ДИНАМИКА ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ В НАЛОГООБЛОЖЕНИИ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА РОССИИ

В данной главе основное внимание уделяется институциональным проблемам изъятия рентных доходов с использованием системы специ­ального налогообложения. Особенностью рассмотрения данных вопросов является учет институциональных условий, поведения недропользовате­лей, трансакционных издержек государства и нефтегазовых компаний. Подход, реализуемый во многих нефтегазодобывающих странах, состоит в том, что поскольку государство является собственником участков недр, оно применяет специальные налоговые механизмы для изъятия доходов рентного характера [McKenzie, 2003; Noreng, 2002].

В мировой практике механизмы изъятия рентных доходов варьиру­ются достаточно широко. Их задача - получить собственником недр ос­новную часть доходов рентного характера. При этом рентабельность до­бывающих компаний сокращается до уровня, в большей степени соответ­ствующего средней прибыльности плюс премия за риск, а также за техно­логические и организационные инновации. Государство как собственник ресурсов может применять целый ряд механизмов изъятия и распределе­ния доходов рентного характера:

• специальные налоги (например, роялти, налог на добычу, налоги на дополнительный доход и сверхприбыль);

• бонусы, величина которых определяется при проведении конкурсов и аукционов на право пользования недрами;

• обычные налоги (важнейшее значение для изъятия части рентных до­ходов имеет налог на прибыль);

• регулируемые цены. Например, регулируемые цены на природный газ в России ведут к перераспределению рентных доходов к потребите­лям;

• прямое участие государства в проектах освоения ресурсов углеводо­родного сырья. Например, в Норвегии доходы государства от прямого участия в нефтегазовых проектах в настоящее время превышают по­ступления от всех налогов рентного характера, включая налог на при­быль [Facts, 2005];

• регулирование процессов разработки и добычи минерального сырья. Например, ограничения темпов и масштабов освоения недр могут вес­ти к перераспределению рентных доходов в динамике;

• контроль экспорта. Ограничения экспорта могут вести к продаже неф­ти и нефтепродуктов по более низким ценам внутри страны, что ведет к перераспределению рентных доходов к потребителям.

В России для изъятия рентных доходов в нефтегазовом секторе пре­имущественно применяется система специального налогообложения, эво­люция которой анализируется ниже. Одна из задач данного анализа - по­казать взаимосвязь институциональных и экономических условий, с одной стороны, и механизмов изъятия рентных доходов, с другой. Такой анализ особенно важен в период значительных институциональных преобразова­ний, которые имеют место в сфере недропользования в России.

Эволюция механизмов изъятия доходов рентного характера в нефтегазовом секторе России

По мнению Д. Норта, «зависимость от траектории предшествующего развития означает, что история имеет значение. Нельзя понять альтерна­тивы, с которыми мы сталкиваемся сегодня (и определить их содержание в процессе моделирования экономической деятельности), не проследив путь инкрементного развития». «Зависимость от траектории предшест­вующего развития - это ключ к аналитическому пониманию долгосроч­ных экономических изменений» [Норт, 1997а, с. 130, 144]. Данные поло­жения, высказанные Д. Нортом, определяют необходимость и целесооб­разность рассмотрения механизмов изъятия рентных доходов в ретроспек­тиве, с точки зрения формирования рациональной динамики институцио­нальных преобразований. Анализ динамики налоговой системы необхо­димо проводить во взаимосвязи с институциональными и экономическими условиями, в которых она применялась.

Административные и переходные механизмы изъятия и распределения рентных доходов

Налогообложение сферы недропользования в России имеет важней­шее значение для формирования федерального бюджета и бюджетов сырьевых регионов. Налоговая система существенно влияет на привлека­тельность нефтегазового сектора для потенциальных инвесторов, на рас­пределение рисков и, как следствие, возможности превращения потенци­альных рентных доходов в реальные доходы государства и инвесторов [Laptev, Tokarev, 1995; Токарев, 19966].

В дореформенном СССР (России) механизмы изъятия и распределе­ния рентных доходов имели непрозрачный характер, были преимущест­венно ориентированы на текущие нужды государства и в минимальной степени связаны с задачами долговременного устойчивого социально- экономического развития страны и ее регионов [Крюков и др., 1995]. С 1992 г. в России началось формирование новой экономико-правовой сре­ды, как общей (связанной с осуществлением перехода к рыночной эконо­мике), так и специальных институциональных условий в сфере недрополь­зования. Основные изменения институциональных условий с точки зрения освоения ресурсов углеводородного сырья были связаны со следующим: постепенный переход к свободному ценообразованию в нефтяном секто­ре; формирование новой системы налогообложения; изменение форм соб­ственности хозяйствующих субъектов; создание правовой базы новой сис­темы недропользования.

Регулирование цен и рентабельности. В период после принятия в 1992 г. закона «О недрах» в России использовался ряд институтов, кото­рые имели переходный характер (сохраняя черты плановой экономики, административного подхода). К таким институтам следует отнести меха­низмы регулирования цен и рентабельности в нефтегазовом секторе; то­варные квоты, которые могли реализовываться по договорным ценам.

В период 1992-1993 гг. в России функционировал Фонд ценового регулирования. Например, в 1992 г. при цене нефти, согласованной с по­купателями, в интервале от 4000 до 4500 руб./т в данный фонд перечисля­лось 30 руб. с каждых 100 руб. превышения уровня 4000 руб., а при цене более 5000 руб./т изымалось уже 50 руб. с каждых дополнительных 100 рублей. Таким образом, действовали достаточно жесткие механизмы изъ­ятия дополнительного дохода (на уровне 30-50% от прироста цены).

Использование данного механизма было направлено в первую оче­редь на снижение темпов инфляции, надежное обеспечение потребителей нефтепродуктами. Применение данного механизма вело к перераспреде­лению рентных доходов от добывающих компаний к потребителям нефти и нефтепродуктов. С точки зрения изъятия и распределения рентных до­ходов данный механизм был сопоставим с регулированием государством цен на природный газ, которое реализуется вплоть до настоящего време­ни.

Во многом аналогичный механизм перераспределения рентных до­ходов был связан с регулированием уровня предельной рентабельности для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), который существовал в 1992-1995 гг. Например, в 1992 г. для крупнейших НПЗ уровень рента­бельности был ограничен 10%), норматив в 15-20% был установлен для ряда относительно небольших НПЗ. Фактически за счет ограничения от­пускных цен с НПЗ происходило перераспределение рентных доходов от производителей к потребителям нефтепродуктов.

Другим институтом переходной экономики, оказывающим важное влияние на распределение рентных доходов в условиях регулируемых цен, было предоставление товарных квот для предприятий и сырьевых ре­гионов. Исторически первой формой получения рентных доходов нефте­газовыми регионами явилось предоставление им товарных квот (в размере до 10% от объемов добычи и переработки нефти и газа), которые могли быть реализованы по договорным ценам или обменены на необходимую продукцию в согласованных пропорциях. В пределах установленных квот органы власти регионов покупали нефть и газ у добывающих предприятий по фиксированным государственным ценам [Шафраник, Крюков, 1997]. Органам исполнительной власти регионов предоставлялось право заку­пать для формирования территориальных фондов товарных и сырьевых ресурсов по государственным регулируемым ценам до 10% всего объема поставляемых нефти, газа и продуктов их переработки и реализовывать до 40% этой продукции по свободным ценам для потребителей внутреннего рынка.¹ По мере либерализации цен на нефть, отмены льгот на экспорт нефти и газа по региональным квотам натуральная форма изъятия и пере­распределения рентных доходов потеряла смысл и с 1995 г. была отмене­на.

Данные институты, связанные с регулированием цен и рентабельно­сти, являлись наиболее характерными чертами первого этапа (1992-1995 гг.) эволюции механизмов изъятия рентных доходов в рамках современ­ной России. Данные институты характеризуют как переходный характер экономики (высокая инфляция, необходимость надежного обеспечения потребителей продукцией НГС по приемлемым ценам), так и период на­чала практической реализации норм и правил, определенных законом «О недрах».

Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы: адек­ватность института в рамках переходной экономики. В условиях плано­вой экономики в СССР осуществлялось централизованное финансирова­ние геологоразведочных работ (ГРР) в соответствии с государственным планом развития нефтедобывающей промышленности. Специальные пла­тежи в бюджет - отчисления на ГРР - входили в себестоимость продукции и представляли собой часть валового дохода предприятия, направляемую на возмещение государству средств, израсходованных на поиск и разведку месторождений. Среднеотраслевая ставка (руб./т) дифференцировалась по территориальному признаку с учетом качества добываемой нефти и кон­кретных условий разработки месторождений. При этом она не была увя­зана с состоянием сырьевой базы, условиями проведения ГРР, с их необ­ходимыми объемами и другими факторами, определяющими требуемый уровень финансирования ГРР в регионе [Муслимов и др., 1996].

Порядок отчислений на ГРР существенно изменился в 1990-е гг. В соответствии с законом «О недрах» для финансирования работ, связанных с геологическим изучением недр, поиском и оценкой месторождений по­лезных ископаемых в 1993 г. был создан специальный Государственный внебюджетный фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы РФ (Фонд ВМСБ). Основными источниками образования средств данного фонда стали отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, а также доходы от проведения конкурсов и аукционов по предоставлению прав на пользование недрами.² Отчисления на ВМСБ стали взиматься в зависимости от стоимости реализованной продукции.

Основной задачей отчислений на ВМСБ, которые взимались в пери­од с 1992 по 2001 г., являлось финансирование ГРР. Данные отчисления являлись институтом переходной экономики, их взимание обосновыва­лось необходимостью поддержки геологоразведочных предприятий. Ос­новная часть платежей направлялась компаниям для проведения геолого­разведочных работ.

Эволюция подходов к финансированию ГРР иллюстрирует положе­ние институциональной теории о том, что история (предыдущее развитие) имеет важное значение. Фактически формировался специальный фонд для поддержки конкретной отрасли, который значительно усиливал позиции государства по регулированию важнейшей сферы экономики России, но с другой стороны, сдерживал развитие рыночных институтов в этой отрас­ли. Данный подход в определенной мере стал «институциональной ло­вушкой» [Полтерович, 1999], затрудняющей развитие геологоразведки по рыночному сценарию. При формировании рыночной институциональной среды важно, что геологоразведка являются такой же сферой инвестиро­вания как и другие отрасли и виды деятельности.

Увеличение затрат на геологоразведку создает более широкие воз­можности маневрирования нефтегазовыми ресурсами, что обусловлено возрастанием степени свободы в выборе возможных направлений нара­щивания добычи. При этом средства, затраченные на разведку, могут ока­заться «замороженными» на длительный срок [Голубничий, 1983]. В стра­нах с рыночной экономикой величина достоверных запасов нефти скла­дывается таким образом, что значение показателя кратности (обеспечен­ности текущей добычи запасами) находится на уровне 10-12 лет. Этот пе­риод является приблизительным сроком окупаемости инвестиций в геоло­горазведку, связанным с продолжительностью технологического цикла проведения геологоразведочных работ и начальной фазы добычи на раз­веданном месторождении [Шмат, 2004].

Отчисления на ВМСБ направлялись в федеральный бюджет и бюд­жеты субъектов РФ и должны были использоваться по целевому назначе­нию для финансирования работ по геологическому изучению недр. Одна­ко существенная часть отчислений не в полной мере работала по своему целевому назначению, распыляясь по другим направлениям, не имеющим прямого отношения к восполнению запасов нефти и газа [Токарев, 1996а].

По информации Министерства природных ресурсов РФ (МПР), к 1998 г. только 30% этих средств использовалось на поставленные цели. Проверка Счетной палаты РФ, проведенная в 1999 г., установила, что в 1997-1998 гг. 50-70%) отчислений на ВМСБ как по федеральной части, так и по субъектам Федерации расходовалось не по назначению. Например, в 1998 г. большая часть этих средств была израсходована на выплату пен­сий. Только в 1999 г. Министерство финансов РФ впервые предоставило возможность использовать 90% полагающихся средств, поскольку МПР РФ начал вести активную кампанию вокруг проблемы использования от­числений на ВМСБ [Ермишина, 2000]. Данное обстоятельство свидетель­ствует о мягких институциональных условиях в экономике в целом: не только для хозяйствующих субъектов, но и органов власти.

Использование отчислений на ВМСБ на региональном уровне имело ряд особенностей. Пропорции распределения отчислений на ВМСБ между центром и субъектами Федерации формировались на основе соглашений. Например, в соответствии с соглашением между администрацией ХМАО и федеральными министерствами (Минприроды, Минтопэнерго и Минэ­кономики), 30%) отчислений направлялись в федеральный бюджет, а 70% оставалось в распоряжении округа. Формируя программы изучения недр и распределяя средства по различным направлениям работ, добывающие ре­гионы (вместе с федеральным уровнем) использовали отчисления на ВМСБ как действенный рычаг регулирования НГС. При этом значитель­ная часть средств, передаваемых недропользователям из Фонда ВМСБ, использовалась для доразведки уже открытых месторождений, а не для поиска новых перспективных участков недр. Такое положение являлось результатом мягких институциональных условий в вопросах использова­ния средств соответствующего фонда [Токарев, 2000].

Отмена отчислений на ВМСБ с 2002 г. характеризует окончание пе­реходного периода в сфере ГРР. В новых условиях произошло значитель­ное сокращение ГРР (например, в 2002 г. почти в 2 раза, причем при вы­соких ценах на нефть). Поскольку недропользование является стратегиче­ски важной сферой деятельности для России, отмена отчислений на ВМСБ явилась не вполне адекватной мерой. Высокий уровень мировых цен на углеводородное сырье в определенной степени сгладил падение объемов ГРР: в 2003 г. наблюдался рост объемов геологоразведки на нефть и газ, а затем его стабилизация.

Переход к новым институциональным условиям при проведении ГРР должен включать период трансформации [Крюков и др., 2001]. В этот пе­риод следует применять специальные институты, должно происходить по­вышение жесткости институциональных условий по использованию средств Фонда ВМСБ (например, только на ГРР на новых объектах).

Отмена отчислений на ВМСБ в связи с введением налога на добычу значительно сократила роль государства (и в том числе регионов, на тер­ритории которых ведется освоение недр) в регулировании нефтегазового сектора в целом и процессов геологического изучения недр, в частности. Для развития ГРР необходимо формирование не только стимулирующих механизмов (налоговые льготы), но и повышение степени спецификации и защиты прав собственности, в том числе прав на пользование открытым участком недр.

Особенности системы специального налогообложения

Основные механизмы изъятия рентных доходов в период 1992-2001 гг. были связаны с платежами при пользовании недрами, которые вплоть до 2001 г. включали платежи за право на поиски и оценку, разведку ме­сторождений, бонусы, роялти, отчисления на ВМСБ; акцизы на нефть и газ [Шафраник, 2005; Перчик, 2004; Ежов, 1999; Токарев, 19976]. С 2002 г. вместо отчислений на ВМСБ, роялти и акциза на нефть применяется налог на добычу.

Свойства роялти с точки зрения адекватности целям повышения социально-экономических выгод освоения недр. Основная часть платежей за право на добычу, получаемых государством, приходилась на регуляр­ные платежи - роялти. В перспективе в России налог на добычу (при пе­реходе к процентной ставке) будет иметь подобные характеристики, по­этому более подробно остановимся на нормах и правилах взимания дан­ного налога как механизма изъятия доходов рентного характера.

Налоги подобного типа широко распространены в сфере недрополь­зования во многих странах мира. Преимущества данного платежа реали­зуются при жестких институциональных условиях применительно, прежде всего, к формированию налогооблагаемой базы, на определенных стадиях освоения нефтегазовых месторождений и провинций [Токарев, 1996а; То­карев, 19986]. Зависимость роялти от уровня цен на нефть вызвала в рам­ках трансформируемой экономики значительные издержки государства, связанные с оппортунизмом со стороны нефтегазовых компаний.

Существенным недостатком взимания роялти было то, что его став­ки фиксировались на весь период освоения месторождений. Такой подход не соответствует динамике объемов добычи и экономических показателей (себестоимости, прибыльности, рентных доходов) на конкретных место­рождениях.

При анализе особенностей взимания регулярных платежей в России следует иметь в виду интересы НГР, поскольку большая часть роялти (в период 1992-2001 гг.) направлялась в региональные бюджеты. С этим об­стоятельством связано то, что федеральный уровень долгое время не об­ращали должного внимания на проблемы трансфертного ценообразования в НГС. Например, в период до 2001 г. платежи за пользование природны­ми ресурсами (среди которых основная часть приходилась на платежи при пользовании недрами) составляли менее 3% от всей суммы налогов и пла­тежей, администрируемых налоговыми органами.

Российское законодательство формально допускало частичное или полное освобождение от платежей за пользование недрами, что в целом отвечало рентному характеру данных платежей. Целями такого подхода являлись: стимулирование освоения месторождений, находящихся в сложных горно-геологических условиях, в том числе содержащих трудно- извлекаемые запасы; внедрение экологически безопасных технологий и технологий, повышающих извлечение ресурсов. Гибкие подходы к взима­нию роялти широко применяются в мировой практике, но в России не удалось создать институциональные условия для его эффективного при­менения, прежде всего, на федеральном уровне. Эффективное (с точки зрения государства) использование подобных механизмов требует повы­шения жесткости институциональных условий.

В период 1995-2001 гг. нефтегазовые регионы устанавливали допол­нительные основания для освобождения отдельных категорий пользовате­лей недр от платежей, поступающих их бюджеты, что способствовало формированию специфических институциональных условий в каждом ре­гионе, отражающих особенности соответствующего этапа естественной эволюции нефтегазовой провинции (зрелость ресурсной базы, рентабель­ность добычи нефтегазовых ресурсов).

Особое значение освобождение от платежей за пользование недрами приобретает на поздних стадиях освоения отдельных месторождений и нефтегазовых провинций в целом. При формировании гибкой налоговой системы необходимо учитывать возможности оппортунизма со стороны недропользователей (направленного на получение необоснованных пре­ференций и льгот), например, предоставление искаженной информации о качестве запасов, о добываемой продукции.

В России в 1996 г. на федеральном уровне был разработан времен­ный порядок проведения государственной экспертизы материалов по ос­вобождению от ресурсных платежей, включая требования к содержанию геологических и экономических материалов, обосновывающих возмож­ность частичного или полного освобождения недропользователей от пла­тежей за пользование недрами.³ Но разработанный порядок проведения экспертизы не решил проблем применения скидок на практике. Процедура предоставления льгот осталась довольно сложной и нечетко регламенти­рованной (что обуславливало высокие риски и трансакционные издержки для недропользователей) и не была реализована на практике.

Таким образом, условия взимания роялти не в полной мере отвечали рентному характеру данного платежа. Федеральное законодательство, ус­танавливающее работающий порядок скидок для платежей за недра, так и не было создано. В определенной степени это связано с переходным ха­рактером институциональных условий в НГС: перед государством стояли другие задачи, в том числе, связанные со снижением трансакционных из­держек, вызванных оппортунизмом со стороны нефтегазовых компаний.

С позиций государства роялти в рамках жестких институциональных условий имеет существенные преимущества. Поскольку базой налогооб­ложения являются валовой доход, роялти взимаются с начала добычи на месторождении и вплоть до ее окончания. Оценка величины роялти про­ще, а прогноз - достовернее, чем ряда других налогов, например, налога на прибыль, поскольку для его (роялти) расчета требуется значительно меньше информации.

Для государства роялти являются привлекательным налоговым ин­струментом, применение которого позволяет перенести большую часть рисков на инвесторов. Государство берет на себя часть риска, когда добы­ча и цены на нефть падают и, соответственно, снижаются доходы. При значительном снижении цен на нефть, когда уменьшается роль налогов на прибыль и сверхприбыль (или они вообще не выплачиваются), у государ­ства остается источник пополнения бюджетов [Kemp, 1997].

Основные издержки государства при взимании роялти (рассчиты­ваемого в процентах от стоимости добытой продукции) связаны с оппор­тунизмом нефтегазовых компаний - применением трансфертных цен, на­правленных на минимизацию налоговой нагрузки. Поэтому необходимо формирование соответствующих институциональных условий, позво­ляющих более адекватно учитывать интересы государства как собствен­ника недр. Администрирование уплаты роялти связано с относительно не­большими издержками. При взимании роялти не нужно вести мониторинг и контроль обоснованности затрат на освоение месторождений и добычу нефтегазовых ресурсов.

С точки зрения нефтяных компаний указанные свойства делают ро­ялти не самым привлекательным налоговым инструментом. Если компа­нии платят налог по высокой ставке, то такой механизм может оказывать негативное влияние на решение о продолжении добычи (на поздних ста­диях освоения). Высокий уровень ставок налога может сделать нерента­бельным месторождение, которое было бы эффективным до изъятия роял­ти, так как они взимаются, даже если месторождение не приносит прибы­ли. Роялти подлежат уплате на ранней стадии осуществления проектов, до того как инвестор возместил капитальные вложения. Такой порядок упла­ты негативно влияет на финансовые показатели проектов разработки ме­сторождений, прежде всего, на показатель внутренней нормы рентабель­ности (ВНР) - один из ключевых для принятия решения о разработке уча­стка недр.

Роялти может вызвать ранний отказ от добычи углеводородного сы­рья на разрабатываемых месторождениях, что ведет к потере части извле­каемых запасов в недрах, обострению социальных проблем. Такое поло­жение не соответствует интересам государства как собственника недр, т.е. государство в этом случае не в полной мере реализовывает свои права собственника на ресурсы недр. Инвестор, который намерен максимизиро­вать прибыль от эксплуатации месторождения, продлит добычу до тех пор, пока доходы будут превышать эксплуатационные затраты. Добыча может прекратиться, когда затраты с учетом роялти превысят доходы. В этом случае достигается меньший коэффициент извлечения запасов. Ве­личина остающихся в недрах части извлекаемых запасов нефти будет за­висеть как от уровня ставки роялти, так и от темпов падения добычи.

Соотношение положительных и отрицательных свойств роялти (табл. 4.1) обусловливает целесообразность умеренного использования данного налогового инструмента для изъятия доходов рентного характера.

Таблица 4.1

Общая характеристика роялти с позиций государства и инвестора

	Положительные хар актеристики	Отрицательные характеристики
Для государ­ства	Выплачивается с начала до­бычи. Риск затрат полностью несет инвестор. Относительная простота рас­чета суммы налога (относи­тельно низкие издержки, свя­занные с администрировани­ем)	Может вызывать ранний отказ от добычи и потерю части извлекаемых запасов. Ценовой риск распределяется с инвесто­ром. Высок риск оппортунизма нефтега­зовых компаний в связи с использовани­ем трансфертных цен. Гибкая шкала может создавать дополни­тельные возможности оппортунизма со стороны НГС. Издержки государства по применению института справочных цен
Для инвесто­ра	Зависит от объемов добычи и цен. Гибкая шкала и скидки для облагаемой базы создают связь с прибыльностью	Выплачивается, в том числе, до момента окупаемости инвестиций. Напрямую не зависит от прибыльности

Эволюция порядка взимания акцизов на нефть: адекватность внеш­ним условиям. Вплоть до 2001 г. суммы акцизного сбора на нефть взима­лись с пользователей недр на территории России и поступали в полном объеме в федеральный бюджет. Акциз на нефть являлся одним из инстру­ментов изъятия доходов рентного характера. С точки зрения интересов нефтегазовых территорий акцизы на нефть оказывали существенное влия­ние на формирование налогооблагаемой базы по основным региональным налогам. Увеличение ставок акцизов вело к сокращению облагаемой базы для налогов, рассчитываемых в зависимости от объема реализованной продукции, в том числе к перераспределению налоговых платежей между центром и нефтегазовыми регионами.

Эволюция порядка взимания акцизов на нефть во многом отражает динамику формирования рыночных институтов в российской экономике, конкретные социально-экономические условия. Впервые акцизный сбор на нефть, включая газовый конденсат, был введен Постановлением Пра­вительства РФ от 17 сентября 1992 г. и до установления дифференциро­ванных ставок для различных предприятий составлял 18% от стоимости реализуемой нефти. Дифференцированный акциз на нефть был введен с 1 ноября 1992 г. и составлял в среднем около 18%. При этом дифференциа­ция (в диапазоне от 0% до 30%) осуществлялась для отдельных предпри­ятий, а не месторождений.

Порядок дифференциации ставок акциза был непрозрачен. О слабой рентной обоснованности действовавших ставок говорит, например, сле­дующий факт. Ставка 0% была установлена для производственных объе­динений «Пурнефтегаз» и «Нижневартовскнефтегаз»⁴, месторождения которых существенно отличались по степени выработанности, по продук­тивности скважин, качеству добываемой продукции, рентабельности.

С 1994 г. акциз на нефть взимался на основе специфической (в руб./т) ставки, дифференцированной для различных недропользователей (что было связано с формирование вертикально интегрированных компа­ний). Порядок его установления был не прозрачным, ставки определялись на основе не вполне обоснованных критериев. При среднем уровне в раз­мере 14,75 тыс. руб./т ставки варьировались от 0 до 36 тыс. руб./т.⁵ При­чем предусматривалась ежемесячная индексация ставок, исходя из изме­нения курса рубля к доллару США (что отражало высокий уровень ин­фляции в этот период).

Высокие ставки для «Башнефти» (23,5 тыс. руб./т) и «Татнефти» (20 тыс. руб./т) не учитывали условия разработки и добычи в зрелой нефтега­зовой провинции. Такое положение во многом отражало сложные отно­шения федерального центра с Башкортостаном и Татарстаном, на терри­тории которых вели добычу нефтегазовых ресурсов отмеченные предпри­ятия. Непрозрачный порядок установления акцизов создавал предпосылки для экономического давления на регионы и определенные компании. В терминах институционального подхода имел место неявный торг: низкие налоговые ставки в важнейшей отрасли региональной экономики в обмен на политическую лояльность. Таким образом, существовавшие условия изъятия доходов рентного характера не выравнивали условия для различ­ных недропользователей (разрабатывавших участки недр с различным ка­чеством ресурсной базы), а в некоторых случаях, наоборот, способствова­ли усилению данных различий.

Таким образом, при установлении ставок акциза зачастую домини­ровал административно-ведомственный подход. Ставки акциза определя­лись, исходя не из объективных различий между индивидуальными из­держками производителей, а из потребностей формирования доходной части бюджета, особенностей взаимоотношений по линии «федерация - нефтегазовый регион». Как следствие, средняя ставка акциза могла повы­шаться при неизменном уровне цен на нефть и растущих издержках в до­быче.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 304 с 1 ап­реля 1995 г. средневзвешенная ставка акциза на нефть была повышена до 39,2 тыс. руб./т (максимальная ставка 50 тыс. руб./т). Важной особенно­стью нового порядка являлось то, что изменение ставки акциза было по­ставлено в зависимость не только от валютного курса рубля, но и измене­ния ставки экспортной пошлины. Данная зависимость заметно увеличива­ла нагрузку на компании, поскольку акцизом облагалась вся реализуемая нефть (и на внутреннем, и на внешнем рынках).

Данный подход (дифференцированный, с индексацией базовой став­ки в соответствии с темпами инфляции) действовал до конца 1999 г. На­пример, в 1997 г. применялась максимальная ставка 84 тыс. руб./т. Для геологоразведочных предприятий ставка была установлена на льготном уровне (700 руб./т), что являлось механизмом стимулирования ГРР.⁶ С другой стороны, данная льгота являлась еще одним способом, помимо от­числений в Фонд ВМСБ, формирования особых институциональных усло­вий при проведении ГРР, норм и правил стимулирования ВМСБ.

Таким образом, дифференцированные подходы к взиманию акциза на нефть применялись в различных формах достаточно длительный пери­од времени (с 1992 по 1999 г.). К тому же в этот период действовали раз­личные для разных участков недр ставки роялти. Поэтому в целом в этот период систему изъятия рентных доходов можно охарактеризовать как ог­раниченно гибкую, в определенной степени учитывающую условия добы­чи нефти.

В 2000-2001 гг. действовала единая ставка акциза (на уровне от 55 до 74 руб./т), она не дифференцировалась для различных предприятий и компаний в зависимости от условий добычи. Взимание акциза на нефть в этот период имело ярко выраженный фискальный характер. После резкого падения курса рубля (в 1998 г.) и роста внутренних цен на нефть уровень ставки акциза изменился незначительно. Доля акциза в средневзвешенной (с учетом экспорта и поставок на внутренний рынок) цене нефти значи­тельно сократилась, что стало одной из причин введения единой ставки.

Основные характеристики акциза на нефть, как механизма изъятия доходов рентного характера, связаны со следующим:

• величина акциза на нефть (в разные периоды) была связана со стоимо­стью реализуемой продукции, с объемами производства, но не с при­быльностью;

• порядок дифференциации ставок акциза на нефть был непрозрачным, а часто и противоречивым;

• эволюция взимания акциза на нефть во многом отражала особенности переходного периода, необходимость сокращения возможностей для оппортунистического поведения НГС. В условиях, когда государство не могло вести адекватный мониторинг и контроль процессов освое­ния недр, оно взимало акциз с предприятий, а не с конкретных объек­тов разработки (нефтегазовых месторождений); • сумма акцизных сборов полностью зачислялась в федеральный бюд­жет, субъекты Федерации не имели возможности регулировать НГС с применением этого налогового инструмента (который на определен­ных этапах имел ключевое значение с точки зрения общей налоговой нагрузки на НГС).

Налог на добычу: акцент на простоту администрирования. Значи­тельные изменения в налогообложении сферы недропользования были связаны с введением в 2002 г. налога на добычу полезных ископаемых (налог на добычу). Для нефти вместо отчислений на ВМСБ, акциза и ро­ялти был введен налог на добычу, который предполагалось взимать по ставке 16,5% (что примерно соответствовало уровню заменяемых нало­гов). Сначала на три года (2002-2004 гг.) была установлена специфиче­ская базовая ставка данного налога для нефти (в руб./т). Затем такой поря­док уплаты налога на добычу был продлен. С 2004 г. специфическая став­ка налога на добычу стала применяться и при добыче газа. Для нефти ба­зовая ставка применяется с коэффициентом, учитывающим уровень миро­вых цен (на нефть) и изменение валютного курса. С 2007 г. ставка налога на добычу поставлена в зависимость от выработанности месторождений.

Применение специфической ставки было связано с тем, что государ­ству не удалось создать институты, способные ограничить возможности оппортунизма со стороны НГС (в том числе использования трансфертных цен). Формирование института справочных цен требует трансакционных издержек (хотя и незначительных по сравнению с потенциальным уров­нем поступлений по данному налогу), связанных с администрированием уровня данных цен. Государство уже несет определенные издержки в свя­зи с оценкой экспортных цен для взимания налога на добычу. Такой поря­док может рассматриваться как первый шаг для установления в после­дующем справочных цен для целей налогообложения [Крюков, Токарев, 2006].

При введении в 2002 г. налога на добычу была полностью исключена дифференциация в зависимости от горно-геологических и экономико- географических условий, а также от текущего состояния разработки неф­тегазовых объектов (что противоречит рентным принципам налогообло­жения в сфере недропользования). Отчетливо проявляются недостатки та­кого подхода, например, в условиях падения цен на нефть на внутреннем рынке.⁷ В этом случае доля налогов в общей выручке значительно увели­чивается, поскольку ставка налога на добычу не связана с ценами на нефть в России. Такой рост налоговой нагрузки поставил вопрос, например, в Республике Татарстан в начале 2002 г. о необходимости остановки 2 тыс. скважин, ставших нерентабельными.

Применение фиксированной ставки данного налога (даже учиты­вающей уровень экспортных цен на нефть) не соответствует мировым тенденциям в налогообложении нефтегазового сектора. В мировой прак­тике регулирования добычи углеводородов ставки специальных (рентных) налогов часто напрямую зависят от рентабельности добычи или связаны с уровнями производительности скважин, объемами добычи, этапами раз­работки месторождений или стадиями освоения нефтегазовых провинций.

Единая ставка налога на добычу не позволяет государству изъять сверхдоходы, образующиеся при эксплуатации высокорентабельных ме­сторождений, а также не стимулирует добычу на мелких и выработанных объектах. Таким образом, сформированные институциональные условия не позволяют в полной мере реализовать права государства как собствен­ника недр.

К достоинствам взимаемого в современных условиях налога на до­бычу можно отнести простоту его расчета, сокращение издержек государ­ства на администрирование. Такой подход позволяет противодействовать трансфертному ценообразованию, является тактическим ответом на вызо­вы оппортунистического поведения со стороны нефтегазовых компаний. Если роялти позволяли частично учесть горно-геологические и экономи­ко-географические условия разработки месторождений, то налог на добы­чу имел (вплоть до 2007 г.) уравнительный характер и взимался по единой для всех участков недр ставке без учета особенностей эксплуатируемых объектов [Назаров, 2004].

В рамках перехода к новой налоговой системе в недропользовании с 2002 г. государством фактически осуществлен односторонний пересмотр условий лицензионных соглашений, в которых устанавливались индиви­дуальные для каждого месторождения ставки регулярных платежей за право пользования недрами (роялти). Эти ставки определялись по резуль­татам конкурсов (аукционов) на получение прав пользования недрами. Новое налоговое законодательство вызвало необходимость уточнения ус­ловий уже заключенных лицензионных соглашений. В результате измене­ния условий налогообложения был подвергнут определенной ревизии и принцип «двух ключей» (лицензии выдавались совместным решением фе­деральных и региональных органов власти), закрепленный в тот период в российском законодательстве при регулировании сферы недропользова­ния [Токарев, 2004].

После введения специфичной ставки налога на добычу его поступ­ления в бюджетную систему существенно возросли. Это объясняется, прежде всего, двумя причинами: высоким уровнем цен на нефть на миро­вых рынках и эффективным способом защиты государства от трансферт­ных цен.

Возможности изъятия рентных доходов с использованием налога на прибыль. Для изъятия доходов рентного характера во многих странах по­мимо специальных налогов важное значение имеет налог на прибыль. Данный налог является общим для всех сфер экономики, но его также часто рассматривают в качестве одного из механизмов изъятия рентных доходов.

Данный налог (наряду со специальными налогами) имеет ключевое значение с точки зрения общей налоговой нагрузки на нефтегазовый сек­тор во многих странах мира. Порядок его взимания влияет на формирова­ние облагаемой базы для налогов на сверхприбыль (в странах, где они су­ществуют), в том числе на определение обоснованного уровня издержек.

Взимание налога на прибыль зависит от его ставки и условий, в со­ответствии с которыми возмещаются затраты на разведку, разработку и эксплуатацию месторождений. Методы учета амортизации при разведке и разработке месторождений оказывают существенное влияние на налого­облагаемую прибыль.

Основными характеристиками налога на прибыль являются следую­щие:

• налог чувствителен к изменениям в затратах на разработку, эксплуата­ционным расходам, доходам от добычи (ценам и объемам производст­ва);

• при взимании налога на прибыль часть рисков (например, затрат, цен) распределяется между государством и нефтяной компанией; порядок возмещения затрат на геологоразведку также имеет важное значение для распределения рисков;

• налог на прибыль не способствует преждевременному отказу от разра­ботки месторождений;

• данный налог взимается не с начала добычи углеводородов, а с момен­та получения прибыли, что снижает риски нефтегазовых компаний.

Налог на прибыль более чувствителен к изменениям в условиях до­бычи, чем, например, роялти. Этот налог обычно не сдерживает инвести­ции. В некоторых условиях он может замедлить разработку месторожде­ний, если его реальная ставка слишком высока. С другой стороны, он мо­жет оставлять существенную часть доходов рентного характера инвестору в случае низкой фактической ставки (или в условиях высоких цен на нефть и газ). Налог на прибыль можно рассматривать как существенный источник пополнения федерального и региональных бюджетов от нефте­добычи, но он обычно не обеспечивает желаемого уровня изъятия рент­ных доходов.

Вплоть до конца 2001 г. для нефтегазового сектора России важней­шее значение имела инвестиционная льгота, которая позволяла уменьшать налогооблагаемую базу на величину осуществленных капитальных вло­жений (но не более чем на половину). Эта льгота для большинства нефтя­ных компаний существенно уменьшала эффективную ставку налога на прибыль. В настоящее время Налоговый кодекс РФ 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 [Титов, 2006; Совершенствование, 2005]. Отмена льготы фак­тически увеличила налоговую нагрузку по данному налогу на 6-7 про­центных пунктов, что ограничило инвестиционные возможности нефтега­зовых компаний. Отмена рассматриваемой льготы не способствует при­влечению инвестиций в реальный сектор экономики.

Современные тенденции сокращения доли рентных налогов (прежде всего налога на добычу), направляемой в региональные бюджеты, могут в определенной степени быть компенсированы за счет налога на прибыль. В этом случае меры, связанные с перераспределением рентных доходов ме­жду бюджетами, должны быть синхронизированы с механизмами, направ­ленными на обеспечение полноты уплата налога на прибыль [Абалкин, 2002]. В таких условиях со стороны государства необходимы шаги, на­правленные на формирование норм и правил, обеспечивающих уплату на­лога на прибыль в сырьевых регионах (по месту добычи нефтегазовых ре­сурсов) на основе справочных цен, устанавливаемых государством.

В новых условиях (с 2002 г.) регионы могут снизить ставку налога на 4% для отдельных категорий налогоплательщиков в части суммы налога, зачисляемого в их бюджеты. Такое положение, с одной стороны, ограни­чивает роль льготных зон (с точки зрения перераспределения налога на прибыль из сырьевых регионов), а с другой стороны, сужает возможности нефтегазовых регионов для формирования более адекватных институцио­нальных условий, например, для стимулирования деловой активности в условиях низких цен на углеводородное сырье или на поздних стадиях ос­воения нефтегазовых месторождений и провинций.

Институциональные проблемы формирования гибкой системы налогообложения в нефтегазовом секторе России

Необходимость применения гибких подходов при налоговом регулировании добычи углеводородного сырья

Месторождения нефти и газа существенно различаются по многим характеристикам, включая: производительность и глубину скважин; вели­чину запасов; состав добываемой продукции; расстояние до основных по­требителей (объектов переработки и экспортных терминалов). Рациональ­ное изъятие доходов рентного характера в пользу государства и стимули­рование разработки сложных и трудноизвлекаемых запасов возможны только при гибком подходе к налогообложению.

Для России с ее огромным разнообразием месторождений и провин­ций, находящихся на различных стадиях освоения, проблема формирова­ния гибких налоговых систем стоит особенно остро. При единой ставке налога на добычу для различных участков недр появляются не только ма­лорентабельные месторождения, но и «сложные» субъекты Федерации, т.е. регионы, на территории которых находятся преимущественно старые, выработанные месторождения нефти и газа. Унифицированные нормы и правила налогообложения на разных стадиях разработки месторождений приводят к тому, что добыча становится рациональной только на стадиях растущей добычи и зрелости. При этом в должной мере не решаются за­дачи изъятия доходов рентного характера [Субботин, 2004; Субботин, 2005].

Мировая практика показывает, что гибкое налогообложение нефте­газового сектора выгодно и для государства, и для недропользователей. Государство, как собственник недр, получает возможность:

• выровнять условия для недропользователей, разрабатывающих место­рождения с различными характеристиками (что создает реальную кон­курентную среду в НГС, позволяя достигать высоких результатов пре­имущественно за счет эффективного ведения бизнеса);

• извлекать дополнительные рентные доходы при разработке высоко­рентабельных объектов;

• поддерживать устойчивое функционирование нефтегазового сектора в условиях низких цен на нефть и газ на мировых рынках, что напрямую связано с социальной стабильностью в нефтедобывающих регионах. Современная налоговая система ориентирована на работу в условиях высоких цен на нефть, на добычу ресурсов на уже освоенных место­рождениях;

• стимулировать разработку новых месторождений и провинций;

• стимулировать развитие независимых малых и средних нефтегазовых компаний, которые преимущественно разрабатывают сложные и низ­корентабельные месторождения. Наличие и развитие таких компаний особенно важно для формирования рациональной организационной структуры;

• создать условия для освоения малорентабельных месторождений (про­дления периода рентабельной добычи), разработка которых направле­на в основном на решение социальных задач [Джонстон, 2000; Бату­рин, 2005].

Гибкие подходы направлены на изъятие рентных доходов. Такая система позволяет изъять более высокую долю рентных доходов с высо­корентабельных объектов и разрабатывать низкорентабельные участки недр, которые в мировой практике являются преимущественно сферой деятельности неинтегрированных компаний.

Эффект для недропользователей (за исключением компаний, кото­рые разрабатывают высокорентабельные месторождения) от применения механизмов гибкого налогообложения состоит в возможности увеличения массы и нормы прибыли. Но этот рост достигается не за счет перераспре­деления некоторой фиксированной суммы доходов рентного характера, а благодаря их расширению. Увеличение общей суммы рентных доходов происходит в результате роста объемов производства, который был бы не­возможен в условиях унифицированного налогообложения [Спор, 2003].

Применение гибких подходов к налогообложению связано с рядом издержек. Для государства эти издержки выражаются в усложнении сис­темы администрирования за счет:

• разработки подходов, а затем законов и нормативных документов по гибкому налогообложению (стоимость разработки концепции диффе­ренциации налога на добычу для нефти составляет 0,9 млн долл.)⁸;

• организации мониторинга и контроля процессов освоения и добычи по целому ряду показателей, включая, например, выработанность запасов, дебиты скважин, тип добываемой продукции;

• введения и поддержания института справочных цен, применяемых для определения налогооблагаемой базы;

• мер по регулированию и контролю обоснованности издержек компа­ний (прежде всего при экономическом подходе к формированию гиб­ких систем).

Дополнительные издержки недропользователей связаны:

с/

• с установкой и поддержанием систем измерения и контроля (ЛУКОЙЛ оценивает дополнительные инвестиции в создание адекватных систем учета и контроля только по Пермскому региону в 16 млрд руб.) [Са­пун, 2004];

• с усилением государственного контроля разработки месторождений, что может, например, вызвать увеличение расходов на технологиче­ское оборудование, обустройство, природоохранные мероприятия;

• Издержки Л государства

  с внедрением раздельного учета затрат и результатов по разным объ­ектам (в том числе дополнительные затраты, связанные с пообъектным ведением систем бухгалтерского и налогового учета).

^ Выгоды ^ государства