CC BY
24
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2007 г. Выпуск 7. С. 48-53
УДК 336.221;552.578.2
ИЗМЕНЕНИЯ В ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВЕ О НАЛОГООБЛОЖЕНИИ НЕФТЯНОГО СЕКТОРА (СИСТЕМА НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ С 1 ЯНВАРЯ 2007г.)
Е.Н. Комиссарова
Налогообложение сферы недропользования играет важнейшее значение с точки зрения формирования федерального бюджета и бюджетов сырьевых регионов. Налоговая система в нефтегазовом секторе оказывают значительное влияние на привлекательность отрасли для потенциальных инвесторов.
После принятия в 1992 году Закона РФ «О недрах» самые существенные изменения в системе налогообложения сферы недропользования связаны с введением в действие в 2002 году отдельных глав второй части Налогового кодекса. Реформирование затронуло все ключевые для нефтедобычи налоги: платежи при пользовании недрами, налог на прибыль, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), акцизы, экспортные пошлины.
Налог на добычу. Наиболее значимые изменения в налогообложении сферы недропользования связаны с введением налога на добычу полезных ископаемых (далее - налог на добычу). Для нефти вместо отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акциза и роялти был введен налог на добычу, взимаемый по ставке 17,5%. На три года (с 1 января 2002 года по 31 декабря 2004 года) базовая ставка налога для нефти установлена в размере 340 рублей за тонну, а с 1 января 2007 г. 419 рублей за тонную. Эта ставка применяется с коэффициентом, учитывающим уровень мировых цен на нефть. При этом налог взимается только при ценах нефти сорта «Юралс» более 9 долл. за баррель.
Гибкие ставки налога на добычу. При введении налога полностью исключена дифференциация в зависимости от горно-геологических, экономико-географических условий, а также текущего состояния разработки нефтегазовых объектов. Отчетливо проявились недостатки такого подхода к налогообложению в условиях падения цен на нефть на внутреннем рынке, которое произошло в результате принятия Россией обязательств по сокращению экспорта. Цены на внутреннем рынке упали почти в 3 раза: с 2700 - 3000 до 900 - 1000 рублей за тонну. Следует учитывать, что большая часть добываемой продукции реализуется на внутреннем рынке. Поскольку ставка налога на добычу не связана с ценами на нефть в России, доля налогов в общей выручке увеличилась с 31% до 44%. Такой рост налоговой нагрузки вызвал в Татарстане необходимость прекращения добычи на 2000-х ставших нерентабельными скважинах, что уменьшит поступления в бюджеты всех уровней.
Применение не дифференцированной («потонной» или адвалорной) в зависимости от условий добычи ставки налога даже с учетом экспортных цен на нефть не соответствует мировым тенденциям в налогообложении нефтегазового сектора. В мировой практике регулирования углеводородов ставки специальных (рентных) налогов напрямую зависят от рентабельности добычи или связаны с уровнями производительности скважин, объемами добычи, этапами освоения.
Налог на добычу не учитывает особенности разработки запасов углеводородного сырья. В новых условиях предусмотрены льготные условия только при добыче полезных ископаемых: в части нормативных потерь; при разработке остаточных запасов пониженного качества или ранее списанных запасов; из отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, а также попутного газа.
Применение гибких схем взимания специальных налогов особенно важно для освоения трудноизвлекаемых запасов, которые в России составляют значительную долю в общем объеме ресурсов. Горно-геологические условия разработки месторождений и качество запасов значительно различаются между объектами. При единой ставке компании, осваивающие
лучшие месторождения, оказываются в более выгодных условиях, получая сверхприбыли. В тоже время компании, разрабатывающие менее производительные месторождения, будут малоэффективными.
Применение гибких ставок налога будет способствовать развитию сектора независимых нефтяных компаний, поскольку такие компании занимаются преимущественно разработкой мелких и средних месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Целесообразность применения гибких схем налогообложения обусловлена и тем, что финансово-экономические показатели освоения месторождений и качество запасов изменяются в процессе эксплуатации. В Налоговом кодексе должен быть определен перечень критериев, в соответствии с которыми применяется льготный режим при добыче истощенных запасов углеводородов. Например, льготное налогообложение может быть применено при дебитах ниже заданного уровня и/или обводненности выше некоторой предельной величины, а также при высокой степени выработанности запасов. Права по определению конкретных параметров регулирующих показателей целесообразно предоставить региональным органам власти, поскольку они лучше знают особенности добычи на конкретных объектах в пределах своей территории.
При взимании налога на добычу необходимо предусмотреть дополнительные регулирующие меры, направленные на стимулирование: добычи из малодебитных, низкорентабельных скважин и месторождений; восстановления бездействующих скважин; разработки новых месторождений.
Распределение налога на добычу между бюджетами. Большое значение для доходов сырьевых территорий играют пропорции распределения налога на добычу между бюджетами. Ранее (вплоть до конца 2001 года), в соответствии с Законом РФ «О недрах», большая часть платежей за право на добычу (роялти) распределялась в региональные бюджеты: 60% -сырьевым территориям (30% - в бюджет субъекта Федерации и 30% - в бюджет муниципального образования), а 40% - в федеральный бюджет. Основная часть платежей на ВМСБ (около 70%) также направлялась в бюджеты сырьевых регионов. Акциз на нефть в полном объеме поступал в федеральный бюджет, но в 2000-2001 годах он уже не играл существенной роли с точки зрения налоговой нагрузки на нефтедобычу.
В новых условиях сумма налога на добычу по углеводородам будет направляться в размере 80% в федеральный бюджет, а 20% - в бюджеты субъектов Федерации (нефтегазодобывающих регионов). При добыче нефти и газа на территории автономного округа, входящего в состав края или области (а в таких округах - Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком - добывается большая часть нефти и газа), 74,5% налога направляется в федеральный бюджет, 20% - бюджет округа и 5,5% - в бюджет края или области. Таким образом, новый порядок распределения налога на добычу снизит рентные доходы консолидированных бюджетов сырьевых регионов от добычи невоспроизводимых запасов нефти и газа [2].
Распределение налога на добычу не предусматривает его поступление в местные бюджеты, поэтому снижается заинтересованность муниципальных образований в добыче углеводородов. В этих условиях субъекты Федерации вынуждены направлять дополнительные финансовые ресурсы в бюджеты муниципальных образований, на территории которых осуществляется добыча углеводородного сырья, располагаются города и рабочие поселки нефтяников со всей социальной инфраструктурой.
Финансирование ГРР. Основная часть платежей на ВМСБ (около 70%) оставалась в добывающих регионах и использовалась нефтегазовыми компаниями для выполнения территориальных программ геологического изучения недр. Отмена платежей на ВМСБ в связи с введением налога на добычу значительно уменьшает роль государства (и сырьевых регионов в том числе) в регулировании нефтегазового сектора в целом и процесса геологического изучения недр, в частности.
В новых условиях было бы целесообразным предоставить субъектам Федерации компенсирующие рычаги регулирования, например, расширить компетенцию региональных органов власти в вопросах взимания налога на добычу и платежей при пользовании недрами. В новых условиях сырьевым регионам целесообразно формировать региональные фонды разви-
тия минерально-сырьевой базы с жестким контролем за целевым использованием средств. Важнейшим источником государственного финансирования геологоразведочных работ (ГРР) должны стать разовые и регулярные платежи при пользовании недрами.
Для стимулирования проведения ГРР компаниями целесообразно применение пониженных ставок налога на добычу в случае разработки месторождений, открытых недропользователями за счет собственных средств.
Платежи при пользовании недрами. В связи с введением налога на добычу существенным изменениям подверглась вся система платежей при пользовании недрами, которая регулируется Законом РФ «О недрах» (раздел V). В современных условиях в нее входят:
- разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии (бонусы);
- регулярные платежи за пользование недрами (ренталс), взимаемые за предоставление пользователям недр прав на поиск, оценку и разведку месторождений;
- плата за геологическую информацию о недрах, сбор за участие в конкурсе (аукционе) и сбор за выдачу лицензии.
Бонусы. Минимальные (стартовые) уровни бонусов устанавливаются в размере не менее 10% от величины суммы налога на добычу в расчете на среднегодовую проектную мощность месторождения. Такой подход к расчету стартовых размеров бонусов позволяет занижать их минимальные размеры. Ситуация во многом аналогична положению с применением нефтяными компаниями трансфертных цен для целей налогообложения, поскольку не определен уровень цен, который следует использовать для этих расчетов.
Вплоть до настоящего времени в России бонусы не играют определяющей роли с точки зрения общей экономики освоения и разработки месторождений углеводородов. Увеличение роли бонусов в платежах при пользовании недрам в целом отвечает мировой практике. Например, в США бонусы составляют около половины всех платежей при пользовании недрами.
Ренталс. Изменилась налоговая база по регулярным платежам, а также соотношение уровней платежей за поиск (оценку), с одной стороны, и разведку - с другой. Ранее они взимались в процентах от стоимости произведенных работ: 1-2% для поисково-оценочных работ и 3-5% для разведки. Ставка ренталс в новых условиях устанавливается за квадратный километр площади участка недр. Правительством РФ установлены минимальный и максимальный размеры ставки регулярных платежей: при поиске и оценке - от 120 до 360 руб./кв. км, при разведке - от 5 до 20 тыс.руб./кв. км. Очень большое различие уровня платежей при поиске (оценке), с одной стороны, и разведке - с другой, может вызвать ситуацию, когда опоискованные площади будут возвращаться компаниями в нераспределенный фонд недр из-за высоких ставок регулярных платежей за разведку. При этом уровень ренталс значительно возрос и приблизился к мировым показателям.
Ставки платежей за право на поиск (оценку) и разведку месторождений (для соответствующего типа лицензий) являлись условиями лицензионных соглашений, определялись в результате проведения конкурса/аукциона и скреплялись подписями всех трех участников процесса недропользования - нефтяных компаний, федерального центра и сырьевых регионов. Изменения в порядоке взимания этих платежей потребуют уточнения условий лицензионных соглашений.
В новой редакции Закона РФ «О недрах» конкретный размер ставки ренталс устанавливается исполнительным органом государственной власти субъекта Российской Федерации по представлению территориального органа в области управления государственным фондом недр. Поскольку значителен диапазон возможных ставок регулярных платежей (для углеводородов верхняя и нижняя границы различаются в 4 раза), сырьевые регионы получили серьезный рычаг регулирования нефтегазового сектора. Такой подход представляется вполне оправданным в условиях значительного сокращения роли государства (и в том числе регионального уровня) в вопросах регулирования геологического изучения недр в связи с отменой отчислений на ВМСБ.
В настоящее время одним из приоритетов налоговой политики на региональном уровне может быть более жесткий контроль при установлении минимальных уровней бонусов и ставок ренталс. Это к тому же целесообразно в связи с тем, что большая часть разовых и регулярных платежей при пользовании недрами направляется в региональные бюджеты.
Налог на прибыль. Налог на прибыль является важнейшим источником формирования доходов региональных бюджетов. Например, в 2001 году в структуре налоговых доходов консолидированного бюджета Ханты-Мансийского автономного округа - основного нефтедобывающего региона России - поступления от налога на прибыль составили около 43%, а платежи за пользование недрами - 23%. В 2002 году в налоговых доходах бюджета ХМАО налог на добычу будет составлять более 34%, налог на прибыль - около 47%. Учитывая значение налога на прибыль для сырьевых регионов, более подробно остановимся на особенностях его взимания в новых условиях.
Величина уплачиваемого налога на прибыль зависит от ставки налога и условий, в соответствии с которыми возмещаются затраты на оценку, разведку, освоение и эксплуатацию месторождений. Методы учета инвестиций и амортизации при разработке месторождений оказывают существенное влияние на размер налогооблагаемой прибыли и динамику бюджетных доходов, связанных с этим налогом.
Вплоть до конца 2001 года для нефтегазового сектора России важнейшее значение имела инвестиционная льгота, которая позволяла уменьшать налогооблагаемую базу (не более чем на половину) на величину осуществленных капитальных вложений. Эта льгота для большинства нефтяных компаний существенно уменьшала «эффективную» (реальную) ставку налога на прибыль. Налоговый кодекс не предусматривает применение инвестиционной льготы. Отмена рассматриваемой льготы для компаний, осуществляющих крупные капитальные вложения в освоение и разработку месторождений углеводородного сырья, не может быть в полной мере компенсирована даже значительным сокращением ставки налога на прибыль.
Отмена льготы фактически увеличила для большинства компаний налог на 6-7%, что ограничило их инвестиционные возможности. Отмена рассматриваемой льготы не будет способствовать привлечению инвестиций в реальный сектор экономики. Упрощение администрирования взимания налога направлено на повышение его собираемости.
В новых условиях ставка налога на прибыль составляет 24% с одновременной отменой практически всех льгот. В федеральный бюджет налог зачисляется по ставке 7,5%, в бюджеты регионов - 14,5%, в местные - по ставке 2%. Субъектам Федерации предоставлена возможность снижать ставку для отдельных категорий налогоплательщиков в части суммы налога, зачисляемого в их бюджеты. При этом ставка не может быть ниже 10,5%, т.е. территории могут снизить ставку налога только на 4%. Таким образом, регионам ограничен объем льгот по рассматриваемому налогу, который они могут предоставить с целями стимулирования деловой активности на их территории [1].
Важной особенностью нового порядка взимания налога для нефтегазового комплекса, функционирование которого связано со значительными ценовыми рисками и большими капитальными затратами на начальных этапах освоения месторождений, являются положения, касающиеся переноса убытков. Для налогоплательщиков предоставляется возможность уменьшения налоговой базы на всю сумму убытка, полученного в предыдущем налоговом периоде, или на ее часть.
В рамках новой амортизационной политики пересмотрены принципы формирования норм амортизационных отчислений, которые устанавливаются исходя из сроков полезного использования. Все амортизируемое имущество систематезировано в 10 групп. Например, нефтяные и газовые эксплуатационные скважины включены в группу со сроком службы от 10 до 15 лет включительно. Предусмотрена возможность начисления амортизации линейным и нелинейным способом. Использование нелинейной амортизации позволит компаниям уменьшать налогооблагаемую прибыль на начальных этапах освоения месторождений нефти и газа, а на поздних этапах разработки - продлить период рентабельной добычи углеводородов.
В новых условиях уточнен порядок учета расходов, осуществляемых в целях приобретения лицензии на право пользования недрами. При этом к затратам, осуществляемым для приобретения лицензии, в частности, относятся расходы на: предварительную оценку месторождения; аудит запасов месторождения; разработку технико-экономического обоснования, проекта освоения месторождения; приобретение геологической информации; оплату участия в конкурсе. В случае подписания лицензионного соглашения расходы, связанные с участием в конкурсе, формируют стоимость лицензии, которая учитывается в составе нематериальных активов. Если соглашение не будет заключено, расходы списываются равномерно в течение 5 лет.
Принятый учет прав на пользование недрами не позволяет в полной мере стимулировать компании к разработке месторождений в строгом соответствии с условиями лицензионных соглашений. Но и в этом случае могут быть применены стимулирующие рычаги, связанные, например, с повышенными ставками налога на имущество в части стоимости лицензии, если недропользователь не приступил к освоению запасов, на разработку которых у него имеется лицензия.
При расчете налога на прибыль в нефтегазовом секторе важное значение имеет учет расходов на освоение природных ресурсов. В новых условиях определен порядок списания затрат по безрезультатным поисково-разведочным работам. Эти затраты включаются в состав прочих расходов равномерно в течение пяти лет. Расходы на строительство (бурение) разведочных скважин на месторождениях нефти и газа, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этих скважин списываются в течение 12 месяцев после ликвидации скважин.
Отмеченные условия учета расходов на освоение природных ресурсов очень важны для инвесторов, поскольку геологоразведочные работы на нефть и газ связаны с высоким риском
- значительная часть поисковых скважин может оказаться безрезультатной. Следует отметить, что в случае списания затрат по безрезультатным скважинам риск геологоразведки в определенной степени распределяется между компаниями и государством (в том числе сырьевыми территориями, в бюджет которых поступает основная часть налога на прибыль), поскольку уменьшается облагаемая база по налогу на прибыль.
Экспортная пошлина. Существенное влияние на формирование доходов федерального бюджета оказывают экспортные пошлины на углеводородное сырье. Они влияют и на облагаемую базу для налогов, зависящих от стоимости реализованной продукции таких, например, как налог на прибыль, в последующем - и налог на добычу, а эти налоги очень важны с точки зрения наполнения бюджетов сырьевых территорий. Величина пошлины будет учитываться и при расчете справочных цен, переход к применению которых для налогообложения добычи углеводородного сырья планируется в 2005 году.
С начала 2002 года используется новая гибкая шкала предельных ставок вывозных таможенных пошлин для нефти, которая зависит от уровня мировых цен (пошлина не взимается при цене ниже 109,5 долл./т):
- 35% от разницы между сложившейся за два предшествующих месяца средней ценой нефти марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) и 109,5 долл. (при цене нефти в интервале между 109,5 и 182,5 долл. за тонну);
- 25,53 долл. «плюс» 40% от разницы между ценой нефти и 182,5 долл. (при превышении ценой нефти уровня 182,5 долл. за тонну).
Важно, что уровень экспортной пошлины стал регулироваться Законом РФ, поэтому правила ведения бизнеса стали более понятными и предсказуемыми для инвесторов. Ранее ставки регулировались Постановлениями Правительства в соответствии со шкалой, которая не была утверждена федеральным законом. Новая формула взимания экспортной пошлины является линейной, что позволяет избежать резких колебаний ставки при небольших изменениях цен вблизи пороговых значений, как это имело место в случае ступенчатой шкалы.
Основные элементы системы налогообложения нефтегазового сектора в соответствии с Налоговым кодексом РФ по состоянию на начало 2007 г. представлены в табл. 1.
Таблица 1
Налогообложение нефтегазового сектора России (в соответствии с Налоговым кодексом с 1 января 2007 г.)
Вид налога Распре- деление Ставка налога Налоговая база
Акциз на природный газ ФБ - 100% 15-30% Стоимость реализованного транспортированного природного газа
Налог на добычу:
- природный газ ФБ - 100% 17,5% Стоимость добытого природного газа
- нефть а) ФБ - 80% РБ - 20% 419 руб./т Количество добытой нефти в натуральном выражении; ставка применяется с учетом мировых цен на нефть
- нефть б) ФБ - 80% РБ - 20% 17,5% Стоимость добытой нефти
Регулярные платежи при пользовании недрами
- поиск и оценка ФБ - 40% РБ - 60% 120-360 руб./кв.км Площадь участка недр
- разведка ФБ - 40% РБ - 60% 5-20 тыс. руб./кв.км Площадь участка недр
Разовые платежи за право на добычу ФБ - 40% РБ - 60% Не менее 10% Величина налога на добычу в расчете на среднегодовую проектную мощность
Экспортная пошлина ФБ - 100% 35-40% При цене нефти на мировых рынках свыше 15 $/барр.
Налог на имущество РБ - 100% 2,2% Среднегодовая стоимость имущества
Налог на прибыль По ставке: ФБ - 20% РБ - 80% 24% Полученный доход, уменьшенный на величину произведенных расходов
Примечание: а) - в период с 1 января 2002 г. по 31 декабря 2004 г., б) - с 1 января 2005 г., ФБ - федеральный, РБ - региональный и МБ - местный бюджеты. в)-с 1 января 2007 г. ФБ - федеральный, РБ - региональный.
ЛИТЕРАТУРА
1. Конторович А.Э., Эдер Л.В. Состояние сырьевой базы и перспективы развития нефтяной промышленности в Европе // Нефтяное хозяйство. 2003. №11. - С.116.
2. Филиппенко А. Югра - край, устремленный в будущее / Новости Югры. 2005. №138(17254). - С.3
