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

Налоговые аспекты освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа России


Налоговые аспекты освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа России

     
     В.Г. Пансков,
д.э.н., профессор, заслуженный экономист Российской Федерации
     
О.В. Крылова
     

1. Перспективность разработки нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе

     
     В последние годы все больше нефти и газа добывается из месторождений, находящихся под толщей Мирового океана, в частности на континентальный шельф приходятся более трети мировой добычи нефти и примерно четверть от всей добычи природного газа. К сожалению, подобная мировая тенденция не свойственна нефтегазовому комплексу Российской Федерации, на континентальном шельфе которой в настоящее время добывается всего около 0,5% нефти. Одна из причин - крайне низкая изученность российского континентального шельфа, труднодоступность, а также высокие затраты на освоение морских ресурсов. Между тем Российская Федерация обладает самым протяженным континентальным шельфом на планете. При этом из его общей площади в 6,2 млн кв.км почти две трети (3,9 млн кв.км) являются перспективными в отношении углеводородного сырья. По прогнозам российских ученых, недра российских морей содержат примерно 100 млрд т углеводородного сырья, в том числе свыше 13 млрд т нефти. Запасы природного газа оцениваются в более чем в 73 трлн куб.м. Это в значительной степени определяет степень инвестиционной привлекательности и конкурентоспособности российских морских месторождений.
     

2. Условия, при которых инвестор направляет средства на геологоразведку и разработку месторождений

     
     Общеизвестно, что при решении вопроса о вложении значительных средств в геологоразведку и разработку любых месторождений, особенно находящихся на континентальном шельфе, инвестор, в первую очередь, ориентируется на отдачу на вложенный капитал. Между тем разведка и добыча углеводородов, и в особенности на континентальном шельфе, характеризуются неопределенностью экономических и геологических факторов. Риски получения требуемой доходности вложений в данном случае возрастают многократно при более высоких затратах. Как показывает практика, вероятность обнаружения коммерческих запасов при бурении одной разведочной скважины составляет не более 20%, а ее стоимость может быть более 20 млн долл. США. Масштаб инвестиций в проекты освоения шельфовых нефтяных месторождений в несколько раз больше, чем на суше. Минимальный объем инвестиций для обустройства отдельного нефтяного месторождения начинается с 1 млрд долл. США (не считая транспортной инфраструктуры) и может достигать 30-40 млрд долл. США. Кроме того, помимо собственных средств недропользователю часто необходимо привлечение заемных средств, для чего он должен быть уверен в том, что запасов этого месторождения хватит для покрытия произведенных им затрат. Недропользователь должен учитывать также и налоговую составляющую, имея в виду, что налоговый режим позволит ему получить ожидаемую прибыль. Между тем российская система налогообложения добычи нефтегазовых ресурсов до 2009 года не делала никаких различий между добычей ресурсов на суше и на континентальном шельфе, что идет вразрез с мировым накопленным опытом. Все это негативно влияет на инвестиционную привлекательность проектов освоения нефтегазовых ресурсов российского континентального шельфа, и это не случайно, поскольку, как показало обследование 48 развивающихся стран, проведенное Всемирным банком в 2005 году, налоги занимают третье место в ряду факторов, влияющих на инвестиционную привлекательность страны.
     

3. Оценка эффективности инвестирования средств в проекты по освоению нефтегазовых ресурсов

     

     Получив лицензию на поиски и разведку нефтегазовых ресурсов, недропользователю необходимо выполнить на лицензионном участке запланированные геологоразведочные работы, и только после этого он сможет оценить рентабельность запасов.
     
     Кроме этого, для принятия решения о финансировании проекта разработки шельфового нефтяного месторождения недропользователь должен сделать, как и по любому другому инвестиционному проекту, экономические расчеты окупаемости и экономической эффективности инвестиций. В этих целях он использует показатель внутренней нормы рентабельности, учитывающий соотношение затрат и доходов во времени. Накопленный мировой опыт показывает, что этот показатель для месторождений континентального шельфа должен быть не менее 14%.
     
     Для оценки эффективности инвестирования средств недропользователей в проекты по освоению нефтегазовых ресурсов российского континентального шельфа нами был произведен расчет различных параметров по трем условным проектам освоения нефтяных шельфовых месторождений по двум вариантам - при цене 365 и 511 долл. США за 1 т добываемой нефти, или 50 и 70 долл. США за баррель. Значение цены нефти 50 долл. США за баррель на данный момент в различных источниках принимается как наиболее вероятная цена к 2020 году, а цена в 70 долл. США за баррель - как более оптимистичная к этому же сроку.
     
     Первый проект характеризуется достаточно низкими для российских месторождений затратами на добычу 1 т нефти - около 80 долл. США на 1 т нефти, но и относительно небольшими запасами нефти - около 30 млн т. Эти показатели достаточно типичны для континентального шельфа южных морей, поэтому его условно назовем "Черное море". Второй проект характерен для дальневосточных морей. Уровень затрат в данном проекте примем за 110 долл. США на 1 т нефти, а рентабельные запасы - в 200 млн т нефти. Условное название данного проекта - "Охотское море". Третий проект является наиболее капиталозатратным. Расходы на него составляют 140 долл. США на 1 т добываемой нефти. Вместе с тем данное месторождение располагает самыми крупными запасами нефти - 300 млн т. Его условное название - "Арктика".
     
     Проведенный расчет показывает, что только по одному из трех проектов при действующей в настоящее время российской налоговой системе показатель внутренней нормы рентабельности удовлетворителен для реализации в условиях высокого риска при работе на шельфе - это проект "Черное море". Показатель внутренней нормы рентабельности по данному проекту составляет 18%, но только при цене 511 долл. США за 1 т нефти.
     

     Два других проекта, а также проект "Черное море" при цене 365 долл. США за 1 т нефти в действующей налоговой системе осваивать неэффективно, так как внутренняя норма рентабельности по ним колеблется от 5 до 13%, а дисконтированный доход инвестора (ставка 10%) либо крайне низок, либо вообще отрицателен.
     
     Следовательно, в действующих в настоящее время налоговых условиях осваивать абсолютное большинство запасов углеводородного сырья континентального шельфа Российской Федерации экономически не эффективно. Таким образом, действующая в нашей стране налоговая система является одним из основных факторов, сдерживающих проведение геологоразведочных работ и освоения запасов нефти и газа на континентальном шельфе.
     

4. Налоговое стимулирование заинтересованности потенциальных инвесторов в освоении континентального шельфа

     
     В целях повышения экономической заинтересованности потенциальных инвесторов в освоении континентального шельфа Российской Федерации для них должен быть создан особый механизм налогового стимулирования. Мировая практика накопила достаточно большой опыт подобного стимулирования, и он, несомненно, должен быть использован в российской налоговой системе с учетом вышеизложенных особенностей изучения и освоения морских углеводородных ресурсов.
     
     В качестве одного из направлений налогового стимулирования вложения средств в освоение континентального шельфа используются так называемые налоговые каникулы по уплате роялти, которые являются повсеместно применяемым механизмом и используются во многих странах на этапе осуществления основных капитальных вложений.
     
     Как правило, они предоставляются на некоторый объем добычи нефти, до достижения которого добыча нефти освобождается от уплаты роялти. В некоторых странах налоговые каникулы на уплате роялти предоставляются на определенный период времени.
     
     Поскольку в зарубежных странах наиболее перспективные районы добычи расположены на континентальном шельфе, то налоговые каникулы по уплате роялти также в большинстве случаев предоставляются для шельфовых месторождений.
     
     В Российской Федерации в настоящее время установлен определенный механизм налоговых каникул, в том числе и в части добычи нефти на континентальном шельфе Российской Федерации.
     

     В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" начиная с 1 января 2007 года установлена ставка налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в размере 0% в отношении отдельных участков недр, которая распространяется на месторождения Восточно-Сибирской нефтегазовой провинции. В соответствии с Федеральным законом от 22.07.2008 N 158-ФЗ "О внесении изменений в главы 21, 23, 24, 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации о налогах и сборах" налоговые каникулы с 1 января 2009 года распространены также и на разработку меторождений, расположенных севернее Северного полярного круга (в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации), в Азовском и Каспийском морях, на территории Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал.
     
     При этом определены два критерия предоставления льготы по данному налогу: объем накопленной добычи нефти - от 10 до 35 млн т и определенный временной период - 7, 10, 12 или 15 лет в зависимости от вида лицензии, а также от месторасположения месторождения. Оценивая положительно указанные нововведения, все же следует отметить некую незавершенность данного механизма налогового стимулирования.
     
     Во-первых, данный механизм не обеспечивает дифференциацию налогообложения в зависимости от горно-геологических, географических, транспортных и других особенностей освоения месторождений.
     
     Во-вторых, он направлен на стимулирование разработки выработанных и вновь осваиваемых участков исключительно по нефти, не затрагивая все остальные полезные ископаемые, включая природный и попутный газ, а также газовый конденсат.
     
     В настоящее время в силу непродолжительности действия данного механизма не представляется возможным дать объективную оценку его экономической эффективности. В то же время представляется не вполне обоснованным установление одновременно двух критериев для применения механизма налоговых каникул. По нашему мнению, более обоснованным и достаточным является установление только одного критерия при предоставлении данной льготы - объем накопленной добычи. Введение ограничения в виде временного периода не только стимулирует, но и фактически вынуждает недропользователя форсировать добычу нефти в первые годы разработки, что в итоге приведет к снижению уровня конечного нефтеизвлечения.
     
     Как показывают расчеты, для месторождений на континентальном шельфе Российской Федерации налоговые каникулы по НДПИ должны предоставляться на достаточно большие объемы добычи нефти, например до 35 млн т. Расчет по трем типовым месторождениям показывает, что увеличение не облагаемого НДПИ объема добычи нефти с 25 млн т до 35 млн т позволяет увеличить внутреннюю норму рентабельности на 1%. Показатель внутренней нормы рентабельности в этом случае будет варьироваться от 10% (проект "Арктика" при цене 365 долл. США за 1 т нефти) до 24% (проект "Черное море" при цене 511 долл. США за 1 т нефти).
     
     Таким образом, при предоставлении налоговых каникул по НДПИ на добычу первых 35 млн т инвесторы могут принять положительное решение практически по всем трем проектам. При этом налоговые доходы государства уменьшаются всего на 15% по сравнению с условиями, действующими в нынешней налоговой системе.
     
     Учитывая многообразие условий добычи углеводородов на российском континентальном шельфе, а также значительную разницу затрат на освоение данных шельфовых месторождений, возможно применение и других механизмов налогового стимулирования инвестиций в разработку российского континентального шельфа. Речь, в частности, идет о возможной дифференциации НДПИ по критериям глубины шельфа и геолого-географического положения объекта (южные и северные моря, Дальний Восток и Арктика).
     
     Возможно также использование другого вида льготирования - применение понижающих коэффициентов к действующей ставке НДПИ. Следует отметить, что применение вышеуказанных коэффициентов имеет ряд существенных преимуществ по сравнению со схемой налоговых каникул. В отличие от налоговых каникул такой подход не создает стимулов к форсированию добычи нефти в первые годы разработки месторождений с целью освобождения от налогообложения максимального количества добытой нефти, то есть не оказывает искажающего влияния на поведение недропользователей, профиль добычи и уровень нефтеизвлечения. Уплата НДПИ при таком подходе осуществляется с самого начала добычи, а не носит отложенный характер. При этом стимулируется углубленная разработка месторождений, поскольку величина НДПИ на поздних стадиях добычи здесь оказывается меньше, чем при применении налоговых каникул. Для разработки месторождений на континентальном шельфе понижающий коэффициент НДПИ может составлять, например, от 0,5 до 0,7 в зависимости от геолого-географических и других факторов.
     
     Расчет по трем вышеприведенным проектам разработки шельфовых месторождений нефтяных ресурсов показал, что при применении понижающего коэффициента к НДПИ в размере 0,7 позволяет увеличить внутреннюю норму рентабельности этих проектов на 1-2%, а понижающего коэффициента в размере 0,5 - на 2-3%. Средняя внутренняя норма рентабельности при применении понижающих коэффициентов к НДПИ составляет 15%, что приемлемо для инвестора, осуществляющего вложения в разработку морского нефтяного месторождения. Доход государства в этом случае составляет 80-90% от суммы, которую оно получило бы в действующих налоговых условиях. Таким образом, вышеуказанный механизм, создающий безусловную заинтересованность инвестора в освоении месторождений континентального шельфа, в то же время ориентирован в большей степени на соблюдение интересов государства.
     

5. Введение принципиально нового налога при освоении континентального шельфа - веление времени

     
     Совершенствование налогового законодательства в отношении добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации может вестись в принципиально ином направлении: без реформирования различными способами НДПИ, а с применением принципиально нового налога - налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД). Важнейшим преимуществом данного налога является то, что его механизм включается в тот момент, когда началась отдача капиталовложений, когда доходы сравнялись с расходами, которые были понесены налогоплательщиком в связи с разработкой месторождений. Вторая особенность и соответственно преимущество НДД состоит в том, что он, в отличие от любых преференций по НДПИ, учитывает горно-геологические и географические характеристики месторождения. Это связано с тем, что эти особенности в конечном счете отражаются в получаемом при разработке месторождения доходе. В связи с этим налогообложение чистого дохода обеспечивает реальную дифференциацию налоговой нагрузки в зависимости от конкретных условий добычи. При этом учитываются не только валовой доход, но и затраты на добычу углеводородов на конкретном месторождении. В результате не возникает экономических препятствий для освоения морских нефтяных месторождений, характеризующихся повышенными капитальными, эксплуатационными и транспортными затратами. Важно также подчеркнуть еще одно обстоятельство. Разработка закона о НДД не представляет особых сложностей, тем более что подобный закон был подготовлен еще в 1999 году и даже внесен на рассмотрение в Государственную Думу. Причем данный закон был разработан и одобрен правительством всего за несколько недель. И было это связано с создавшейся экстремальной ситуацией: началось резкое падение цены мирового рынка на энергоносители, что тотчас осложнило ситуацию как для хозяйствующих субъектов, так и для государства.
     
     Налоговая база по НДД определяется как стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на величину производственных затрат, за вычетом амортизации, осуществленных капитальных вложений и не возмещенных расходов предыдущего налогового периода. Ставка налога определяется значением Р-фактора, рассчитываемого как отношение накопленного дохода от добычи и реализации углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их извлечение; величина ставки колеблется от 15% (при значении Р-фактора больше 1) до 60% (при значении Р-фактора больше 2).
     
     Эффективность применения НДД подтверждается проведенными нами расчетами. Средняя внутренняя норма рентабельности по трем проектам составляет 17%. Введение данного налога позволяет освоить даже самый затратный проект "Арктика" при цене нефти в 365 долл. США с внутренней нормой рентабельности в 14%.
     
     Таким образом, введение НДД позволяет осваивать практически любые месторождения труднодоступного и высокозатратного российского континентального шельфа. При этом доходы государства составят около 90% от сумм, которые были бы получены при действующем налоговом законодательстве.
     
     В то же время внедрение НДД в российскую налоговую систему связано с рядом трудностей, главной из которых является проблема определения рыночных цен на нефть, применяемых для целей исчисления налога. Без решения этой проблемы НДД лишается экономической базы и его практическое применение невозможно, так же как и переход к рентному налогообложению в Российской Федерации и отказ от специфической ставки НДПИ на нефть. Дело в том, что в условиях действующих ныне положений Налогового кодекса Российской Федерации (НК РФ) вертикально интегрированные нефтяные компании, используя механизм трансфертного ценообразования, имеют реальные возможности для занижения отпускных цен производителя с соответствующим снижением налоговой базы.
     

6. Изменение практики формирования налоговой цены нефти - непременное условие введения НДД

     
     Мировая практика выработала несколько путей решения проблемы налоговой цены нефти. Наиболее приемлемым для российской налоговой системы является, по нашему мнению, использование директивных базовых цен, назначаемых государством. Базовые цены могут устанавливаться в нескольких базовых пунктах магистральных нефтепроводов ОАО "Транснефть", через которые проходит основная часть нефти. Они вычисляются как средневзвешенные от экспортных цен при экспорте нефти и внутренних цен. Цена для каждого нефтедобывающего предприятия рассчитывается как цена в ближайшем по направлению перекачки нефти базовом пункте за вычетом тарифа на перекачку.
     
     При расчете экспортной базовой цены нефти за основу могут быть взяты сложившиеся цены на мировых рынках. Сложнее дело обстоит с расчетом внутренних базовых цен. Цены свободных продаж не всегда в полной мере отражают ценность нефти на внутреннем российском рынке в связи с широким применением трансфертных цен. В то же время решение данной проблемы не представляет большой сложности.
     
     Одним из наиболее приемлемых вариантов является определение внутренней цены нефти на основе розничных цен нефтепродуктов. Розничные цены на бензин и дизельное топливо включаются в оперативную отчетность, формируемую Росстатом, и их значения хорошо контролируемы, что минимизирует и количество дополнительных административных действий. В Российской Федерации соотношение между ценой на нефть свободного рынка и розничной ценой на бензин и дизельное топливо достаточно устойчиво, и в среднем оно равно 0,22. Таким образом, для целей налогообложения расчетную цену нефти на внутреннем рынке можно принимать равной 0,22 от средневзвешенной розничной цены на основные светлые нефтепродукты - автомобильный бензин и дизельное топливо.
     

7. Дополнительные меры налогового стимулирования освоения континентального шельфа

     
     Помимо реформирования НДПИ или введения НДД, можно использовать также ряд дополнительных налоговых механизмов для повышения эффективности освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа.
     
     В частности, сократить сроки возмещения недропользователю инвестиций и снизить налоговую нагрузку по налогу на прибыль в первые годы освоения проекта могло бы сокращение сроков амортизации оборудования и сооружений морского промысла в 2-3 раза в зависимости от группы основных средств или в целом до 10 лет.
     
     Другой мерой может стать инвестиционный налоговый кредит как еще один способ для привлечения инвесторов после начала добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации.
     
     Инвестиционный налоговый кредит, как видно даже из его названия, имеет важнейшее предназначение - помочь организации-налогоплательщику в осуществлении инвестиционной деятельности.
     
     При этом следует подчеркнуть, что ныне действующим налоговым законодательством установлены определенные стимулы для получателей такого кредита. Во-первых, предусмотрен практически заявительный характер его получения. При наличии предусмотренных НК РФ оснований налоговые органы обязаны в течение одного месяца со дня получения заявления налогоплательщика принять решение по согласованию с финансовыми органами о предоставлении организации инвестиционного налогового кредита. Во-вторых, установлен льготный размер уплачиваемых по данному кредиту процентов: он не может быть менее и более ставки рефинансирования Банка России.
     
     Но данный налоговый инструмент развития экономики в настоящее время практически не работает. За последние десять лет за счет средств федерального бюджета не было выдано ни одного рубля инвестиционного налогового кредита. Некоторые суммы кредита были выданы в 1994-1997 годах. К настоящему времени по выданным в то время кредитам имеется задолженность в сумме около 1 млрд руб., в том числе по основному долгу - всего 0,3 млрд руб. Остальную сумму составляют пени и штрафы за несвоевременное погашение инвестиционного налогового кредита. Некоторые весьма незначительные символические суммы кредита (около 0,2 млрд руб.) были выданы в последние годы за счет региональных налогов. Естественно, что его не получают немногочисленные инвесторы, осваивающие недра российского континентального шельфа. Но инвестиционный налоговый кредит может быть и должен использоваться недропользователями для финансирования технологического обновления процессов нефтедобычи, в том числе для повышения уровня защиты окружающей среды от загрязнения.
     
     В то же время анализом причин недейственности этого серьезного механизма повышения инвестиционной активности ни одно федеральное ведомство практически не занимается. По крайней мере, реальных шагов по реальному восстановлению механизма налогового стимулирования не предпринимается.
     

     Причины неразвитости механизма инвестиционного налогового кредитования видятся прежде всего в условиях его предоставления.
     
     В частности, инвесторов не могут устраивать сроки предоставления данного кредита, а также установленные законодательством пределы уменьшения текущих платежей по соответствующим налогам.
     
     В получении инвестиционного налогового кредита имеется серьезнейшее ограничение: кредит предоставляется фактически только на приобретение оборудования, при этом его размер ограничен 30% стоимости приобретенного оборудования. Во всех остальных случаях размер кредита определяется по соглашению между налоговыми органами и заинтересованной в получении кредита организацией. При этом срок предоставления кредита не может превышать пять лет.
     
     В данных условиях, по нашему мнению, кроются серьезнейшие препятствия для развития данной формы инвестирования в экономику страны. Фактически инвестор может получить данный кредит исключительно при проведении технического перевооружения собственного производства, что предопределяет невозможность его получения инвесторами, осваивающими месторождения на континентальном шельфе. При таких инвестиционных проектах срок предоставления кредита в пределах до пяти лет слишком мал: за подобный период капитальные затраты подобного характера не всегда могут окупиться. При этом инвестор в настоящее время должен доказать, что он проводит именно техническое перевооружение производства. Другое немаловажное ограничение состоит в размере сумм, на которые уменьшаются платежи по каждому налогу: они не могут превышать 50% соответствующих платежей по этому налогу, определенных без наличия договоров об инвестиционном налоговом кредите.
     
     Следующее ограничение состоит в перечне налогов, по которым данный кредит может быть предоставлен. В части федеральных налогов инвестиционный налоговый кредит может быть предоставлен только по налогу на прибыль. При этом читателям журнала следует иметь в виду, что в настоящее время основная доля данного налога (почти три четверти) поступает в консолидированные бюджеты субъектов Российской Федерации, в связи с чем существенно сужен размер источников данного кредита по линии федеральных органов власти. Что касается региональных и местных налогов, то инвестиционный налоговый кредит может быть предоставлен по любому из них. Но такой расширительный перечень данных налогов практически не имеет принципиального значения, если учесть роль и место региональных и местных налогов в системе налогообложения потенциальных инвесторов.
     
     Необходимо существенно пересмотреть как цели инвестиционного налогового кредита, так и условия его предоставления, в частности, в первую очередь следует существенно расширить сферу его применения. Этот кредит должен выдаваться организациям сферы материального производства на реализацию любых инвестиционных проектов. Одновременно с этим следовало бы расширить и перечень федеральных налогов, за счет которых может быть выдан инвестиционный налоговый кредит. В частности, в этот перечень можно было бы включить акцизы, НДС, а также НДПИ. Кроме того, необходимо снять действующие ограничения по размеру суммы соответствующего налога, которая может быть направлена на получение инвестиционного налогового кредита. Одновременно с этим следовало бы устранить установленные в настоящее время ограничения по срокам предоставления кредита: они должны устанавливаться соответствующим договором с налоговыми органами в пределах срока окупаемости инвестиционного проекта.
     

     Система налогообложения добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации должна создавать для добывающих компаний приемлемые условия хозяйствования на долгосрочную перспективу и обеспечивать инвестиционную привлекательность шельфовых проектов, увеличивая через мультипликативный эффект общий объем налоговых поступлений в бюджеты различных уровней.