЮКОС", "Сиданко", "Сургутнефтегаз", "Славнефть"), стремятся к переносу основных центров прибыли из сферы добычи (обремененной не только налогами, но и рентными платежами) в сферу переработки нефти и реализации нефтепродуктов. Действующее налоговое законодательство это позволяет, так как не содержит достаточно эффективных правовых норм, которые могли бы защитить интересы добывающих территорий. И это несмотря на то, что трансфертное ценообразование официально неразрешено (хотя и не запрещено), многие нефтяные компании на практике уже давно и широко применяют внутренние расчетные цены. Так, например НК "ЛУКойл" в процессе заканчивающейся перестройки своей финансово-организационной структуры взяла за основу схему внутренних взаиморасчетов, централизующих товарные и денежные потоки посредством специально созданной финансовой компании. В функции последней входит поставка всей конечной продукции внешним потребителям и проведение расчетов с ними. Получается, при этом выручка распределяется между дочерними компаниями НК "ЛУКойл". Именно такие схемы традиционно используются и другими интегрированными компаниями для внутренних расчетов в трансфертных ценах и при централизации финансовых ресурсов. Сюда же можно отнести получившие широкое распространение в Западной Сибири схемы, ущемляющие права территорий, основанные на так называемом давальческом сырье, то есть сохранении за нефтедобывающими предприятиями права собственности на переданную (то есть еще непроданную) на переработку нефть и полученных из нее нефтепродуктов. При этом расчеты с территориальным бюджетом осуществляются на основе оптовых цен предприятий на сырую нефть, а вся разница между ценами реализации нефтепродуктов и ценами на нефть оседает на счетах многочисленных "сателлитных" фирм и структур в других регионах страны и за рубежом.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9