Доходы нефтяных компаний не дают покоя российским чиновникам. Директор департамента налоговой и таможенно-тарифной политики Министерства финансов РФ Михаил Моторин, выступая в середине октября на конференции «Налоговая стратегия в современных условиях», организованной аудиторской компанией PricewaterhouseCoopers, объявил, что его ведомство считает необходимым ввести новый налог — на сверхприбыль нефтяных компаний, или налог на дополнительный доход (НДД).
Сегодня действуют два основных инструмента, с помощью которых государство изымает доходы нефтяных компаний, — налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортная таможенная пошлина. Оба зависят от мировой конъюнктуры цен на нефть и высчитываются исходя из нее, поэтому, как считают нефтяники, НДПИ и экспортная пошлина дублируют друг друга.
Налоговые поступления от нефтяного сектора в т. г. составляют около четверти доходов консолидированного госбюджета, и налоговая нагрузка продолжает расти. Так, с августа действует новая шкала экспортных пошлин на нефть, по которой при более высоких ценах налоговые изъятия увеличиваются. Базовая ставка НДПИ с 1 января 2005 г. будет увеличена с 400 руб. до 419 руб./т нефти. В результате, по расчетам партнера PricewaterhouseCoopers Михаила Клубничкина, «за каждый дополнительный доллар, полученный при цене нефти выше $ 25/барр., компаниям придется отдавать государству 107 центов».
Но чиновники, очевидно, считают, что у нефтяников все равно остаются сверхприбыли. Примечательно, что, заявляя о необходимости введения нового налога, М. Моторин особо отметил: система налогообложения нефтяной отрасли не должна привести к падению добычи нефти после 2010−2015 гг. Нефтянка, по словам чиновника, обязана и привлекать инвестиции, и соблюдать фискальные интересы государства. Хотя ясно, что постоянные преобразования налогообложения отрасли отнюдь не стимулируют нефтяников к увеличению капитальных вложений, необходимых для воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ).
НДПИ введен в 2002 г. Его появление обосновали необходимостью повышения собираемости рентных налогов, которые тогда, в связи с использованием крупными компаниями трансферного (внутрикорпоративного) ценообразования, взимались в минимальных размерах. НДПИ, исчисляемый с объемов добытых углеводородов, заменил роялти, акциз и отчисления на ВМСБ, которые определялись от стоимости нефти.
По прошествии двух лет нефтяники — малые и средние предприятия, а также компании, работающие на выработанных месторождениях с низкой продуктивностью, — выявили серьезные экономические недостатки НДПИ. Как заявляет ген. директор Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих предприятий (АссоНефть) Елена Корзун, во-первых, плоская шкала НДПИ не учитывает рентный характер налогообложения недропользования. «Налог направлен на изъятие доходов у предприятий, находящихся в худших условиях, в пользу тех, кто работает в лучших и имеет сверхдоходы. Как правило, предприятия, имеющие сверхдоходы от эксплуатации месторождений, осуществляют так называемый „экономический отбор запасов“, характеризующийся сверхбыстрыми темпами отбора, не учитывающими принципы рационального недропользования, лежащие в основе законодательства о недрах», — считает Е.Корзун.
С этим согласны в компании «Татнефть»: «Существующее налогообложение отрасли за счет НДПИ и экспортной пошлины позволяет изымать только экономическую ренту, обусловленную высокими мировыми ценами на нефть, — отмечает директор департамента компании Радик Давлетшин. — Дифференциальная же рента, зависящая от естественного развития продуктивности месторождений, государством не изымается, так как ставка НДПИ единая. В результате компании, владеющие лицензиями на разработку „молодых“, высокопродуктивных месторождений, получают значительную прибыль, а предприятия, работающие на „старых“, функционируют на грани рентабельности. Это приводит к неравенству конкурентных условий».
Вторая проблема, которую отмечают нефтяники, — зависимость НДПИ от мировой цены на нефть. Независимые производители нефти, не входящие в вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК), поставляют 65−70\% своей нефти на НПЗ России, которые входят в такие холдинги и диктуют рынку собственные, часто непредсказуемые цены. На экспорт идет не больше 30\% нефти, добываемой малыми и средними компаниями. «Если в 2005 г. нефть будет стоить $ 50/барр., налоговые изъятия для нас составят 150\% прибыли, и 2/3 независимых производителей просто исчезнут с рынка», — заявляет Е.Корзун. Аналитик компании Rye, Man & Gor Securities Дмитрий Царегородцев подтверждает, что привязка НДПИ к мировым ценам на нефть абсурдна: «Если предприятие сбывает нефть внутри страны, нагрузка на него меняется вне зависимости от ценовых выгод. Внутренний сбыт — удел в основном малых и средних нефтяных компаний, так что этот налог подрубает сук под ними».
Однако поводы для возмущения НДПИ есть и у вертикальных холдингов, в частности, у «ТНК-BP». «В отличие от многих компаний, у нас нет какого-то одного месторождения (или региональной группы, близкой по характеристикам), которое играло бы определяющую роль в нашей работе. Сегодняшняя „ТНК-BP“ после включения в нее активов „СИДАНКО“ и „Славнефти“ и начала реализации Уватского проекта в Тюменской области отличается таким же разнообразием географического расположения месторождений, объемов их запасов, условий залегания нефти, степени выработанности, как и отрасль в целом», — говорится в материалах компании. Считается, что именно «ТНК-BP» пролоббировала проектирование дифференцированной шкалы НДПИ, к работе над которой Минпромэнерго приступило два месяца назад.
В основе наших предложений лежит очень простая идея, — говорят в «ТНК-BP». — Дифференциация НДПИ не должна повышать ставку налога там, где себестоимость добычи и так выше средней, и наоборот. Несмотря на кажущуюся очевидность такого подхода, на прошлых этапах работы он по существу игнорировался. Искусственно выдергивались 2−3 параметра, их значение необоснованно завышалось, другие существенные отличия не учитывались, а комплексная оценка последствий просто не проводилась. Если сформированные подобным образом концепции были бы реализованы на практике, последствия как для отдельных малых и средних компаний, так и для некоторых градообразующих предприятий, входящих в ВИНК, оказались бы самыми негативными.
В Минфине также считают, что дифференциация НДПИ по одному-двум признакам недостаточна. «В этом случае она может решить проблему только таких нефтяных компаний, как „Татнефть“ и „Башнефть“, которые в основном работают на истощенных месторождениях», — полагает М.Моторин. По его словам, дифференциация НДПИ должна быть разной для выработанных месторождений и для тех, которые только будут разрабатываться.
Новый механизм в налогообложении нефтедобычи должен учитывать естественную дифференциацию условий добычи нефти по каждому отдельному месторождению. Это прежде всего касается стадий разработки месторождений, динамики качества запасов, мощностей продуктивных горизонтов и величины запасов, глубин залегания пластов, дебитов скважин, качества добываемой нефти, других геологических и географических характеристик. При этом величина рентного платежа должна зависеть от уровня цен на нефть на внешнем и внутреннем рынках, — настаивает глава АссоНефти Е.Корзун. — Введение предлагаемого принципа пообъектных рентных платежей (когда устанавливаются ставки в пределах 5−8 групп в зависимости от стоимостной оценки запасов) будет способствовать организации рационального недропользования, препятствовать выборочной отработке высокорентабельных залежей и позволит соблюдать баланс экономических интересов всех добывающих компаний и государства.
Дмитрий Царегородцев предлагает следующую схему:
Все месторождения необходимо классифицировать по трем принципам на три группы. Во-первых, разделить на: а) сверхмалые и малые; б) средние и крупные; в) сверхкрупные (чем больше месторождение, тем выше ставка, поскольку разработка малых месторождений требует больших удельных затрат). Далее: а) неглубокие простые месторождения; б) глубокие и/или сложные месторождения; в) уникально сложные (например, шельфовые). И третий принцип: а) сернистые, тяжелые углеводороды; б) аналог Urals; в) легкая нефть. На выходе будет 27 ставок. При этом критерии дифференциации всех месторождений должны быть опубликованы, чтобы осуществлялся общественный контроль.
Все разработчики дифференцированной ставки НДПИ соглашаются, что нужно учитывать и горно-геологические, и экономико-географические, и физико-химические, и этапные (по стадиям разработки месторождений) характеристики добычи. Плюс к этому АссоНефть попыталась провести корректирующий коэффициент для малых и средних компаний. Однако против этого выступила «ТНК-BP»:
Мы считаем, что ставка НДПИ должна зависеть только от того, что собой представляет месторождение, а не от того, кому принадлежит лицензия и насколько эффективно организовал деятельность владелец. Предложение АссоНефти установить пониженную ставку не входящим в ВИНК организациям противоречит Налоговому кодексу. Само понятие ВИНК и критерии вхождения в нее на нормативном уровне сегодня не определены. АссоНефть, по сути, предложила просто утвердить «черный список» ВИНК, а всем остальным снизить НДПИ на 30\%.
Топливно-энергетический независимый институт (ТЭНИ) уже приступил к разработке концепции дифференциации НДПИ для специфической (рассчитывается в рублях с тонны) и адвалорной (в процентах от стоимости) ставок. Как сообщает центр общественных связей Минпромэнерго, к началу ноября ТЭНИ должен предоставить в рабочую группу информационный отчет по итогам предварительного анализа факторов, влияющих на экономическую эффективность добычи нефти. Кроме того, должен быть подготовлен исходный перечень показателей и характеристик добываемой нефти. К концу ноября — началу декабря нефтегазовые компании должны предоставить в ТЭНИ информацию по анализируемым месторождениям за 2001−2003 гг. Вся работа, которую проведет ТЭНИ, займет год. По плану согласованная концепция дифференциации специфической ставки НДПИ должна быть принята 31 декабря 2005 г. К этому же времени должна быть сформирована и концепция дифференцированного налогообложения в условиях перехода к адвалорной базовой ставке НДПИ.
Между тем пока нефтяники добиваются справедливого начисления налога на добычу полезных ископаемых, чиновники Минфина готовят им новый сюрприз в виде налога на сверхприбыль. Со слов представителей Минфина, у этого налога особая миссия. По словам М. Моторина, НДД призван стимулировать инвестиции в освоение новых месторождений, так как будет основан на соотношении затрат на разработку конкретного месторождения и получаемых от него доходов: по планам Минфина, НДД будет увеличиваться только после того, как начальные затраты на освоение месторождения будут покрыты полученными доходами.
До сих пор правительство РФ не одобряло инициативу Минфина. В феврале 2003 г. тогдашний премьер Михаил Касьянов вычеркнул пункт о НДД из окончательного варианта «Основных направлений налоговой реформы на 2003−2005 гг.», а представители Минэкономразвития заявили, что введение столь сложного в администрировании налога бессмысленно — сложная система исчисления НДД открывает богатые возможности для коррупции. Проект Минфина зарубили. Кроме того, как заявил М. Моторин на октябрьской конференции, остаются и другие проблемы, мешающие введению НДД: среди них трансферное ценообразование и сомнения в достоверности учета расходов на нефтяных месторождениях.
В нефтяных компаниях комментировать реанимированную идею Минфина о введении НДД отказываются. Здесь считают, что есть и другие способы стимулирования недропользователей к увеличению инвестиций в воспроизводство минерально-сырьевой базы. Одним из стимулов называют введение сквозных лицензий. С этим согласен и министр природных ресурсов РФ Юрий Трутнев, который во время октябрьского визита в Сургут заявил, что действующий закон «О недрах» не создает для бизнеса никаких стимулов к инвестициям в геологоразведку, поскольку не закрепляет права инвесторов на открытые ими месторождения, тогда как новая редакция закона призвана решить эту проблему. «В нем будут сформулированы одинаковые, четкие, прозрачные и понятные для всех требования. Среди принципиальных нововведений проекта закона — введение сквозных лицензий, изменение сроков лицензионных соглашений, переход на международную классификацию запасов, предоставление прав пользования недрами исключительно на аукционной основе», — отметил глава Минприроды.
Создание дифференцированной системы налогообложения нефтедобычи — процесс длительный. Между тем необходимы экстренные меры, считает ген. директор Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций Елена Корзун.
АссоНефть входит в группу представителей Минпромэнерго и нефтяных компаний, которая работает над предложениями по дифференциации НДПИ. Для чего необходим дифференцированный подход и почему губительна плоская шкала налога?
Специфическая ставка налога на добычу полезных ископаемых, рассчитываемая от уровня мировых цен на нефть, — это ответ собственника недр, исполнительной власти, на использование менеджерами ВИНК внутрикорпоративных цен (другими словами — прорех в законодательстве) для реализации корпоративных интересов. Плоская шкала НДПИ губительна прежде всего для самого государства — «коровку надо не только доить, но и кормить». Налоги должны быть разумными, экономически целесообразными, они должны сохранять на длительный период налогооблагаемую базу и обеспечивать рациональное использование недр.
НДПИ — квазиэкономический налог. При расчете его формулы законодатель не учел, что уровень цен внешнего (мирового) и внутреннего (российского) рынков сырой нефти почти не коррелирует. Это при том, что 30\% добычи сырой нефти крупных ВИНК и 70\% добычи независимых нефтяных компаний поставляется на внутренний рынок. Применение формулы расчета специфической ставки НДПИ в целях дифференциации равносильно использованию расчета ставки подоходного налога от уровня средней европейско-азиатско-американской заработной платы в качестве базы для подоходного налога РФ.
Какие варианты дифференциации рассматривает рабочая группа?
Группа изучила все варианты подходов к НДПИ, предлагаемые нефтяными компаниями. Наиболее активно проявили себя «ТНК-BP», «ЛУКОЙЛ», «Татнефть», наша ассоциация. Рабочие дискуссии в течение полутора месяцев принесли плоды: разработано техническое задание на выработку концепции дифференциации налога, единогласно выбран исполнитель — ТЭНИ. Мы предложили вернуться к нормам, содержащимся в Налоговом кодексе, — к адвалорной ставке в размере 16,5\% и заняться определением базы ее исчисления: изучить влияние горно-геологических и экономико-географических факторов не только с точки зрения текущих и инвестиционных затрат, но и с позиций конечной доходности в пересчете на тонну нефти. Наши предложения приняты нефтяным сообществом и вошли в техническое задание.
АссоНефть предложила применить к действующей формуле расчета НДПИ корректирующий коэффициент: предлагается уменьшить НДПИ для малых и средних нефтегазовых компаний, чтобы гарантировать им возможность для выживания. Почему необходима такая мера?
Специфика независимых нефтяных компаний заключается в монотоварности их производственной деятельности, отсутствии продуктов второго передела и ограниченности транспортных возможностей выхода на внешние рынки сбыта. Наши предложения по введению понижающего коэффициента в размере 0,7 к действующей специфической ставке НДПИ — фактически звонок «01» в приемную государства. Бесспорно, налогообложение в нефтедобыче нуждается в более сложной системе, учитывающей различные подходы к исчислению налогов, то есть с дифференциацией по стадиям разработки месторождений и по категориям недропользователей. Но это длительный процесс. А если набираешь «01» — значит, пожар уже сейчас.
Проводят ли независимые нефтяные компании самостоятельные геолого-разведочные работы?
В секторе независимых нефтяных компаний прежде действовал специфический «батальон» геологоразведочных предприятий, которые в течение определенного времени имели стопроцентное право доступа к системе магистрального транспорта при вывозе нефти за пределы таможенной территории РФ. Это право существенным образом стимулировало проведение геологоразведки без каких-либо дополнительных потерь для бюджета и льгот по налогообложению. После его отмены и введения существующей системы налогообложения нефтедобычи геологоразведочные предприятия, учитывая их высокие издержки, лишились средств для основной деятельности. В результате остановлено разведочное бурение и все инвестиционные программы.
Какие изменения в нормативно-правовой базе ТЭК, по Вашему мнению, нужны для стимулирования геологоразведки?
Первоочередной мерой, на наш взгляд, будет предоставление предприятиям, самостоятельно открывшим месторождения, первоочередного права на проведение геолого-разведочных работ и добычу полезных ископаемых на этих участках недр — так называемых «сквозных лицензий». Также необходимо разработать государственную программу проведения геологоразведки, предусматривающую в числе прочего использование льгот по налогу на прибыль для предприятий, которые ею занимаются.
Сообщить об опечатке
Текст, который будет отправлен нашим редакторам: