Расчетные поступления в государственный бюджет от реализации проектов

“Сахалин-1”, “Сахалин-2” и Харьягинский за период 1996-2020 гг., млн. долл.

	Поступления государству, всего	Бюджет Российской Федерации	Бюджет субъекта РФ	Внебюджетные фонды
Поступления, всего	29587	12269	15694	1624
в том числе: Роялти	8530	3412	5118	0
Прибыльная продукция	6472	3236	3236	0
Ренталс, плата за договорную акваторию	14	4	10	0
Бонусы	113	35	78	0
Платежи с фонда заработной платы	1624	0	0	1624
Взносы в Фонд развития субъектов РФ	208	0	208	0
Возмещение исторических затрат государства на геолого-разведочные работы	98	47	51	0
Прочие налоги	10,5	1,1	9,4	0
Налог на прибыль	10320	3666	6654	0
НДС с реализации на внутреннем рынке	2197	1868	329	0

Источник: Министерство энергетики Российской Федерации.

Анализ хода выполнения действующих в России СРП свидетельствует о достаточно сложной ситуации, сложившейся с реализацией рассматриваемых проектов. С точки зрения интересов государства, по существу, можно говорить о ситуации кризиса, сложившейся с реализацией СРП в России. Привлечение инвестиций по заключенным СРП идет очень медленными темпами по сравнению с прогнозировавшимися сроками и объемами. Доходы федерального бюджета от реализуемых СРП крайне низки. Существующий механизм СРП стимулирует инвесторов к завышению издержек при выполнении работ и фактически не предусматривает ответственности инвестора за объемы ресурсов, привлекаемых в проект. Финансовые и правовые условия заключенных соглашений не обеспечивают должной защиты прав и интересов Российской Федерации. Переговоры же по заключению новых соглашений идут крайне медленно.

2.2. Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов как инструмент изъятия сверхприбыли

Принципиально новым элементом российской системы налогообложения минерально-сырьевого сектора экономики может стать налог на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД), предложенный к введению вместо акциза на нефть. Концепция НДД была разработана в Топливно-энергетическом независимом институте. В оформленном виде она была включена в состав проекта части второй Налогового кодекса, внесенного Правительством РФ на рассмотрение в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 30 апреля 1997 г. В данной версии НДД предлагалось распространить на все месторождения углеводородов на территории страны, при этом переход на НДД предусматривал добровольность, то есть должен был осуществляться по желанию налогоплательщика. Подлежащие вычетам в отчетном налоговом периоде затраты на производство ограничивались стоимостью добытых углеводородов, то есть предел возмещения затрат составлял 100% стоимости углеводородов. Ставка налога определялась значением Р-фактора, равного отношению накопленного дохода к накопленным затратам. Шкала налога включала 14 градаций, ставка колебалась от 10% (при значении Р-фактора меньше 1,00) до 90% (при Р-факторе больше 3,00).

В несколько измененном виде концепция НДД получила отражение в следующей версии проекта Налогового кодекса, внесенного Правительством РФ в Государственную Думу Федерального Собрания РФ 31 января 1998 г. и принятого Государственной Думой в первом чтении 16 апреля 1998 г. В данном проекте предусматривалось распространение НДД только на новые месторождения. Переход на НДД должен был осуществляться добровольно. Предел подлежащих вычетам затрат устанавливался на уровне 100% стоимости добытых углеводородов. Число градаций шкалы налога было сокращено с 14 до 7, ставки налога изменялись от 0% (при Р-факторе меньше 1,00) до 60% (при Р-факторе больше 2,00).

Поскольку вторая часть Налогового кодекса в тот период не была принята Государственной Думой, идея НДД была оформлена в виде отдельного законопроекта - Федерального закона “О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов”. Проект данного закона был внесен в Государственную Думу от имени группы депутатов (С.Э.Дон и другие). Основное отличие предложенного законопроекта от версии Налогового кодекса - распространение НДД не только на новые, но и на разрабатываемые (старые) месторождения. В ноябре 1998 г. законопроект получил одобрение Комитета по бюджету, налогам, банкам и финансам Государственной Думы, однако самой Государственной Думой законопроект рассмотрен не был.

Рассмотрим содержание предлагаемого подхода на основе последнего из подготовленных законопроектов - федерального закона “О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов”. Согласно проекту данного закона плательщиками НДД являются предприятия, приобретшие в установленном порядке лицензии на право поиска, разведки и добычи углеводородов на территории Российской Федерации и осуществляющие такую деятельность. Предприятия, производящие поиск, разведку и добычу углеводородов на нескольких лицензионных участках вправе определять налоговое обязательство по результатам: а) деятельности на всех без исключения лицензионных участках (в целом), на которых на дату вступления в силу данного закона осуществляется промышленная добыча; б) деятельности на каждом лицензионном участке в отдельности; в) деятельности на некоторых лицензионных участках (в отдельности) и на всех остальных лицензионных участках (в целом). Предприятия обязаны вести отдельный учет доходов и расходов и определять налоговое обязательство отдельно по каждому лицензионному участку, права на пользование которым получены или промышленная добыча на котором начата после даты вступления в силу данного закона.

Налоговая база применительно к каждому лицензионному участку или совокупности участков определяется как стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на подлежащие вычетам затраты. Стоимость добытых и реализованных углеводородов рассчитывается исходя из фактических объемов и цен реализации. При этом в указанные цены не включаются НДС и расходы на транспортировку до покупателя. Если налогоплательщик реализует добытые им углеводороды взаимосвязанным покупателям, использует их для дальнейшей переработки либо передает их на переработку на давальческой основе, то стоимость добытых углеводородов определяется исходя из их рыночной цены без НДС и расходов на транспортировку до покупателя. При реализации на экспорт стоимость углеводородов определяется исходя из цены реализации на экспорт за вычетом расходов на экспорт, включая транспортировку.

Расчетные вычитаемые затраты определяются как сумма затрат по производству и реализации продукции (за вычетом амортизации, расходов на транспортировку до покупателя и расходов на экспорт), производственных капитальных вложений, налогов, относимых на финансовые результаты деятельности предприятия, и расчетных вычитаемых затрат предыдущего налогового периода, вычет которых перенесен на следующий год, умноженных на средний индекс цен производителей на промышленную продукцию (по данным федерального органа по статистике).

Подлежащие вычетам затраты определяются как расчетные вычитаемые затраты данного периода, но в размере не более 70% от стоимости углеводородов при налогообложении деятельности на нескольких лицензионных участках в целом и 90% от стоимости углеводородов при налогообложении деятельности по отдельным лицензионным участкам. По лицензионным участкам, по которым с даты выдачи лицензии ведется отдельный учет доходов и затрат, подлежащие вычетам затраты устанавливаются в размере не более 100% от стоимости углеводородов. Если годовые расчетные вычитаемые затраты превышают величину подлежащих вычетам затрат за этот год, то такое превышение переносится на следующий год.

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)

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:

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

*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%.

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 показателями прибыльности месторождения (дополнительным доходом и Р-фактором). Во-вторых, НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений (нулевой налог в первые годы добычи, когда осуществляются основные капиталовложения, рис. 2.2.1).

Рис. 2.2.1

Источник: расчеты Крюкова В., Токарева А. Нефтегазовая вертикаль, 1998, №9-10.

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, поскольку является расчетной величиной (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 поддерживали разработанный законопроект. В то же время официальные представители Министерства финансов, Министерства по налогам и сборам и Министерства экономики РФ выступали против принятия данного закона, по крайней мере против распространения НДД не только на новые, но и на все разрабатываемые месторождения. Основной причиной являлись 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. вела 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 составляет 6,9 млрд.руб., или 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 данног налога.

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

1. Как в проекте Налогового кодекса, принятом в первом чтении, 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 2.2.1), то в России добыча газа характеризуется чрезвычайно высокой концентрацией. Основным производителем газа является РАО Газпром, на долю которого приходится 94% общероссийской добычи. Около 5% газа добывается нефтяными компаниями (как правило, это так называемый нефтяной газ, добыча которого сопутствует производству нефти). Еще 1% приходится на прочих газопроизводителей.

Таблица 2.2.1