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

Перспективы развития рентных платежей в сфере пользования природными ресурсами

    

Перспективы развития рентных платежей в сфере пользования природными ресурсами


В.В. Петрунин,
советник налоговой службы Российской Федерации II ранга
          

1. Общие положения

     
     В Экологической доктрине Российской Федерации, одобренной распоряжением Правительства РФ от 31.08.2002 N 1225-р, одним из основных направлений государственной политики названо обеспечение перехода в сфере природопользования к системе рентных платежей.
     
     Рентные платежи предполагают изъятие в бюджет у хозяйствующих субъектов части прибыли (сверхприбыли), являющейся не результатом непосредственной предпринимательской деятельности, а полученной в результате использования природного ресурса. В связи с этим напомним, что слово "рента" имеет латинское происхождение и означает вид дохода, не требующий от его получателя затрат труда.
     
     В настоящее время заметно активизировалась деятельность законодательных и исполнительных органов власти, а также непосредственных природопользователей по совершенствованию экономических отношений в сфере природопользования посредством предложений по корректировке сложившейся системы налогов и сборов.
     
     Необходимость данных действий обусловлена, в частности, следующими причинами:
     
     - увеличение экономической ценности ресурсов, что дает основания для существенного изменения уровня платности за их эксплуатацию;
     
     - ограниченность (невозобновляемость либо уязвимость) многих видов природных ресурсов, что должно стимулировать их рациональное использование с целью обеспечения экологической и экономической безопасности страны;
     
     - создание равных условий хозяйствования в сфере экономики природопользования, чего можно добиться только учетом при налогообложении разных эколого-географических и экономико-геологических факторов, влияющих на финансовые результаты деятельности хозяйствующих субъектов.
     
     Реформирование природопользования может быть осуществлено, по мнению многих экспертов, за счет усиления рентной составляющей в системе налогов, сборов и других обязательных платежей.
     
     Но при этом даже сторонниками этой идеи предлагаются различные подходы к ее реализации. В частности, имеются неоднозначные мнения по проблеме распространения рентных отношений на те или иные виды природных ресурсов. Так, в отношении добычи полезных ископаемых мнения экспертов совпадают в целом практически по всем направлениям, в то время как в отношении лесных ресурсов мнения заметно различаются. Еще больше дискуссий возникает в вопросах установления рентных отношений в сфере водного хозяйства и пользования биологическими ресурсами.
     
     В связи с этим автор настоящей статьи считает целесообразным не только высказать собственное мнение, но и привести в краткой форме основные позиции различных экспертов по затронутой теме.
     
     Многие эксперты выражают, хотя и в разной форме, по сути, одну и ту же мысль о том, что действующие платежи за пользование природными ресурсами являются рентными. По нашему мнению, в ряде действующих ставок платежей рентная основа действительно имеется, поскольку размер их дифференцирован с учетом различных факторов, в том числе природных. Это относится, в частности, к ставкам лесных податей и платы за пользование водными объектами. Но речь идет о другом. Именно в настоящее время бульшая часть доходов от добываемых ресурсов, являющихся, по существу, природной рентой, не облагается должным образом платежами, учитывающими эту рентную составляющую.
     
     В целом хотелось бы отметить, что поскольку в Российской Федерации экономически значимая часть природных ресурсов пока остается в собственности государства, то изъятие государством ренты с учетом различных объективных факторов может стать достаточно эффективным инструментом выравнивания межотраслевых соотношений в рентабельности, что позволит преодолеть заметный разрыв между топливно-энергетическим комплексом и другими отраслями. Учитывая данное обстоятельство, вначале целесообразно рассмотреть проблемы рентных отношений в добывающих отраслях, а именно при эксплуатации месторождений углеводородного сырья.
     

2. О развитии рентных платежей в сфере пользования недрами

     
     В сфере пользования недрами, а именно при эксплуатации нефтегазовых месторождений, часто используется такое понятие, как горная рента, которая, будучи разновидностью природной ренты, является добавочным доходом, получаемым недропользователем в горнодобывающей промышленности, и обусловлена горно-геологическими и социально-экономическими факторами добычи полезных ископаемых. При этом выделяют абсолютную и дифференциальную горную ренту.
     
     Под абсолютной рентой понимается доход, получаемый недропользователем от разработки созданного природой месторождения вне зависимости от его качества. Она возникает в процессе эксплуатации месторождений и определяет уровень нормативных затрат и нормальной прибыли замыкающего месторождения.  В данном случае под нормальной прибылью понимается минимально ожидаемая прибыль, при которой инвестор согласен принять участие в финансировании разработки месторождения.
     
     Нормативные затраты формируются с учетом современных требований к использованию оборудования, технологии и рабочей силы. Они включают эксплуатационные и капитальные расходы на добычу, затраты на транспортировку нефти, а также все налоги по действующей системе налогообложения, кроме налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Абсолютная рента в значительной мере определяется ценой нефти и в условиях ограничения предложения присутствует во всех объектах разработки. Иными словами, абсолютная горная рента - это доход от платы за пользование недрами и месторождениями полезных ископаемых с худшими характеристиками.
     
     Дифференциальная рента - это дополнительный не заработанный собственными усилиями доход от использования недр, обусловленный их лучшими характеристиками по отношению к другим месторождениям.
     
     В начале 2004 года в Правительстве РФ и в Государственной Думе активно обсуждался вопрос о необходимости разработки экономического механизма перераспределения природной ренты. Было заявлено, что совершенствование платежей, связанных с использованием природных ресурсов, станет основной задачей текущего года.
     
     Еще раньше депутатами Государственной Думы были разработаны проекты двух федеральных законов. Один из них - "О правах граждан на доходы от использования природных ресурсов Российской Федерации". Авторами законопроекта отмечалось, что в настоящее время государство определяет для лиц, эксплуатирующих природные ресурсы, только небольшие фиксированные платежи, оставляя им все сверхдоходы. И если государство действительно призвано быть рачительным собственником, то оно должно работать с добывающими компаниями исключительно на условиях концессии, оставляя им только компенсацию их обоснованных затрат с разумной нормой заработанной прибыли и изымая все остальное.
     

     Основная часть изъятой ренты должна согласно этому законопроекту направляться в создаваемый для этих целей государственный внебюджетный фонд, через который она распределяется среди граждан. Решение первой задачи, то есть изъятие ренты, должно осуществляться посредством качественной перестройки налоговой системы.
     
     Для реализации этой задачи в Государственную Думу был внесен другой законопроект - "О рентных платежах за пользование отдельными видами природных ресурсов", касающийся изъятия ренты, получаемой от добычи углеводородов, черных и цветных металлов, драгоценных металлов, то есть наиболее прибыльных полезных ископаемых. Реализация одного только вышеуказанного законопроекта позволила бы получать, по мнению его разработчиков, более 1100 млрд руб. в год. В дальнейшем рассматривалась также идея о распространении вышеуказанных принципов изъятия ренты на пользование всеми основными видами природных ресурсов.
     
     До настоящего времени вышеуказанные законопроекты не нашли должной поддержки в законодательных и исполнительных органах власти, хотя заложенные в них идеи имеют много сторонников и получили свое дальнейшее развитие в других разрабатываемых предложениях. Так, некоторые специалисты считают возможным, не принимая отдельного закона, ввести в действующее налоговое законодательство понятие рентного дохода, изымаемого через систему налогов в бюджет (не обязательно в полном объеме). При этом они предлагают в законодательном порядке установить контроль и за той частью рентного дохода, который остается в распоряжении компаний добывающих отраслей, так как рентные платежи должны быть направлены и на стабилизацию финансового положения самих компаний в условиях возможного резкого колебания мировых цен на нефть.
     
     В условиях государственной собственности на недра государство, получая с недропользователей плату за пользование месторождениями полезных ископаемых, выступает как рядовой  участник хозяйственного процесса, аналогично собственнику любого имущества, сдающего его в аренду. Поэтому один из вариантов количественной оценки рентного дохода заключается в сопоставлении первичных доходов (до уплаты налогов), которые получают компании, использующие ограниченные природные ресурсы, с первичными доходами тех компаний, которые такие природные ресурсы не используют. Иными словами, данный подход ориентирует недропользователей на признание независимости категории ренты от действующих налогов, или, иначе говоря, налоговая система должна отдельно учитывать первичные доходы государства и компаний для объективного выделения рентного дохода. Так, по оценке академика Д.С. Львова, доля такого рентного дохода составляет примерно 65 % от общего объема выручки нефтяных компаний. При этом около половины рентного дохода остается в распоряжении компаний с помощью продуманного инструмента сокрытия доходов. По расчетам других аналитиков, нефтяная рента, поступающая в российский бюджет, в 1,5-2 раза меньше по сравнению, например, с данными по Норвегии или ОАЭ. При этом, говоря о Норвегии, следует обратить внимание на то, что основная часть рентного дохода аккумулируется в специальном нефтяном фонде и используется государством для поддержки наукоемких производств и создания новых рабочих мест в различных отраслях экономики.
     
     В настоящее время в России уже приняты некоторые конкретные решения по изменению системы налогообложения и таможенного регулирования в части добычи и реализации нефти, оказывающие заметное влияние на уровень рентного дохода добывающих компаний. Так, Федеральным законом от 07.05.2004 N 33-ФЗ (далее - Закон N 33-ФЗ) были внесены изменения в п. 4 ст. 3 Закона РФ от 21.05.1993 N 5003-1 "О таможенном тарифе" и в ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 N 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" (в ред. от 18.08.2004 N 102-ФЗ). Суть этих изменений заключается в установлении новой ставки вывозной таможенной пошлины на сырую нефть и повышении налоговой ставки за 1 тонну добываемой нефти с 347 руб. до 419 руб. с 1 января 2005 года.
     

     По мнению разработчиков Закона N 33-ФЗ, он позволяет увеличивать рентную составляющую при налогообложении добычи нефти и обеспечивает дополнительное изъятие доходов, не зависящих от деятельности нефтедобывающих организаций.
     
     Если условно определить "сверхприбыль" в нефтяной отрасли как часть прибыли, получаемой в результате превышения уровня рентабельности в этой отрасли над уровнем рентабельности в целом по промышленности, то величина "сверхприбыли", по расчетам разработчиков Закона N 33-ФЗ, составит примерно 4,2 млрд долл. США, а с учетом роста добычи нефти в 2005 году по сравнению с 2002 годом "сверхприбыль" в нефтяной отрасли при цене на нефть 24 долл. США за баррель можно оценить на уровне 5 млрд долл. США. Допускается, что такая "сверхприбыль" включает, помимо природной ренты, дополнительные доходы, обусловленные другими факторами, в том числе применением высокоэффективных технологий нефтедобычи, более квалифицированной рабочей силы и т.д.
     
     При разработке Закона N 33-ФЗ признавалось, что наиболее привлекательным с точки зрения изъятия рентных доходов является НДПИ. Ставка этого налога устанавливается в расчете на 1 тонну добытой нефти, что имеет большое значение, поскольку объем добытой нефти в Российской Федерации в достаточной мере контролируется благодаря монополии на транспортировку нефти. В принципе, было бы возможно изменить формулу расчета ставки НДПИ таким образом, чтобы при росте цен на нефть изымалась значительная часть дополнительного дохода, вплоть до полного изъятия прибыли, получаемой нефтяными компаниями от роста мировой цены на нефть выше определенного уровня. Однако реализация такого подхода привела бы к переложению суммы НДПИ на внутренних потребителей, что стало бы причиной роста внутренних цен на нефть и нефтепродукты. В большей степени от такой меры пострадали бы компании, имеющие меньший объем экспорта, а также добывающие и реализующие "рисковую" нефть. Поэтому для обеспечения большей части изъятия прибыли более предпочтительным признан вариант, предполагающий увеличение экспортных пошлин.
     
     Рассмотрение различных вариантов изменения ставок НДПИ и экспортных пошлин показало, что наиболее целесообразным является комбинированный вариант, в соответствии с которым изменяются как ставки экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, так и формула расчета ставки НДПИ. При этом должно быть обеспечено следующее:
     

     - объем дополнительного изъятия налога, а также его доля в цене реализуемой нефти должны прогрессивно увеличиваться с ростом мировых цен на нефть;
     
     - возможный рост НДПИ и экспортных пошлин не должен привести к убыточности организаций, занятых преимущественно добычей и реализацией "рисковой" нефти;
     
     - при сравнительно низких мировых ценах на нефть (менее 18 долл. США за баррель) совокупная сумма НДПИ и экспортных пошлин должна быть ниже существующего уровня. Это обеспечит сохранение у нефтяных компаний части средств, необходимых для технического поддержания нефтедобычи.
     
     Проведенный анализ показал, что с соблюдением вышеуказанных условий и ограничений при цене нефти на уровне 24 долл. США за баррель совокупная сумма дополнительного изъятия средств из нефтяной отрасли может составить около 1 млрд долл. США в год, а при цене 27 долл. США за баррель - около 2 млрд долл. США в год. При этом примерно две трети дополнительного изъятия средств при высоком уровне цен на нефть должно приходиться на экспортные пошлины и одна треть - на увеличение НДПИ.
     
     Законом N 33-ФЗ предусматривается изменение действующей шкалы экспортной пошлины на нефть с введением в нее дополнительного интервала при цене нефти от 20 до 25 долл. США за баррель со ставкой в размере 45 % и установлением при цене нефти свыше 25 долл. США за баррель ставки экспортной пошлины в размере 65 %.
     
     При условии, что средневзвешенный размер экспортной пошлины на нефтепродукты составит 90 % от размера экспортной пошлины на нефть, дополнительные поступления от экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты в расчете на год (без учета снижения налога на прибыль организаций) могут составить, соответственно, при цене нефти:
     
     - 22 долл. США за баррель - около 400 млн долл. США;
     
     - 24 долл. США за баррель - около 800 млн долл. США;
     
     - 27 долл. США за баррель - около 2000 млн долл. США;
     
     - 30 долл. США за баррель - около 3500 млн долл. США.
     
     Одновременно признано обоснованным и некоторое увеличение размеров НДПИ. Это позволит компенсировать снижение налоговой нагрузки на нефтяную отрасль, обусловленное укреплением рубля по отношению к иностранным валютам.
     
     Формула, по которой рассчитывается ставка НДПИ, содержит коэффициент, равный отношению текущего курса доллара США к среднему прогнозному его значению в 2002 году, принятому в размере 31,5 руб. При введении этого коэффициента предполагалось, что с его помощью ставка НДПИ будет автоматически корректироваться на инфляцию. Однако в связи с укреплением рубля в последнее время наблюдается обратный эффект и по сравнению с максимальным значением ставки НДПИ, достигнутой в конце 2002 года, в начале 2004 года эта ставка снизилась на 12 %.
     

     Для компенсации этого эффекта осуществлен переход к ставке, рассчитываемой с учетом коэффициента (Кц), характеризующего динамику мировых цен на нефть, а именно - 419 руб. х Кц.
     
     Сам же вышеуказанный коэффициент рассчитывается по формуле:
     


     
     где
     
     Р - среднее за налоговый период значение курса дол-  лара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Банком России;
     
     Ц - средний за налоговый период уровень цен нефти   сырой марки "Юралс" в долларах США за баррель;
     
     9 - минимальная цена за баррель нефти, используемая в формуле для расчета ставки платы (постоянная   величина);
     
     29,0 руб. - курс доллара США к рублю Российской Федерации (постоянная величина, используемая в знаменателе формулы).
     
     Это позволяет не допустить чрезмерного роста налоговой нагрузки при сравнительно низких ценах на нефть.
     
     При внесении вышеуказанных изменений в формулу расчета ставки НДПИ при цене нефти 17,9 долл. США за баррель сумма поступления НДПИ будет соответствовать сумме, которая могла бы быть получена при применении действующего порядка определения ставки. Соответственно, при более высоких ценах суммы дополнительного поступления этого налога увеличатся, а при более низких ценах - уменьшатся.
     
     Однако следует заметить, что принятие решения об изменении размера пошлины и ставки НДПИ может привести к определенным отрицательным последствиям. Так, если вывозные таможенные пошлины способны решать свою задачу - обеспечивать передачу в распоряжение государства той части нефтяных сверхдоходов, которая обусловлена разницей мировых и внутрироссийских цен, то про НДПИ этого сказать нельзя. Основным недостатком этого налога является то, что он не делает разницы между высоко- и низкодоходными нефтедобывающими предприятиями и месторождениями, поскольку его ставка для всех одна. Производительность скважин может отличаться в десятки раз. Поэтому при низких ставках НДПИ (которые стимулируют продолжение эксплуатации низкорентабельных месторождений) значительная масса дифференцированной ренты будет скрыта от налогообложения, а при повышении ставок НДПИ (как это было сделано) в неравном положении будут те нефтедобытчики, которые работают на выработанных и менее продуктивных месторождениях. В этих условиях им придется досрочно консервировать некоторые месторождения, еще пригодные к эксплуатации. Таким образом, уменьшится число мелких и средних компаний, что приведет к снижению общего объема добываемой нефти. Один из предлагаемых выходов из создавшегося положения заключается не в увеличении, а в снижении ставки НДПИ с одновременным введением дифференцированной ренты по наиболее продуктивным и рентабельным месторождениям.
     
     Такого мнения придерживаются практически все эксперты, рассматривающие вышеуказанную проблему.
     

     Изъятие дифференциальной ренты возможно двумя способами: через налоги и неналоговым путем посредством включения соответствующих платежей в лицензионные соглашения. Именно включение в лицензионные соглашения условий разработки конкретных месторождений (в части определения уровня платежей) даст возможность учета множества индивидуальных особенностей добычи полезных ископаемых: специфики их залегания, степени выработанности месторождений и других факторов. Все это, естественно, значительно усложнит составление таких лицензионных соглашений и потребует углубленного контроля государственных органов при администрировании этих платежей. Однако такой подход найдет, по нашему мнению, поддержку у тех недропользователей, которые поставлены в настоящее время в неравные экономические условия из-за наличия у них малопродуктивных месторождений и (или) высоких затрат по их освоению в связи с объективными (природными) факторами.
     
     Таким образом, основная проблема в этом вопросе заключается в выборе критериев, которые должны учитываться при соответствующей дифференциации месторождений.
     
     То, что государственные органы будут настаивать на обеспечении именно простого администрирования при определении дифференциации месторождений, предположить легко. Но при этом не следует забывать, что мы имеем дело с природными объектами, а не с готовой продукцией. Природный объект не может быть "подогнан" к определенным стандартам, а следовательно, к нему очень сложно подобрать критерии, которые в равной степени учитывали бы многообразие горно-геологических особенностей нефтегазовых месторождений (фазовое состояние, сложность строения структуры, глубину залегания, качество продукции, продуктивность скважины, стадию освоения и т.д.).
     
     В настоящее время многие эксперты придерживаются похожих позиций в части выделения основных факторов образования ренты на лучших месторождениях. К этим факторам могут быть отнесены следующие:
     
     - количество нефти, добываемое в единицу времени. Для углеводородного сырья оно измеряется среднесуточным дебитом нефтяных скважин. В настоящее время нормальная прибыль в Российской Федерации обеспечивается на месторождениях с дебитами 2-7 тонн в сутки. Ясно, что при более высоких дебитах добычи нефти возникает дополнительный доход в виде горной ренты, дарованной природой. Например, в нашей стране существуют скважины, начальные дебиты которой достигают 1000 и более тонн нефти в сутки;
     
     - качество добываемого минерального  сырья. С точки зрения реализации продукции качество нефти влияет на показатели эффективности деятельности недропользователя. В нефтепроводе тяжелые и легкие фракции нефти смешиваются, цена реализации соответствует цене смеси в трубе. В мировой практике принято создавать банк качества нефти; в результате одни организации получают надбавки к цене на выходе нефти из трубы, а другие, наоборот, - убытки из-за падения цены на нефть;
     

     - стадия жизненного цикла разработки  месторождения. Известна закономерность разработки нефтяных месторождений, согласно которой в первые 10-15 лет после начала эксплуатации месторождения рентабельность добычи возрастает, затем держится на пике в течение 5-10 лет, после чего начинает снижаться по мере истощения запасов месторождения;
     
     - экономико-географические условия. К ним относятся наличие социальной инфраструктуры (железные дороги, линии электропередач, населенные пункты и пр.), производственной и промысловой инфраструктуры (близость магистральных нефтепроводов, насосных станций и т.д.); труднодоступность; климатические факторы и т.д. Естественно, экономико-географические условия предопределяют капитальные и текущие (эксплуатационные) затраты, технологию разработки и в конечном счете - нормативные затраты на разработку и обоснование критериев "нормального" месторождения.
     
     Найти отражение в обновленной системе налогообложения природопользования должен и такой фактор, как вид добываемой нефти (тяжелая, легкая и особо легкая). Как верно отмечают эксперты, особенностью налогообложения добычи и транспортировки нефти в Российской Федерации является учет налогов и платежей в расчете на тонну сырья, то есть в единицах массы, в то время как при экспорте нефти расчет осуществляется в объемных единицах - баррелях нефти. С тонны сырья исчисляют НДПИ, тарифы на транспортировку, таможенные сборы, экспортную пошлину, стоимость фрахта судов и т.д. Возникает своеобразная ситуация, когда предприятие, добывающее и реализующее нефть, уплачивает налоги и другие платежи в расчете на тонну сырья, а доходы от его реализации образуются в расчете на баррель нефти. В результате этого у компаний, добывающих тяжелую нефть, величина удельных налогов и платежей на баррель продукции значительно превышает величину, выплачиваемую другими компаниями, добывающими легкую нефть. Иными словами, при добыче легкой нефти вследствие большего числа баррелей нефти в одной метрической тонне образуется существенная экономия на НДПИ.
     
     Одним из основных вопросов, связанных с обеспечением эффективного экономического механизма введения ренты, является проблема объективной оценки затрат на разработку месторождений.
     

     В качестве эксплуатационных и капитальных затрат при добыче нефти используются величины, принятые исходя из предположения об эффективном и рациональном ведении деятельности пользователем недр. Это необходимо в силу того, что фактические затраты на добычу нефти могут оказаться как завышенными, так и заниженными по отношению к расчетным. Но в российских условиях это существенно влияет на корректное определение цены добытого сырья. В Российской Федерации пока еще недостаточно развит внутренний рынок нефти, а основная часть поставляемого на него сырья реализуется по трансфертным ценам между аффилированными лицами в рамках вертикально интегрированных компаний. Таким образом, фактические цены реализации добытой нефти для определения ренты использовать некорректно, так же как и рыночную цену, по которой продается некоторая доля российской нефти. Эта цена является неустойчивой величиной и не всегда отражает ту стоимость, которая получается при сбыте полученных из сырья нефтепродуктов. В связи с этим применение вышеуказанных расчетов сопряжено со сложностями субъективного характера, и в итоге рента зачастую рассчитывается только по отдельным объектам, а не по отрасли в целом или же определяется за весь период разработки месторождения, а не за какой-либо конкретный год.
     
     В среднем по Российской Федерации отпускная цена нефти составляет около 40 % от значения средневзвешенной экспортной цены, применяемой для расчета НДПИ. Подобная дифференциация может также найти отражение в налогообложении нефтяных компаний. До формирования в стране системы биржевых торгов  нефтью целесообразно, по мнению экспертов, разработать для целей налогообложения специальную методику определения цены реализации нефти с использованием текущих мировых цен и применением к ним поправочных коэффициентов, учитывающих качество сырья, а также транспортные расходы и более низкий уровень внутренних цен на нефтепродукты. Кроме того, для борьбы с неправомерным использованием трансфертных цен в интегрированных компаниях следовало бы обязать эти компании использовать биржевые цены во внутреннем обороте.
     
     Интересное предложение, на наш взгляд, касается дифференциации НДПИ по уровням годовой добычи предприятий. Это может стимулировать развитие малых нефтедобывающих компаний, что усилит конкуренцию внутри отрасли.
     

     Потребительская ценность ресурсов часто оказывается выше, чем их цена. По этой причине можно выделить и потребительскую ренту, которая определяется как разность между потребительской ценностью ресурса и его ценой. Для оценки последствий государственного регулирования рынка энергоресурсов имеет смысл, по мнению некоторых экспертов, в качестве потребительской ренты рассматривать разницу между ценой реализуемого сырья, сложившейся в результате воздействия факторов от вышеуказанного государственного регулирования, и равновесной ценой, определяемой при условии отсутствия таковых воздействий.
     
     В настоящее время сторонники введения рентных платежей через корректировку НДПИ внес-ли и другие предложения по учету различных факторов при разработке месторождений. Но при анализе этих предложений возникают опасения, что может быть получен обратный (отрицательный) результат при введении многочисленных критериев, которые, казалось бы, направлены на наиболее полный учет региональных особенностей месторождений и создание, таким образом, равных условий налогообложения. Например, предлагается учитывать коэффициент извлечения нефти (газа). Отметим, что государство, в принципе, заинтересовано, чтобы из недр извлекалось как можно больше  сырья. Но при введении дифференцированного налогообложения с учетом данного критерия может появиться проблема сокрытия предприятием потенциала месторождения. Иными словами, с целью уменьшения суммы налога компании перестают показывать реальный потенциал используемого месторождения. Не афишируя свои настоящие запасы, они, таким образом, не показывают и реальные уровни добычи, которых они могут достигать на данном месторождении. В результате искажается план разработки, и государство не только теряет деньги, но и не имеет объективной картины возможного извлечения запасов стратегического сырья.
     
     В связи с этим целесообразно привести опыт других стран в этой сфере. Так, в Канаде с 1930 года применяется особая система менеджмента с целью совершенствования разработки месторождений, основным положением которой является предъявляемое к нефтедобывающим организациям требование публиковать все данные, относящиеся к бурению и эксплуатации. При этом данные по эксплуатации скважин могут оставаться конфиденциальными не более одного года. Это позволяет обеспечивать объективность тендеров и чистоту конкурентных отношений для всех компаний, желающих участвовать в разработке соответствующих месторождений. Информационная прозрачность исключает также возможность продажи информации о скважинах.
     
     Достаточно широкую популярность получила среди специалистов идея установления уровня налогообложения на основе оценки рентного дохода в целом по добывающей промышленности. Методика такой оценки основана на том, что из суммарной отраслевой выручки вычитаются затраты и некоторый (не завышенный) показатель рентабельности. Полученная величина характеризует ренту или рентный доход, подлежащие изъятию в полном или частичном размере. Однако такой подход может быть использован только для оценки налогового потенциала нефтегазодобывающей отрасли, но не в качестве основного механизма налогообложения.
     

     Заслуживает внимания предложение о том, чтобы дополнительные доходы, полученные в результате внедрения передовых технологий, повышающих отдачу нефтяных пластов, оставлять в распоряжении недропользователя для дальнейшего совершенствования им технологических процессов и снижения на этой основе издержек по добыче сырья.
     
     Другая идея связана с заменой НДПИ налогом на сверхприбыль, который исчисляется как выручка от реализации нефти за вычетом себестоимости и так называемой нормальной прибыли. Последняя определяется исходя из стоимости основных производственных фондов и норматива рентабельности, принятого в размере 15 %. Отрицательным последствием такого налога на сверхприбыль является и то, что он стимулирует "сверхзатратность" разработки месторождений: в этом случае экономия затрат приводит к увеличению налога на сэкономленную величину. В итоге это становится причиной отсутствия у недропользователя стимулов к повышению эффективности добычи сырья. Кроме того, большинство добывающих компаний функционирует в настоящее время в форме вертикально интегрированных структур. Данная форма позволяет "разлить" сверхприбыль по различным стадиям производства (в том числе вспомогательным), а с одновременным использованием трансфертных цен на сырую нефть это может привести даже к появлению убытка.
     
     Что касается споров вокруг уровня рентных платежей, то рекомендация некоторых экономистов ограничиться их стабильно низким размером, по сути, означает фактический отказ государства брать на себя ответственность за поддержку нефтяных и газовых компаний в периоды неблагоприятной для них конъюнктуры цен и других связанных с этим факторов. Вспомним, что в 90-е годы это привело к займам многих российских компаний у иностранных банков и к потере реального контроля государства над нефтяным сектором.
     
     Рассматривая новые возможные изменения принятых решений в части применения налогов, сборов и других платежей при добыче и реализации минерального сырья, целесообразно обратить внимание на предложения Минпромэнерго России, которые были выдвинуты в августе 2004 года.
     
     Так, этим министерством предлагаются меры по кардинальному изменению механизмов государственного регулирования экспорта нефтепродуктов и налогообложения нефтедобывающей и нефтеперерабатывающих отраслей в связи с резким ростом цен на энергоресурсы и смещением приоритетов нефтяных компаний в сторону экспорта.
     

     С июля 2003 по июль 2004 года цены на бензин на внутреннем рынке выросли на 34,9 %, на дизельное топливо - на 24,5 %, а на топочный мазут снизились на 4,3 %. Рост цен внешнего рынка с начала текущего года по август 2004 года составил: по автобензину - 48,4 %, по дизельному топливу - 44,0 %, по мазуту - 33,3 %. При этом экспорт автомобильных бензинов за 6 месяцев 2004 года вырос на 3,5 %, дизельного топлива - на 3,9 %, мазута - на 13,5 %.
     
     Стоимость нефтепродуктов на внутреннем рынке по состоянию на август 2004 года составляла: на автомобильный бензин - 71,2 % от цен мирового рынка (в одинаковых налоговых условиях), на дизельное топливо - 70,1 %, на мазут топочный - 52,4 %, - что указывает на насыщение внутреннего рынка нефтепродуктов и одновременно на существование потенциала роста цен.
     
     Минпромэнерго России отметило, что применение оперативных мер тарифного регулирования по увеличению таможенной пошлины на нефтепродукты не привело к оттоку энергоресурсов с экспортных направлений на российский рынок. Внутренний рынок на сложившуюся ситуацию отреагировал значительным ростом отпускных цен нефтеперерабатывающих заводов на нефтепродукты, и с начала 2004 года их увеличение по состоянию на конец августа составило свыше 30 % по бензинам и дизельному топливу. Исходя из сложившихся условий было предложено изменить методологию установления ставок НДПИ, отказавшись от их привязки к мировым ценам на нефть (в 2004 году НДПИ в себестоимости добычи нефти составлял 50 %), и уменьшить акцизы на нефтепродукты. Так, акцизы на нефтепродукты с 2002 по 2004 год выросли на 62 % и составили порядка 25 % в цене. Кроме того, по мнению экспертов этого министерства, целесообразно дифференцировать экспортные пошлины на нефтепродукты с одновременным увеличением экспортных пошлин на нефть.
     
     Значительная часть российской нефти реализуется на внутренних рынках. Поскольку, как было отмечено выше, НДПИ адаптирован только к колебаниям мировых цен на нефть, то компании с относительно меньшей долей экспорта становятся заведомо неконкурентоспособными.
     
     Предложено также внести изменения в ст. 13 Федерального закона от 14.04.1998 N 63-ФЗ "О мерах по защите экономических интересов Российской Федерации при осуществлении внешней торговли товарами", установив, что под возникновением угрозы экономической безопаснос-ти Российской Федерации понимается рост цен на нефтепродукты на 5 % сверх официального уровня инфляции в течение одного месяца.
     

     Существенно могут быть изменены порядок и условия исчисления и взимания регулярных платежей за пользование недрами после принятия новой редакции Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах". Поскольку данные платежи не имеют столь заметно выраженной рентной составляющей, как платежи за добычу полезных ископаемых, то, на первый взгляд, принятие новой редакции данного Закона не окажет влияния на общий законодательный процесс, направленный на совершенствование рентных отношений в недропользовании. Однако, по нашему мнению, такой подход к рассматриваемой проблеме неточен.
     
     Напомним, что в настоящее время регулярные платежи взимаются в том числе за предоставление пользователям недр исключительных прав на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, разведку полезных ископаемых на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне Российской Федерации и за ее пределами на территориях, находящихся под юрисдикцией нашего государства.
     
     Действующим законодательством предусмотрено, что размеры регулярных платежей определяются в зависимости от экономико-географических условий, размера участка недр, вида полезного ископаемого, продолжительности работ, степени геологической изученности территории и степени риска.
     
     Конкретный размер ставки регулярного платежа устанавливается отдельно по каждому  участку недр, на который выдается лицензия на пользование недрами. Таким образом, могут быть введены новые, более четкие критерии определения таких особенностей используемого участка недр, которые позволят установить размер платежей с учетом выявленной ренты. При этом логично предположить, что по сравнению с нынешним уровнем регулярных платежей новые размеры платы будут заметно выше. Так, например, средний размер этих платежей за угольный участок площадью 30 кв.км составляет всего 2 тыс. руб. в год. Такую плату вряд ли можно признать соответствующей интересам государства.
     
     Выше уже говорилось, что одним из вариантов изъятия дифференциальной ренты может быть включение многих конкретных факторов разработки месторождений, влияющих на размер рентных платежей, в лицензионные соглашения. Но, по мнению некоторых экспертов, ныне действующая система лицензирования добычи минерального сырья не способствует повышению эффективности добывающей промышленности, поскольку лицензия в нынешних условиях является документом, дающим право на осуществление двух совершенно разных юридически значимых действий: это разрешение и на вид деятельности (поиск, разведка, добыча), и на определенный объем работ на участке недр. Во втором случае лицензия является договором правоотношений между собственником недр (государством) и непосредственным пользователем, подменяя такую форму правоотношений, как договор аренды, установленную Граждан-ским кодексом Российской Федерации. Поскольку законодательство о недрах не позволяет осуществлять прямую передачу прав (лицензии) другим лицам, то оборот прав в этой сфере действующая система лицензирования не допускает. Данная ситуация, по мнению экспертов, не позволяет оценить реальную рыночную стоимость прав пользования недрами, особенно учитывая тот факт, что бульшая часть лицензий была выдана бесплатно. В целом это снижает уровень эффективности пользования недрами. Один из путей решения данной проблемы, предлагаемый МПР России, заключается в отзыве лицензий у тех недропользователей, которые долгое время не приступают к разработке месторождения и (или) эксплуатируют его неэффективно. Но, по нашему мнению, это не решает проблему в целом, так как в настоящее время фонд месторождений уже в большей части распределен, а оборот его, как уже указывалось выше, законодательством запрещен. Более значимым представляется предложение о том, что недропользователь должен будет вносить дополнительный налог за закрепленные за ним, но не используемые месторождения или используемые не должным образом. Исходя из вышеизложенного логично предположить, что решение данных вопросов найдет свое отражение в новой редакции Закона РФ "О недрах".
     
     В целом же лицензионная система действительно основывается на отношениях, регулируемых преимущественно административным правом. Поэтому многие эксперты предлагают переход к концессионным отношениям в недропользовании.
     

     Одним из существенных факторов, оказывающих влияние на оценку месторождения, является объем содержащихся в нем запасов минерального сырья. В связи с этим важное значение имеет решение задачи по объективному определению уровня этих запасов. МПР России уже высказало свою позицию по данному во-просу: нефтяные компании должны проводить аудит запасов по международным стандартам. Минэкономразвития России тоже считает, что это позволит повысить прозрачность российских компаний для иностранных инвесторов. Переквалификация запасов нераспределенного фонда (около 10 % от разведанных) может быть осуществлена за счет государства, а владельцы месторождений, не оцененных по международным стандартам, будут делать это за свой счет.
     

     В заключение необходимо отметить, что целью введения рентных платежей не должно быть только аккумулирование в бюджете дополнительных средств. По нашему мнению, рентные платежи должны, в первую очередь, выступать в роли эффективного экономического инструмента развития ТЭК России.