Пн Вт Ср Чт Пт Сб Вс
28 29 30 1 2 3 4
5 6 7 8 9 10 11
12 13 14 15 16 17 18
19 20 21 22 23 24 25
26 27 28 29 30 31 1

О дифференцированном обложении налогом на добычу полезных ископаемых


О дифференцированном обложении налогом на добычу полезных ископаемых

Е.В. Грызлова

     
     Одним из важнейших направлений государственной политики в сфере добычи нефти является совершенствование системы налогообложения нефтяного комплекса, введение гибкой системы налогообложения, ориентированной на рентный подход и налоговое стимулирование разработки трудноизвлекаемых запасов, с целью более справедливого распределения сверхдоходов от эксплуатации высокорентабельных нефтяных месторождений. Ввиду того что экономическую ренту трудно выявить в чистом виде из-за отсутствия законодательных норм и апробированных методик, необходимо установить понятийный аппарат, права и обязанности участников отношений, связанных с пользованием недрами.
     
     Если недропользователь получает доход от использования природных ресурсов, часть которого не требует усилий, то эта часть, называемая рентой, должна изыматься в пользу государства (собственника недр). При этом у недропользователей должны оставаться средства для сохранения и развития месторождений.
     
     Но поскольку в настоящее время в законодательстве Российской Федерации отсутствуют понятие "природная рента", полноценный экономический анализ влияния различных факторов недропользования на размер рентного дохода недропользователя, анализ изменения доли ренты в цене добываемых полезных ископаемых на различных стадиях разработки месторождения, для осуществления перехода системы налогообложения на рентную основу следует установить, чту именно подразумевается под понятием "рента" в целях налогообложения недропользования, а также понять, какие факторы и в каком соотношении ее формируют.
     
     По мнению экспертов, ренту как экономическую категорию можно подразделить на две части - экономическую и природную. Изъятие экономической ренты происходит в основном за счет экспортных пошлин и плоской шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), зависящих от мировой цены на нефть. Экономическая рента представляет собой монопольную прибыль, образующуюся благодаря высоким ценам мирового рынка. Однако в мировой практике при добыче нефти государство изымает не только экономическую, но и природную ренту.
     
     По мнению специалистов, природная рента - это прибыль, приносимая лучшим по качеству месторождением нефти, которая пока полностью остается в распоряжении компаний, получивших в свое распоряжение лучшие месторождения нефти. В отличие от экономической ренты природная рента связана с качеством ресурса.
     
     Наиболее привлекательным, с точки зрения изъятия ренты, является обложение добычи полезных ископаемых НДПИ.
     
     Действующий в настоящее время налоговый механизм, использующий "плоскую" ставку НДПИ, приводит, по мнению некоторых хозяйствующих субъектов, к неравным условиям для компаний, разрабатывающих "старые" месторождения, и компаний, имеющих множество лицензий и доступ к лучшим месторождениям, что создает конкурентные преимущества последних и негативно влияет на экономическую эффективность разработки месторождений со сложными природно-геологическими условиями.
     
     Особенно заметно различие в затратах на добычу нефти на месторождениях, находящихся на заключительных стадиях разработки. Месторождения с выработанностью запасов более 80 % характеризуются низкими дебитами, высокой обводненностью продукции, что приводит к существенному возрастанию эксплуатационных затрат на добычу нефти.
     
     Добыча нефти из низкодебитных месторождений производится в настоящее время за счет средств, получаемых от реализации нефти, добытой из высокоэффективных скважин, и от экспортной реализации.
     
     Для совершенствования налогообложения доходов от добычи нефти с целью создания равноконкурентных и справедливых условий деятельности нефтедобывающих предприятий и обеспечения рационального недропользования предлагается ввести к действующим ставкам НДПИ поправочные коэффициенты, учитывающие качество месторождения, степень выработанности месторождения, его расположение, наличие инфраструктуры и другие факторы. Именно на четком установлении факторов, влияющих на размер природной ренты и рентабельность месторождения, и определении подходов к измерению степени их воздействия на экономическую эффективность разработки месторождений должно основываться построение модели дифференцированного обложения НДПИ.
     
     При этом следует учитывать, что колебания цен на нефть оказывают однонаправленное влияние на доходность освоения всех месторождений. В свою очередь, специфика совокупности условий разработки месторождений при любом состоянии рынка нефти предопределяет различия потенциала доходности месторождений в зависимости от условий разработки, что и вызывает необходимость дифференциации НДПИ.
     
     Одним из вариантов дифференциации НДПИ является вариант, предполагающий применение понижающего коэффициента 0,7 к ставке НДПИ по месторождениям, выработавшим 80 % и более своего потенциала, позволяющий вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы и изымать государством сверхприбыли компаний, работающих на высокопродуктивных месторождениях с легкоизвлекаемыми запасами нефти.
     
     В качестве критерия дифференциации может быть выбран критерий выработанности извлекаемых запасов нефти на лицензионном участке.
     
     Вместе с тем необходимо отметить, что введение вышеуказанного коэффициента создаст ряд проблем, касающихся администрирования НДПИ.
     
     Так, например, отсутствие в законодательстве о недрах норм, регламентирующих понятие "выработанность извлекаемых запасов природных ресурсов", может привести к возникновению разногласий между природоохранным и налоговым законодательством. В связи с этим требуется внесение соответствующих изменений в законодательство о недрах, включающее в том числе и порядок расчета данного коэффициента.
     
     Кроме того, с 1 января 2003 года осуществляется ежемесячная уплата НДПИ. Вместе с тем данные, на основании которых возможно применение понижающего коэффициента выработанности месторождений углеводородного сырья, утверждаются только в середине года. Следовательно, ежегодно придется корректировать до шести налоговых периодов по уплате НДПИ.
     
     Необходимо также учитывать, что различные режимы налогообложения, применяемые в отношении отдельных месторождений, требуют раздельного и достоверного учета текущей добычи нефти в разрезе месторождений, который в настоящее время отсутствует. Для осуществления достоверного учета текущей добычи неф-ти следует разработать и утвердить ряд нормативных актов, таких как порядок ведения раздельного учета и представления отчетности, порядок контроля за использованием измерительной аппаратуры и т.д.
     
     Учитывая, что степень выработанности запасов является величиной, подвергающейся изменению как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения в результате доразведки или изменения технологического процесса разработки месторождения, установление коэффициента выработанности месторождений может препятствовать процессу прироста запасов. Таким образом, в результате пересмотра запасов может быть выявлена необоснованность применения понижающего коэффициента, что, в свою очередь, приведет к пересмотру налоговых обязательств налогоплательщиков. При признании применения такого коэффициента необоснованным налог подлежит восстановлению и уплате в бюджет с учетом пени.
     
     В настоящее время рассматривается вопрос о дифференциации НДПИ не только посредством введения корректирующего коэффициента, учитывающего степень выработанности месторождения, но и дебитности, сложности геологического строения и трудности разработки месторождения, применения новых технологий добычи и т.д.
     
     При введении понижающего коэффициента для месторождений с невысоким уровнем дебита нефти могут также возникнуть проблемы как для налоговых органов, так и для налогоплательщиков, заключающиеся в следующем:
     
     - законодательно не определено понятие "дебит" и порядок его измерения. При отсутствии в законодательстве вышеуказанной нормы льгота может быть оспорена;
     
     - объем суточной добычи нефти не всегда является показателем эффективности добычи. В данном случае необходимо учитывать затраты на добычу нефти из скважины. Может возникнуть ситуация, при которой добыча нефти из низкодебитной скважины более рентабельна, чем из высокодебитной, но потребует бульших затрат на повышение ее продуктивности;
     
     - объем добычи из каждой скважины может значительно колебаться в зависимости от схемы расположения скважин на участке и их количества. Данный показатель может быть предметом преднамеренных манипуляций;
     
     - в настоящее время отсутствуют методы измерения объема суточной добычи на устье скважины и механизм расчета объема добытой нефти из каждой скважины, пригодные для целей определения налоговой базы.
     
     При введении коэффициента к ставке НДПИ для объема продукции, полученной с применением новых технологий добычи, необходимо точное определение прироста добычи после введения новой технологии, что потребует разработки методик определения объема дополнительной добычи полезных ископаемых, критериев установления коэффициента, зависящего от сложности геологического строения и трудности разработки месторождений.
     
     В соответствии с действующим Положением о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденным приказом МПР России от 09.07.1997 N 122, сводные данные о разведанных запасах и добыче нефти по состоянию на 1 января подготавливаются Российским федеральным фондом геологической информации МПР России до 1 августа того же года.
     
     Поскольку право применения понижающего коэффициента к налоговой ставке появляется у налогоплательщика только после даты вступления в силу очередного утвержденного Правительством РФ ежегодного перечня лицензионных участков, выработанность запасов на которых составляет 80 % и более, который формируется на основе данных государственного баланса, то применение налоговой ставки с учетом коэффициента будет возможно только после 1 августа текущего года исходя из данных предыдущего года, что вызовет дополнительные сложности администрирования налога.
     
     Кроме того, необходимо определить налоговый период, с которого может применяться налоговая ставка с учетом коэффициента, а также установить, до какого момента налогоплательщик сохраняет право применения понижающего коэффициента (до окончания календарного года или до вступления в силу очередного ежегодного перечня).
     
     Вместе с тем совершенствование механизма НДПИ путем дифференциации налоговой ставки расширит применение рентных принципов в отношении налоговых платежей за пользование недрами.
     
     Рассматривая возможность дифференциации налогообложения при пользовании недрами, необходимо определить модель, позволяющую измерять и учитывать основные факторы, влияющие на рентабельность разработки месторождения. Для этого потребуется проведение детальных расчетов вариантов дифференциации.