CC BY
95
О ВОЗМОЖНОСТЯХ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ДОХОДОВ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ОТРАСЛЯХ;
В статье анализируются масштабы и структура дополнительных доходов в нефтяной и газовой промышленности. Обосновывается вывод о том, что данные доходы связаны преимущественно с недооценкой рубля относительно паритета покупательной способности, а также с фактором внешнеэкономической конъюнктуры - роль же «природной ренты» невелика. Обсуждаются механизмы изъятия таких доходов.
Масштабы доходов нефтяного и газового секторов (макроэкономическая оценка). Возможности мобилизации рентных доходов в значительной степени определяются масштабами деятельности топливных отраслей. Представляется, что официальные данные о доходах нефтяной и газовой отраслей, публикуемые Госкомстатом России на основании отчетности предприятий, существенно занижены. Во всяком случае, они не согласуются ни с данными об объемах поставок топлива на внешний и внутренний рынки, ни с информацией о ценах на нее, ни с результатами обследований крупнейших компаний (табл. 1).
Так, по данным Госкомстата России, валовой выпуск нефтяной промышленности составил в 2002 г. всего 945 млрд. руб. Косвенная оценка с учетом поставок основных видов топлива на внешний и внутренний рынки дает существенно большую величину - 1624 млрд. руб. Эта оценка хорошо соотносится с результатами обследования 21 крупнейшей нефтяной компании, участвовавшей в исследовании «Эксперт-200» в 2002 г. (1843 млрд. руб.).
В газовой промышленности в 2003 г. объем выпуска (включая транспортировку газа), по данным Госкомстата России, составил 368 млрд. руб., на основании информации о поставках газа на внешний и внутренний рынки - 530 млрд. руб., а по данным обследования «Эксперт-200», крупнейших газовых компаний («Газпрома» и «Нортгаза») - 618 млрд. руб. При всей условности такого метода, позволяющего оценить лишь порядок получаемых доходов, разницу можно интерпретировать, как дополнительный доход предприятий нефтяной и газовой отраслей, не учитываемый официальной статистикой.
Оценка возможных масштабов изъятия ренты, извлекаемой нефтяными и газовыми компаниями, и определение конкретных налоговых инструментов такого изъятия зависят от следующих параметров:
- соотношения основных компонент дополнительных доходов: 1) дохода,
связанного с разрывом между обменным курсом и паритетом покупательной способности (ППС), 2) дохода, определяемого благоприятной мировой
конъюнктурой и
3) природной ренты;
- динамики собственных потребностей предприятий данных отраслей в инвестициях;
1 Материал подготовлен в рамках проекта «Корпоративный гражданин: как российские корпорации платят налоги» Аналитического центра «Эксперт». Финансовая поддержка оказана Московским общественным научным фондом за счет средств, предоставленных Агентством по Международному Развитию Соединенных Штатов Америки (USAID). Точка зрения, отраженная в данном документе, может не совпадать с точкой зрения Аналитического центра «Эксперт», Агентства по Международному Развитию или Московского общественного научного фонда.
В работе использованы материалы А. Белоусова, В. Сальникова и В. Иванова.
- эффекта использования различных налоговых инструментов изъятия дополнительных доходов.
Таблица 1
Масштабы производственной деятельности в нефтяной и газовой промышленности в 2000 г. (в ценах производителей)
Нефтяная промышленность Газовая
Показатель всего нефтедобыча нефтеперер аботка промышленность (включая транспортировку)
Данные Госкомстата Валовой выпуск, млрд. руб. 945 759 186 368
в том числе по крупным и средним предприятиям 885 733 152 368
Сальдированный финансовый результат (по крупным и средним предприятиям), млрд. Руб. 136 118 18 49
Норма прибыли, % 15 16 12 13
Данные обследования крупнейших компаний «Эксперт-200» Объем реализации, млрд. руб. 1843 618
Балансовая прибыль (убыток), млрд. руб. 416 - - 155
Норма прибыли, % 23 - - 25
Оценка с учетом скрытых доходов Валовая выручка, млрд. руб. 1624 1074 550 530
Прибыль, млрд. руб. 604 228 376 214
Норма прибыли, % 37 21 68 40
Структура дополнительных доходов нефтяной и газовой промышленности. Высокий уровень доходов компаний экспортно-ориентированных сырьевых отраслей определяется наличием в их добавленной стоимости дополнительных компонентов. Эти компоненты связаны со спецификой бизнеса компаний, экспортирующих (по ценам мирового рынка) сырьевые товары и несущих затраты по их производству по внутренним ценам.
В составе доходов (добавленной стоимости) экспортно-ориентированных сырьевых отраслей можно выделить следующие основные компоненты (табл. 2).
Таблица 2
Состав дополнительных доходов экспортно-сырьевых отраслей
Компонент Содержание Способ расчета
Добавленная стоимость, всего Разность между валовым выпуском и материальными затратами
1 «Нормальная» произведенная добавленная стоимость Добавленная стоимость от производственной деятельности Нормативное соотношение (коэффициент, соответствующий среднему уровню по неэкспортным отраслям) с материальными затратами
2 Дополнительные доходы Сумма элементов 2.1 - 2.3
2.1 Доход от завышенного обменного курса Дополнительный доход от экспорта, связанный с превышением обменного курса над ППС Разность между фактически полученными доходами от экспорта и доходами в условиях равенства валютного курса и ППС (при фактических экспортных ценах и объемах экспорта)
2.2 Доход от благоприятной внешне- экономической конъюнктуры Дополнительный доход от экспорта, обусловленный превышением мировых цен на сырье над средним их уровнем за последние годы Разность между фактически полученными доходами от экспорта и доходами в условиях мировых цен, соответствующих средне-многолетнему уровню (при фактических физических объемах экспорта и обменном курсе)
2.3 Природная рента Дополнительные доходы, Разность между добавленной стоимостью и
связанные с использованием существующих природных ресурсов и не объясняемые другими
(внешнеэкономическими) факторами__________________
суммой элементов 1, 2.1, 2.2
Анализ показывает, что повышенные доходы экспортно-ориентированных отраслей связаны, главным образом, с недооценкой рубля по отношению к доллару США, а не с присваиваемой природной рентой. На этот фактор приходится более 70% добавленной стоимости в нефтедобывающей промышленности и около половины - в газовой (табл. 3).
Таблица 3
Масштабы и структура дополнительных доходов нефтедобывающей и газовой промышленности в 2002 г. (в ценах конечного потребления)
Показатель Нефтедобывающая промышленность Газовая промышленность (включая транспортировку)
Формирование и использование доходов, млрд. долл.
Валовой доход 38,4 22,7
материальные затраты 6,3 0,8
транспортировка 4,8 2,0
Формирование добавленной стоимости 27,3 19,8
завышенный обменный курс 19,2 9,5
благоприятная внешнеэкономическая конъюнктура 1,1 3,1
природная рента 2,5 5,2
«нормальная» добавленная стоимость 4,4 2,0
Распределение добавленной стоимости 27,3 19,8
оплата труда 1,6 1,1
налоги 14,2 8,4
дополнительные расходы на экспорт 2,2 3,3
амортизация 1,9 0,2
прибыль 7,3 6,8
Структура добавленной стоимости, %
Формирование добавленной стоимости 100 100
завышенный обменный курс 71 48
благоприятная внешнеэкономическая конъюнктура 4 16
природная рента 9 26
«нормальная» добавленная стоимость 16 10
Распределение добавленной стоимости 100 100
оплата труда 6 5
налоги 52 43
дополнительные расходы на экспорт 8 17
амортизация 7 1
прибыль 27 34
«Нормальная» произведенная добавленная стоимость, соответствующая по своей природе добавленной стоимости в обрабатывающей промышленности и не связанная с факторами природного или конъюнктурного характера, в нефтедобыче равна 16%, газовой отрасли - 10%.
На фактор благоприятной внешнеэкономической конъюнктуры (превышения мировых цен над средним уровнем за продолжительный период) в 2002 г.2 пришлось около 4% добавленной стоимости в нефтедобыче и 16% - газовой отрасли.
Соответственно масштабы природной ренты, изъятие которой и планируется в основном расширять, в российском сырьевом секторе относительно невелики.
2 Напомним, что в 2002 г. средние контрактные цены на российскую нефть были ниже уровня 2003 г. — 21,0 долл./барр. по сравнению с 23,6 долл./барр.
В нефтедобывающей промышленности она оценивается в 2-2,5 млрд. долл. (менее 10% добавленной стоимости), в газовой - около 5 млрд. долл. (25%).
С учетом необходимости выравнивания налоговой нагрузки на топливный и обрабатывающий секторы экономики потенциал дополнительного изъятия доходов оценивался в 2002 г. в нефтяной промышленности (включая нефтепереработку) в 2 млрд. долл. в год, в газовой - в 1 млрд. долл. в год. Для нефтяной отрасли это привело бы к росту налоговой нагрузки (в условиях 2002 г.) на 0,7 долл./барр. добытой нефти, что представляется предельной величиной, учитывая ее инвестиционные возможности.
Что касается газовой промышленности, то на ее дополнительные доходы ложится нагрузка, связанная с поддержанием относительно низких цен на газ для потребителей в России и СНГ. По оценке, цены на газ для российских потребителей в 2002 г. были ниже мировых в 4,3 раза, для потребителей в СНГ - в 3,6 раза. Рост изъятия «сверхдоходов» газовой отрасли будет автоматически означать необходимость адекватного повышения внутренних цен на газ (с соответствующим усилением давления на энерготарифы, тарифы жилищно-коммунального хозяйства и др.).
Весьма умеренный уровень природной ренты, поступающей в доход нефтяных компаний, подтверждают и расчеты воспроизводственной цены нефти (сумма текущих и капитальных затрат). По оценкам, эта цена в 2003 г. составляла 10-11 долл./барр. По данным нефтяных компаний, она была существенно выше, и уже в 2002 г. равнялась 13 долл./барр.
Тенденции изменения доходов топливных отраслей. Ключевая проблема бюджетной стратегии, опирающейся на изъятие сырьевых сверхдоходов, состоит в том, что возможности для такого изъятия в ближайшем будущем будут уменьшаться.
С одной стороны, объем таких доходов в перспективе будет уменьшаться в силу ожидаемого снижения мировых цен на нефть и газ и укрепления реального обменного курса рубля, с другой - в ближайшие годы резко повысится потребность нефтяных и газовых компаний в инвестициях для обновления производственного аппарата.
Снижение мировых цен на нефть. В ближайшие годы можно ожидать более или менее значительного снижения мировых цен на российскую нефть (рисунок, (а)).
При благоприятном варианте цены на нефть Urals снизятся умеренно - с нынешних 35 долл./барр. до 31-32 долл./барр. в 2006-2007 гг.3, при неблагоприятном - возможно их уменьшение до 26 долл./барр.
По имеющимся оценкам, снижение мировых цен (Urals) на 1 долл./барр. приводит к потере доходов российских нефтяных компаний на 2-2,5 млрд. долл.
Укрепление реального эффективного курса рубля4. При сохранении благоприятной мировой конъюнктуры (и притока иностранных финансовых ресурсов на российский рынок) в 2004-2008 гг. можно ожидать сохранения тенденции укрепления реального эффективного курса рубля. В 2004-2007 гг. он составит в среднем за год 106,3% при благоприятном варианте (высокие мировые цены на нефть) и 103,1% при неблагоприятном (рисунок, (б)).
Соответственно будет сужаться основная компонента дополнительных доходов нефтяной и газовой отраслей, связанная с недооценкой рубля относительно его ППС.
3 Следует иметь в виду, что реально российская нефть продается не по ценам нефти марки Urals, а по контрактным ценам, которые существенно ниже (на 2-3 долл./барр.), причем из-за усиливающейся конкуренции на южно-европейском рынке разрыв в последнее время нарастает.
4 Индекс реального эффективного курса — изменение покупательной способности национальной валюты страны по отношению к корзине валют стран — основных торговых партнеров данной страны. При этом вес каждой страны — торгового партнера в корзине соответствует ее доле во внешнеторговом обороте
В итоге нефтяная и (в меньшей степени) газовая отрасли в перспективе попадают в «вилку» цен: при высоких они теряют доходы из-за укрепления рубля, а при низких - из-за неблагоприятной мировой конъюнктуры.
На этом фоне ожидается повышение инвестиционной нагрузки на доходы предприятий нефтяной и газовой отраслей, связанное с необходимостью освоения новых месторождений со сложными природно-климатическими и геологическими условиями и поддержания соответствующей производственной и транспортной инфраструктур.
Долл./барр.
благоприятный
%
при высоких ценах
(а) (б)
Рисунок. Динамика мировых цен на нефть Urals (а) и реального эффективного курса рубля (б)
Среднегодовая потребность в инвестициях в 2004-2007 гг. будет выше уровня 2000-2003 гг. в нефтяной промышленности в 1,2 раза, в газовой - в 1,4 раза (табл. 4).
Таблица 4
Оценка потребности топливных отраслей в инвестициях (в среднем за год), млрд. долл.
Отрасль 2000-2003 гг. 2004-2007 гг. Рост, раз
Нефтяная 6,3 7,8 1,2
Газовая 2,0 2,8 1,4
Трубопроводный транспорт 3,0 4,8 1,6
Предполагается, что воспроизводственная цена нефти к концу десятилетия повысится до 17 долл./барр. Отсюда следует, что даже при сохранении благоприятной мировой конъюнктуры топливно-сырьевые отрасли уже не смогут выполнять функции «финансового донора» экономики.
Введение дифференцированного налогообложения нефтяных компаний: достоинства и недостатки. Представляется, что в силу специфики структуры дополнительных доходов нефтяных и газовых компаний оптимальным инструментом для этого являются экспортные таможенные пошлины - в силу привязки их ставок к мировым ценам на нефть и «самоиндексации» при изменении валютного курса (ставки номинированы в долларах), а также НДПИ.
В середине 2004 г. (с 1 августа) после длительной дискуссии было принято решение об изменении шкалы экспортных пошлин на нефть, существенно повышающее налоговую нагрузку на производителей при высоких мировых ценах (более 25 долл./барр. Urals). С начала 2005 г. заметно увеличатся ставки НДПИ на нефть и газ. В
таких условиях возможности повышенного изъятия дополнительных доходов в рамках традиционных механизмов представляются в основном исчерпанными.
Дальнейшее увеличение изъятия природной ренты весьма актуализирует вопрос о введении дифференциального налога на месторождения. На первый взгляд, такая мера кажется очевидной («от противного»: недифференцированный рост изъятия ренты приведет к резкому ухудшению финансового положения компаний, работающих в относительно неблагоприятных условиях, и соответственно к необоснованному ухудшению их конкурентоспособности). Однако реально данная мера помимо достоинств имеет и ряд серьезных недостатков.
Достоинства дифференцированных ставок.
1. Учет различного положения компаний по объективным (геолого-экономическим, географическим и др.) условиям их деятельности. Между отдельными компаниями сложился почти двукратный разрыв по степени выработанности эксплуатируемых месторождений. Так, Тюменская нефтяная компания имеет более 90% месторождений с выработанностью менее 70%, в то время как компания Татнефть - 66% месторождений с выработкой на 80% и более (табл. 5).
Таблица 5
Степень выработанности месторождений отдельных нефтяных компаний (2001 г.), %
Компания Средняя выработанность (оценка) У ровень выработанности
80 и более 70-80 менее 70
Татнефть 77 66,4 13,7 19,9
Башнефть 68 53,4 9,7 36,9
Славнефть 55 25,0 16,4 58,6
Роснефть 47 18,8 6,0 75,2
ЛУКОЙЛ 49 18,2 12,1 69,7
Сибнефть 43 13,3 2,0 84,7
ЮКОС 46 8,7 17,0 74,3
Сиданко 39 5,3 4,0 90,7
Сургутнефтегаз 39 2,3 8,0 89,7
ТНК 38 1,9 6,2 91,9
2. Стимулирование полного использования месторождений. Действующая система (особенно в случае недифференцированного повышения налоговой нагрузки на добычу полезных ископаемых) не стимулирует полного использования месторождений. Капиталоемкость добычи по мере исчерпания запасов возрастает. В результате, высокая (недифференцированная) налоговая нагрузка на добычу стимулирует ранний отказ от дальнейшей разработки месторождений и переход на новые нефтяные участки. Дифференциация, снижающая налоговую нагрузку на компании, работающие в плохих геологических условиях, будет стимулировать добычу до фактического исчерпания месторождений.
Недостатки дифференцированных систем налогообложения.
1. Усложнение налогового администрирования, которое привело к отказу от системы налогов с дифференцированными ставками, существовавшими в России в 90-х годах.
Согласно большинству предлагаемых сегодня подходов к установлению шкалы дифференциации (по степени выработанности месторождения, геологическим условиям добычи и другим показателям) требуется либо проведение значительных по объему расчетов (в том числе, ретроспективных, за предшествующие годы), либо индивидуальная работа налоговых органов с конкретными нефтяными
компаниями. Последнее, как показывает практика, ведет к снижению прозрачности условий налогообложения и возникновению неоправданных преимуществ в налоговом режиме одних компаний по сравнению с другими.
2. Недооценка влияния валютного курса и цен нефти на дополнительные доходы компаний - экспортеров углеводородов.
Предлагаемый подход, ориентированный на изъятие природной ренты и в условиях снижения доходов, связанных с курсовым и ценовым факторами, способен привести к существенному ухудшению положения компаний.
Если же решение об увеличении изъятия рентных доходов все-таки будет принято (что при дифференциации условий бизнеса нефтяных компаний автоматически означает переход и к дифференциации налоговых платежей), то представляется необходимым:
- обеспечить прозрачность правил установления ставок, их привязки к априори известным параметрам района добычи - отсутствие необходимости «индивидуальной работы» с компаниями;
- установление ставок по принципу «районов добычи», уменьшающему риск неоправданного диффренцирования условий налогообложения для компаний, работающих в регионах со сходными условиями добычи.
Мировой опыт обложения доходов от добычи минеральных ресурсов. Как показывает мировой опыт, используемые инструменты изъятия доходов от добычи минеральных ресурсов, в частности нефти, многообразны. При этом наблюдается закономерность: чем выше уровень развития институтов в данной стране, тем в меньшей степени применяются специфические инструменты налогообложения нефтяных компаний. И наоборот, чем слабее институты, тем активнее применяются специальные налоговые режимы, или практика установления параметров изъятия их доходов на основе прямых переговоров конкретных нефтяных компаний с правительством.
Можно выделить следующие инструменты изъятия доходов нефтяных компаний в различных странах.
Бонусы. Уже в момент передачи прав на разработку месторождений государство стремится присвоить экономическую ренту с помощью платежа (бонуса) за право разработки месторождения. Бонусы являются разовыми платежами и, как правило, не служат значительным (по сравнению с роялти и налогами) источником финансовых поступлений для государства. В то же время они могут рассматриваться в качестве дополнительной статьи увеличения государственных доходов и хронологически выступают как первый вид платежа.
Размеры таких бонусов значительно варьируют. Например, в Индонезии бонус, уплачиваемый при подписании соглашения, составляет 1,5 млн. долл., в Нигерии -0,5 млн. долл. Бонусы могут быть приурочены к различным этапам реализации проекта, например, к началу добычи или к моменту достижения определенного уровня добычи. В США система бонусов формально не установлена, однако существуют конкурентные торги за участки, таким образом, предлагаемая покупателем цена может рассматриваться в качестве бонуса, который он выплачивает победившим участником торгов.
Роялти. Весьма распространенной формой выплат государству являются роялти, которые рассчитываются как фиксированный процент валового дохода производителя. Роялти может рассматриваться как базисный вид систематического платежа, обеспечивающий более ранние по времени и более стабильные финансовые поступления государству, чем платежи с доходов. Этот платеж легко администрируется и обеспечивает ранний и гарантированный доход государству.
В нефтяной промышленности величина роялти колеблется от 0 (например, в Великобритании) до 50% в некоторых странах (Мьянма, Египет). В большинстве стран она составляет 12,5-20% стоимости добытой нефти. Весьма распространенными ставками являются 12,5% и 16,67%.
Платежи, не привязанные к величине прибыли (роялти, бонусы и др.) регрессивны - чем ниже прибыльность проекта, тем относительно выше уровень выплат. В связи с этим некоторые государства повышают налоги на чистый доход и отказываются от взимания роялти. Все большее распространение приобретают налоговые системы с гибкими условиями, что достигается применением скользящих шкал. Системы со скользящими шкалами используют для того, чтобы обеспечить повышение доли государства при росте прибыльности проекта и тем самым снизить уровень регрессивности налога.
Большинство систем со скользящими шкалами реагирует на уровень добычи (с его ростом доля государства растет). В некоторых системах используются прогрессивные шкалы налоговых ставок.
Иногда применяется несколько видов налогов со скользящими шкалами, например, роялти, бонусы, раздел прибыльной нефти. К наиболее распространенным факторам, обусловливающим изменение тех или иных элементов фискальных систем по скользящей шкале, относятся уровень добычи, глубина шельфа, накопленная добыча (объем нефти, извлеченной с момента начала добычи), цены на нефть, Р-факторы и норма прибыли.
Так, в нефтегазовом секторе Китая ставка роялти варьирует от 0 до 12,5% в зависимости от уровня добычи. В Нигерии для оффшорных нефтяных месторождений, расположенных на глубине свыше 1000 м, ставка роялти равна 0 и увеличивается до 16,67% для месторождений, расположенных на глубине менее 200 м.
В США применяются только два относительно простых налога: обычный роялти (в размере 16,67% для оффшорных месторождений) и стандартный налог на прибыль. В то же время США, как известно, изымают значительную часть экономической ренты с разрабатываемых месторождений, когда эти два платежа сочетаются с конкурентными торгами за лицензии.
Специальные рентные налоги на природные ресурсы. Ресурсный рентный налог был первоначально разработан в Австралии. К группе ресурсных рентных налогов могут быть отнесены налог на нефтяные доходы в Великобритании и специальный налог на добычу углеводородов в Норвегии. Налог на нефтяные доходы в Великобритании в 80-е годы составлял 75% чистого дохода, с 1993 г. он составляет 50% и применяется после того, как все капитальные затраты возмещены (налог не применяется, если добыча меньше чем 20 тыс. барр./сут). Ставка дополнительного специального налога на добычу углеводородов в Норвегии равна 30%. Следует отметить, что в 80-е годы и Великобритания, и Норвегия отказались от взимания роялти с новых месторождений.
Налоги на прибыль. Ставки обычного налога на прибыль корпораций колеблются от 0 до 70%, ставки налога на прибыль нефтяных компаний (например, в большинстве стран ОПЕК) - как правило, от 50 до 85%. Более высокие налоги на прибыль в нефтяном секторе фактически служат инструментом изъятия получаемой здесь экономической ренты.
Соглашения о разделе продукции. В развивающихся странах широкое распространение получили контракты (соглашения) на добычу нефти с разделом произведенной продукции, первый из которых был заключен в Индонезии в 1966 г.
Произведенные затраты в таких контрактах компенсируются компании частью добытой на данном месторождении нефти, так называемой компенсационной нефтью.
Предельная доля компенсационной нефти в добыче оговаривается в контракте. В большинстве стран, применяющих данный тип соглашений, эта доля обычно составляет 20-50%, хотя в некоторых из них может выходить за эти пределы (например, в Индонезии и Казахстане предел возмещения затрат составляет 80% добычи). Доля компенсационной нефти, как правило, выше в районах с более сложными природно-геологическими условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи. Оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая (прибыльная) нефть, подлежит разделу между государством и компанией-подрядчиком.
В отдельных странах раздел производится в индивидуальных пропорциях. При этом в большинстве нефтедобывающих стран, практикующих заключение таких контрактов, пропорции раздела с ростом добычи изменяются в пользу государства. С принадлежащей компании доли распределяемой нефти, как правило, уплачивается налог на прибыль. В ряде стран в соглашения о разделе продукции также включаются обязательства по уплате роялти.
Существуют и более простые схемы раздела продукции, например, прямой раздел всей добычи без предварительного выделения компенсационной продукции и без налогообложения доли, получаемой компанией. В этом случае раздел продукции может заменять все виды налогов на производителя. Такая система действует, например, в Ливии, где продукция делится между государством и компанией-подрядчиком в пропорции 81:19.
Необходимо отметить, что институционально стабильные экономики таких развитых стран, как США и Великобритания, вообще не имеют контрактов на условиях раздела продукции - все охватывается законодательством. Более бедные и менее стабильные экономики имеют больше условий, подлежащих переговорам.
