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
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
Общая характеристика роялти с позиций государства и инвестора
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