CC BY
191
УДК 336.226.131:622.321
B.c. Панчева АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ВВЕДЕНИЯ НАЛОГА
НА ФИНАНСОВЫЙ РЕЗУЛЬТАТ И ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ДОХОД В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ НА ПРИМЕРЕ ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА
Аннотация. В настоящее время в России планируется в дополнение к налогу на добычу полезных ископаемыьх ввод двух дополнительные налогов в целях более полного извлечения ренты1 государством. В статье анализируется необходимость введения данной системы1 налогообложения на примере зарубежного опыта и делаются вы1воды1 о ее применимости в России.
Ключевые слова: налог на дополнительным доход, налог на финансовым результат, рента, стимулирование добычи, администрирование.
^deriya Pancheva ANALISIS OF NEED FOR THE INTRODUCTION
OF THE TAX FINANCIAL RESULT AND ADDITIONAL INCOME IN THE OIL AND GAS INDUSTRY ON THE EXAMPLE OF FOREIGN EXPERIENCE
Annotation. At present time in Russia in addition to the tax on extraction of minerals enter two additional revenues are planned to more fully extract rents by the state. The article analyzes the need for the introduction of the tax system on the example of foreign experience, and draws conclusions about its applicability in Russia.
Keywords: tax on additional income, financial result tax, rents, promotion, production, administration.
B настоящее время в Правительстве Российской Федерации рассматривается возможность введения налога на финансовый результат или налога на дополнительный доход в нефтегазовой отрасли. Последнее десятилетие с подобными предложениями не раз выступали российские экономисты и ученые. Но в то же время существует и множество противников подобного налогообложения. По состоянию на 2014 г. налоги, основанные на налогообложении финансового результата и проектных доходов, относительно не распространены в мировой практике. Такие системы налогообложения широко используются в Великобритании, Норвегии, Австралии, отдельных штатах Канады, в то время как ключевые добывающие страны мира по-прежнему функционируют в режимах, основанных на разделе ресурсной ренты через уплату роялти или соглашениях о разделе продукции (СРП). Сторонники налогообложения прибыли или сверхприбыли компаний, налогов на дополнительный доход и на финансовый результат (НДД/НФР) часто приводят следующую аргументацию в пользу их внедрения на территории Российской Федерации:
1) возможность осуществить отказ от ориентации текущей системы налогообложения на оборотные налоги;
2) упрощение администрирования текущей системы налогообложения: снижение числа точечных льгот и преференций;
3) стимулирование добычи трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) нефти.
На практике те страны мира, которые перешли на эту систему, не смогли до конца реализовать все положительные стороны данной системы налогообложения. Так, ни в одной из стран, применявших НДД/НФР, не был достигнут значительный рост добычи, абсолютно все страны значительно потеряли в бюджетных поступлениях и абсолютно все они столкнулись со значительными
© Панчева В.С., 2014
трудностями в администрировании налогового режима и необходимостью создания «точечных» льгот для отдельных проектов.
Система применяется в Австралии. В ходе ее использования отмечаются сложности с отслеживанием трансфертных цен, что важно понимать для России, где они распространены. Например, денежный поток по месторождению может быть отрицательным, однако денежный поток по интегрированному проекту «месторождение - транспорт - нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) - реализация на экспорт за счет трансфертного ценообразования внутри компании» - положительным. На практике таких прецедентов достаточно, однако в этом случае государство не будет получать рентного дохода от инвестора из-за отрицательности денежного потока по проекту разработки месторождения. В Австралии это привело к необходимости облагать НДД даже независимые НПЗ, получающие нефть по толлинговым (давальческим) схемам, учитывая как налогооблагаемую базу прибыль, получаемую от толлинга.
В Австралии действует налог на нефтяную ресурсную ренту (PRRT) в размере 40 % от налогооблагаемой прибыли, определяемой как разница между поступлениями по проекту, эксплуатационными и смежными затратами, необходимыми для реализации проекта. При этом в отдельных случаях под проектом может пониматься не одно месторождение, а сразу несколько. Налогом по системе PRRT может облагаться и прибыль НПЗ от уплаты сторонней компанией за толлинг.
Налог был введен для стимулирования собственной добычи нефти и газа в стране в 1987 г. взамен нефтяного акциза и роялти для шельфовых проектов, позже его применение было расширено почти для всех австралийских проектов по добыче. Ключевым стимулом для ввода подобного налогового режима стало снижение добычи на месторождениях Bass Strait и Northern West Shelf, которые обеспечивали основные объемы добычи в стране. Снижение собственной добычи на фоне роста спроса приводило страну к увеличению импорта и росту цен на нефть и нефтепродукты на внутреннем рынке. Именно для целей поддержания собственной добычи был введен льготный режим недропользования, однако важно понимать, что уже в начале 1980-х гг. поступления от нефтяной промышленности в Австралии составляли менее 2 % от валового внутреннего продукта (ВВП).
Практику применения налога на ресурсную ренту в Австралии с 2012 г. начали переносить на нефтяные и газовые проекты на суше и континентальном шельфе северо-западного побережья, для чего были созданы многочисленные рабочие группы с участием международных консалтинговых компаний, представителей власти и бизнеса. Переход на PRRT был объявлен в целях увеличения добычи на нетрадиционных месторождениях, в первую очередь на месторождениях сланцевых нефти и газа и метана угольных пластов. Одновременно с этим за счет поступления от нефтегазового комплекса планировалось наполнить дефицитный австралийский бюджет. Ставка налога была увеличена с 30 до 40 % в целях пополнения бюджета, что сразу привело к негативным последствиям для отрасли. В частности, по данным «Эрнст энд Янг» [3], снизилась инвестиционная привлекательность труднодоступных и нетрадиционных залежей Австралии по сравнению с аналогичными проектами в Китае, Индии и некоторых других странах мира.
При переходе на налогообложение финансового результата австралийское правительство руководствовалось теми же принципами, которые относительно верны и для России. Стимулировать добычу необходимо, особенно в условиях перехода на работу в условиях сильно истощенных месторождений и ТРИЗ, однако создание либерального стимулирующего режима недропользования ведет к «привыканию» к льготам со стороны инвесторов. То есть ввод НДД способен увеличить добычу и обеспечить рост экспорта нефти и газа, однако почти наверняка снизит бюджетные поступления. В российских реалиях, когда значительная часть бюджета и ВВП (явно большая австралийских 0,1 %) обеспечивается именно за счет поступлений из нефтяного сектора, подобные потери в поступлениях могут вызвать необратимые последствия и бюджетный дефицит. Эта ситуация в перспективе приве-
дет к необходимости повысить налоговую нагрузку, что моментально приведет к оттоку капитала в те страны, где режим недропользования будет более лояльным к инвестору. Таким образом, может сложиться ситуация, когда РФ при переходе на НДД не сможет ни эффективно разрабатывать ТРИЗ и наращивать добычу и экспорт нефти, ни наполнять собственный бюджет.
В США специальные налоги на добавленный доход нефтяной отрасли не применялись, однако в 1980-х годах (до 1988 г.) правительство задействовало подобные механизмы для изъятия дополнительных объемов ренты с нефтедобытчиков. Налог назывался «налог на непредвиденную прибыль» (англ. windfall profit tax). Однако по своей природе он не являлся налогом на финансовый результат или на добавленный доход, он являлся акцизным налогом, а точнее, системой акцизных налогов на нефть, добываемую в США [2]. Налогом облагалась разница между рыночной ценой нефти и устанавливаемой ценой нефти на внутреннем рынке США. Налог взымался с каждого барреля нефти. Фактически система подразумевала фиксированную прибыльность нефтедобычи, которую получал каждый налогоплательщик, а вся доходность свыше установленной ставки изымалась в пользу государства.
Итогом этого налога, отмененного в 1988 г., стало увеличение объемов импорта и снижение собственной добычи в США. Бизнесу было выгоднее организовать зарубежные поставки нефти с нефиксированной доходностью, чем инвестировать в рисковую нефтедобычу, где доходность была фиксирована. Обвал добычи и увеличение импорта дополнительно привели к тому, что и сама цель -увеличить бюджетные поступления - достигнута не была. В результате подобного «налогового маневра» предполагалось, что накопленный доход бюджета за период 1980-1988 гг. составит 227,3 млрд долл., однако в реальности накопленный доход составил всего 40 млрд долл.
Опыт США по налогообложению рынка, основанный на попытках формирования системы раздела ренты, опираясь на фиксации доходности по отдельным проектам, привел к увеличению привлекательности сегмента бизнеса перепродаж и трейдинга по сравнению с реальными производственными сегментами. Для России этот опыт важно учитывать, памятуя о формировании единого экономического пространства в рамках Таможенного союза (ТС): так, перекупка нефти из Казахстана может оказаться эффективнее и выгоднее, чем производство ее в России [1].
Норвегия представляет собой, пожалуй, наиболее успешный опыт перехода от классической концессии, базирующейся на уплате роялти и корпоративного налога, к налогу на финансовый результат. В дополнение к высокому корпоративному налогу 27 % в стране действует Special Petroleum Tax (SPT) в размере 51 % от прибыли, получаемой контракторами на каждом проекте по добыче нефти. Налог был введен одновременно с началом масштабной добычи нефти в Северном море. Потенциальные сложности с администрированием налога полностью перенесены на государственные компании Statoil и Petoro, в обязательном порядке являющиеся участниками всех добычных проектов в стране.
Эффективность и привлекательность месторождений Норвегии, несмотря на ограниченную ресурсную базу страны (в последние годы расширившуюся за счет привлечения инвестиций в геологоразведку), обеспечивается не столько самим режимом, подразумевающим налогообложение финансового результата, сколько технологиями, которые госкорпорации предоставляют своим иностранным партнерам, и стабильностью экономико-политической ситуации в стране.
Не стоит забывать и о структуре норвежского бюджета, в котором рентные доходы обеспечивают 20 % доходной части, наравне с налогом на добавленную стоимость (НДС), налогами на доходы физических лиц и социальными взносами. Однако даже 20 % оказались весьма большой долей: так, в 2013 г. правительство страны заявило о намерении повысить на 1 % специальный налог, компенсируя это снижением корпоративного налога также на 1 %. Решение было обусловлено естественным желанием на фоне неблагоприятной европейской экономики повысить налоговые сборы с нефтегазового
сектора. Нефтегазовые компании почти сразу в ответ на это заявили о приостановке нескольких проектов, ссылаясь на изменения в налогообложении, в частности, были приостановлены арктический проект Statoil «Иохан Кастберг» (Johan Castberg) в Баренцевом море и газовый проект Shell в Норвежском море.
Для Норвегии, в отличие от России, ввод НДД был не актом стимулирования добычи, а скорее наоборот, мерами по увеличению бюджетных поступлений от нефтегазового комплекса. Более того, страна смогла очень качественно выстроить систему контроля над соблюдением сложного налогового режима, переложив ее на собственные компании и обеспечив их обязательное присутствие в каждом добычном проекте. При этом важно отметить, что высокие ставки НДД приводят к «негибкости» новых достаточно дорогих проектов страны в арктических условиях (что и роднит Норвегию с Россией): так, даже минимальные изменения в налоговом бремени способны приводить к отказам от разработки проектов.
Наиболее яркий пример неудачного применения налога, основанного на налогообложении прибыли, - основной сырьевой налог Petroleum Revenue Tax (PRT) в Великобритании. Налог был введен в 1975 г. и начал масштабно применяться к 1978 г. для всех месторождений, введённых в эксплуатацию с 1975 г. (для старых месторождений действовал классический роялти). Налогом 75 % (позже он был снижен до 50 %) облагались все участники каждого проекта по разработке каждого месторождения на территории Соединенного Королевства и в его территориальных водах. Важно отметить, что налог был введен не для стимулирования добычи, а для изъятия сверхприбыли, получаемой за счет устоявшихся на рынке высоких цен на нефть в условиях сравнительно низких затрат на добычу в Северном море.
Высокая привлекательность месторождений Северного моря по сравнению с высокорисковыми проектами на территории стран - членов ОПЕК поначалу привлекала все новых инвесторов, обеспечивая Британии как рост добычи, так и рост поступлений от PRT. Тем не менее уже к середине 1980-х годов начала проявляться несостоятельность такого режима. В общем объеме добычи значительно возрастало число низкомаржинальных труднодоступных небольших месторождений, прибыль компаний снижалась, а вместе с ней снижались и доходы государства.
К 1993 г. поступления от PRT в бюджет снизились до отметки в 0,4 млрд фунтов, против 7,2 млрд фунтов в 1984 г., при том что и добыча снизилась на 20 %. Система налогообложения проявила свою полную несостоятельность и как средство наполнения бюджета, и как инструмент для привлечения инвестиций в разработку британских месторождений, и это несмотря на значительное количество льгот, введенных в период с 1986-го по 1993 г., направленных на снижение ставки PRT. По мнению сотрудника Университета Абердина П. Рипли, «в отдельные периоды времени выплаты PRT даже не могли покрыть затрат на его администрирование» [5].
Неудачный 18-летний эксперимент привел к полному пересмотру концепции налогообложения в нефтяной индустрии, которая сейчас для всех месторождений, введенных после 1993 г., заключается в уплате общего корпоративного налога по ставке 30 %, уплате дополнительного взноса в размере 32 % от прибыли на каждом месторождении. Текущая система налогообложения позволила существенно увеличить поступления в бюджет страны с 1,3 млрд фунтов в 1993 г. до 6,1 млрд фунтов в 2013 г., однако так и не создала позитивных стимулов для инвестиций в нефтедобычу Великобритании.
Важно отметить, что даже здесь, в условиях очевидной несостоятельности и убыточности предыдущей системы налогообложения, не проводилось полного перехода отрасли с одной налоговой системы на другую. Так, с 1975 г. в стране действовали одновременно две системы - «система сочетания корпоративного налога и роялти» и «система сочетания корпоративного налога и PRT»; а с 1993-го по 2004 г., пока полностью не исчерпались все месторождения, разрабатываемые по системе
«корпоративный налог плюс роялти», - целых три системы налогообложения - «корпоративный налог плюс роялти», «корпоративный налог плюс РИТ» и «корпоративный налог плюс дополнительный взнос», что безусловно приводило к сложностям в регулировании и администрировании, однако полностью соответствовало юридическому принципу «закон обратной силы не имеет».
Британский опыт особенно важно учесть при рассмотрении вопроса о переходе на НДД в России. Важно помнить, что вовлечение в эксплуатацию трудноизвлекаемых месторождений за счет перехода на НДД всегда значительно ударяет по государственному бюджету, не всегда создавая при этом объективные стимулы для их разработки. А затраты на администрирование, особенно при одновременном наличии в стране двух и более налоговых систем, могут оказаться больше, чем поступления от налогов.
В России, по предложению А. Новака, НДД предполагается применять только в рамках отдельных месторождений, а НФР распространить на всю отрасль [4], которая, напомним, на 90 % принадлежит вертикально-интегрированным нефтяным компаниям (ВИНК), которые благодаря самой структуре вертикальной интеграции способны сохранить прибыль за счет тех самых трансфертных цен.
Возможные для России последствия ввода системы налогообложения финансового результата в контексте приведенных в начале трех потенциальных плюсов могут быть следующими.
1. Отсутствие учета финансового результата компаний, а не только общего оборота - очевидный недостаток текущей российской системы недропользования, отчасти компенсируемый системой льгот для удаленных и труднодоступных месторождений. Однако НДД/НФР не учитывают бюджетную направленность российских налогов в нефтяной отрасли:
а) одним из основных недостатков НДД/НФР является то, что государственный бюджет получает доходы только тогда, когда доходность проектов относительно высока. То есть государство всегда несет больший, чем компании, риск, так как оно не получит ресурсную ренту, в случае если проект не достигнет пороговой нормы доходности. На практике (например, в Великобритании и Австралии) системы, основанные на налогообложении прибыли каждого отдельного проекта (НДД) или отрасли (НФР), приводили к существенному снижению бюджетных поступлений;
б) государство берет на себя риск увеличения реальной стоимости проекта, что позволяет компаниям перераспределять ресурсную ренту в свою сторону в случае увеличения затрат по независящим от них причинам (к примеру, в случае удорожания оборудования или запрета на его ввоз в страну, что особенно критично для России в условиях санкций западных стран). Яркий пример в данной ситуации - Великобритания, чей бюджет принял на себя все риски увеличения проектных затрат и ухудшения условий добычи в Северном море, а поступления от НФР снизились практически до нуля;
в) трансфертные цены также могут быть большим риском для государства. В данной ситуации стоимость товаров и услуг перераспределяется с целью снизить налогооблагаемую базу. Так, к примеру, специально для того, чтобы снизить влияние трансфертных цен на прибыли компаний, в Австралии в налогооблагаемую базу для НФР/НДД включаются затраты на процессинг на НПЗ, если нефть поставляется на него по толлинговой схеме, что значительно увеличивает налоговую нагрузку на НПЗ и усложняет процесс администрирования налогов.
1. НФР не упрощает администрирование текущей системы налогообложения, обеспечивает снижение числа точечных льгот и преференций. На практике именно администрирование налога становится ключевой причиной его неэффективности:
а) администрирование и мониторинг НФР/НДД весьма затратны и сложны из-за необходимости получения доступа к данным компаний по затратам. В Норвегии эта проблема решается посредством обязательного участия госкомпаний в каждом проекте, причем роль этих госкомпаний - кон-
троль затрат и предоставление эффективных технологий. В Австралии все параметры НФР/НДД включены в лицензию по каждому конкретному проекту и рассчитываются на основе множества нормативных показателей, причем все нормативные показатели являются неотъемлемой частью конкретной лицензии. В Великобритании администрирование осуществляется налоговыми органами, что приводит к раздуванию их штата и созданию громоздкой неэффективной системы, особенно в условиях, когда выплаты НФР/НДД невелики и поступления от этого налога едва перекрывают затраты на его администрирование;
б) неопределенность и возможные задержки в выплатах НФР/НДД - это серьезный вызов государственному и бюджетному планированию, особенно для стран, где велика доля доходов от нефтегазового комплекса. Отметим, что во всех трех рассматриваемых странах доля нефтегазового комплекса в доходах бюджета невысока, а в Норвегии, где она наибольшая, планирование бюджета и выплат НФР/НДД фактически является производственно-финансовым планом госкомпаний, задействованных во всех проектах по добыче. Также в этих странах сравнительно низкий уровень коррупции;
в) при применении налогообложения финансового результата «точечные» льготы, как правило, никуда не исчезают. Так, в Норвегии действует прямое субсидирование затрат на геологоразведочные работы, которые вычитаются из сумм, уплачиваемых компанией налогов, выдаются налоговые кредиты на морские месторождения с процентными ставками 1,5 %, закупки оборудования для некоторых проектов освобождаются от уплаты НДС. Также могут получать стимулы новые компании, не работавшие до этого в нефтяном секторе, или компании, работающие на принципиально новых технологических залежах. В Великобритании действует режим field allowances для стимулирования малых месторождений, сверхглубоководных месторождений, а также месторождений тяжелой нефти или залегающих в необычных пластовых условиях. В Австралии «точечные» льготы и стимулы вводятся для отдельных проектов по решению профильных государственных ведомств.
2. На практике НФР/НДД далеко не всегда обеспечивает эффективный ввод в эксплуатацию ТРИЗ нефти. Более того, отрасль «привыкает» к налоговому режиму, а как показывает практика Великобритании, Норвегии и Австралии, режим налогообложения финансового результата крайне чувствителен к любому изменению налогового бремени и реагирует моментальным отказом от ряда проектов в случае неблагоприятных для инвесторов налоговых изменений. При этом для того, чтобы пересмотреть проект, могут уйти годы, учитывая, что ставки НФР/НДД нередко являются неотъемлемой частью выдаваемой по проекту лицензии.
Фактически из всех потенциальных плюсов перехода на НФР/НДД возможен один - налог способен снизить нагрузку на компании и учесть их финансовые результаты, а не только оборотные показатели, однако, вероятнее всего, в ущерб бюджету страны, который значительно зависит от поступлений налогов на добычу нефти. Плюсы в упрощении администрирования, снижении числа частных льгот и стимулировании разработки ТРИЗ видятся скорее теоретическими и виртуальными, для наступления этого эффекта необходимо крайне аккуратно в рамках многосторонних рабочих групп тщательно выверять все параметры возможной будущей налоговой системы. В целом переход на налогообложение финансового результата и доходности компаний по большей части направлен на перенос негативных эффектов от внешних объективных рисков с компаний, которые сейчас в большей степени страдают от них, на государство, а значит на бюджетнозависимые отрасли экономики.
НФР и НДД направлены на изъятие ренты, основываясь не на объемных результатах производства (как налог на добычу полезных ископаемых, или классический роялти, когда ставка налога устанавливается на валовый объем добычи), а на финансово-экономических результатах производства, т.е. фактически это налог на прибыль (сверхприбыль) компании. Единственное отличие НФР от НДД заключается в том, как исчисляется налогооблагаемая база:
1) НФР учитывает в качестве налогооблагаемой базы операционную прибыль по проекту с аплифтом (вычетом) по капзатратам. Этот налог ближе к британской и норвежской системам налогообложения и предполагает под собой особые сложности с администрированием и множество точечных послаблений и индивидуальных ставок вычетов, причем не только по капзатратам, но и по привлеченному финансированию, как правило, в системах, использующих НФР, крайне распространено налоговое кредитование;
2) НДД учитывает в качестве налогооблагаемой базы денежный поток от добычи нефти. Как правило, налог не уплачивается, пока денежный поток компании не становится положительным и (или) накопленный доход не начинает перекрывать накопленные затраты, как капитальные, так и операционные по проекту. Таким образом, система налогообложения прибыли компаний топливно-энергетического комплекса (НДД/НФР) слабо распространена в мире и характерна для стран, в которых невелика зависимость бюджета и ВВП от нефтегазового сектора. В случае ввода НДД/НФР могут создаваться стимулы для разработки сложных месторождений, однако на практике изменение налогообложения не всегда ведет к вводу в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов; требуется формирование сложной эффективной прозрачной системы контроля затрат, которая может столкнуться со многими злоупотреблениями мошеннического и коррупционного характера. Многие проектные и конъюнктурные риски перекладываются с компаний на государство, а на практике (как и при любой системе налогообложения) сохраняется потребность в адресных льготах для низкомаржинальных проектов.
Библиографический список
1. Панчева В.С., Язев В. А. Анализ мировой практики налогообложения добычи газа // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2013. - № 1.
2. CSR Report for Congress «The Windfall Profit Tax On Crude Oil».
3. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Coal-seam-gas-RUS/$FILE/Coal-seam-gas -RUS .pdf
4. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://1prime.ru/News/20140905/791290368.html
5. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.abdn.ac.uk/law/documents/ TheOilandGasTaxationRegime.pdf
