Эффективность
для государства
?т
Гибкая
налоговая система
С
Стимулирование
малых компанийЭффективность для нгс
Прирост бюджетных доходов
Рост добычи на ма л орентабел ьн ы х объектах
«Поддержка» НГС при низких ценах
Разработка гибкого налогообложения
Мониторинг освоения и добычи
Справочные цены
Контроль обоснованности затрат
Издержки нгс
Измерение производственных показателей
Раздельный учет по объектам добычи
Рис. 4.1. Выгоды и издержки применения гибких подходов к налогообложению
нефтегазовых компаний
Основные выгоды и издержки, связанные с формированием и поддержанием системы гибкого налогообложения, позволяют рассматривать государство и НГС как партнеров, интересы которых совпадают по большинству вопросов. Проводя институциональные преобразования в нефте-
газовом секторе (включая разработку и реализацию гибких подходов к налогообложению), государство должно учитывать соотношение потенциальных выгод и затрат для всех участников процесса недропользования (рис. 4.1).
Основные подходы к формированию гибких систем налогообложения. В мировой практике существуют различные подходы к дифференцированию уровня налогового изъятия в зависимости от качественных характеристик месторождений (условий разработки месторождений) [Токарев, 2000; Крюков и др., 2006]. Соответственно, формируются и различные структуры системы специального налогообложения:
система с одним налогом, взимаемым в соответствии с гибкой ставкой. Например, в канадской провинции Альберта применяется гибкий налог на добычу (роялти);
система, включающая нескольких специальных налогов. Данный подход используется, например, в Великобритании (роялти, налог на нефтяные доходы) и в Норвегии (роялти и специальный налог). Причем один налог (роялти) не зависит от финансовых результатов деятельности недропользователя. Другой налог взимается с учетом разницы между доходами и расходами, рассчитанными в особом порядке, и напрямую связан с показателями эффективности разработки месторождения [Воробей, 2002].
В России для сферы недропользования в период 1992-2001 гг. с различной степенью обоснованности и результативности предпринимались попытки использовать гибкие подходы. К таким подходам могут быть отнесены:
дифференцированные в заданных пределах (от 6 до 16%) ставки платежей за право пользования недрами (роялти) для различных месторождений. Ставки платежей в этих случаях во многом зависели от качественных характеристик участков недр, которые выставлялись на тендер. Необходимо отметить, что вплоть до настоящего времени относительно небольшое количество нефтегазовых месторождений разрабатывается на основе лицензий, полученных в результате конкурсов и аукционов;
дифференцированные (по предприятиям и компаниям, а не по объектам или месторождениям) акцизы на нефть, которые взимались в 1992-1999 гг. Дифференциация акцизов носила во многом субъективный характер - критерии были не вполне прозрачными, а ставки акциза для различных компаний часто имели противоречивый характер;
системы гибкого налогообложения (для определенных категорий добываемой продукции), применяемые в ряде российских нефтегазовых регионов в 1995-2001 гг., прежде всего, в ХМАО и Республике Татарстан.
Уже реализуемые в мировой практике и предлагаемые к применению подходы к формированию гибких систем изъятия доходов рентного характера можно разделить на две основные группы.
Производственные подходы, основанные на производственных параметрах, горно-геологических характеристиках запасов, технических и технологических показателях освоения и разработки. В рамках производственных подходов дифференциация ставок налогов может осуществляться в зависимости, например, от дебитов скважин, уровня добычи, периода открытия месторождения, качества и состава добываемой продукции, стадии освоения месторождения, глубины залежей, места добычи (суша или шельф).
Экономические подходы, основанные на финансово-экономических показателях деятельности недропользователей. В рамках экономических подходов, как правило, предусматривается взимание специального налога в зависимости от уровня рентабельности или соотношения накопленного дохода к накопленным расходам (на основе «Р- фактора»). Экономический подход к формированию гибкой системы изъятия рентных доходов нашел широкое применение в странах, ос-
ваивающих ресурсы нефти и газа на шельфе Северного моря (в Норвегии и Великобритании). Каждый из названных подходов имеет свои «плюсы» и «минусы». Например, обоснование дифференциации налогообложения в недропользовании при производственном подходе не всегда очевидно.9 Большие по объемам запасов месторождения могут быть менее эффективными, чем маленькие и при дифференциации в зависимости от уровня добычи различие в эффективности может только увеличиваться. Маленькое месторождение будет платить, например, роялти по пониженной ставке, а большое (менее рентабельное) - по высокой ставке. Но, как правило, крупные месторождения экономически более эффективны.23
Таким образом, нельзя гарантировать, что дифференцированный налог на добычу будет удовлетворять требованию прогрессивности (с увеличением прибыльности государство будет изымать большую часть дохода) и будет адекватно учитывать рентабельность проектов. В свою очередь, экономический подход к дифференциации налогообложения в недропользовании может быть невыгоден государству в условиях относительно низких цен на углеводородное сырье, когда оказывается низким и общий уровень рентабельности добычи. В этом случае распределение доходов может быть не вполне адекватным с точки зрения государства.
В мировой практике производственный и экономический подходы к дифференциации налогообложения часто не применяется в чистом виде. Например, при экономическом подходе, как показывает опыт Норвегии и Великобритании, могут использоваться такие элементы, как налог на добычу (роялти), гарантирующий некоторый минимальный уровень изъятия рентных доходов в пользу государства. В рамках производственного подхода к дифференциации налогообложения могут использоваться элементы, учитывающие уровень рентабельности добычи (США).
И в рамках производственного, и в рамках экономического подходов гибкое налогообложение проектов по добыче УВС должно предусматривать двойную дифференциацию ставок налогов:
межпроектную (статическую) дифференциацию, которая учитывает природные условия (например, геологические, географические) каждого месторождения;
внутрипроектную (динамическую, стадийную) дифференциацию, которая учитывает различные этапы эволюции, через которые проходит каждый инвестиционный проект в сфере недропользования, для учета динамики рентных доходов по мере перехода от одного этапа к другому [Линник, 2002].
При разработке дифференцированной системы изъятия рентных доходов необходимо учитывать специфику освоения месторождений. Для многих новых месторождений характерен длительный период разведки и обустройства, во время которого не генерируются положительные денежные потоки. Если учитывать высокую степень финансового и технического риска для НГС, то необходимо создать условия для более быстрой окупаемости инвестиций. Из этого вытекает необходимость применения минимальных ставок специальных налогов на ранней стадии и максимальных ставок с момента окупаемости капиталовложений.
В мировой практике часто применяются достаточно простые и прозрачные нормы и правила дифференциации. В условиях трансформируемой экономики требования прозрачности и простоты администрирования еще более высоки, поскольку обычно формируемые институциональные условия не могут гарантировать четкого выполнения норм и правил вследствие вмешательства «человеческого фактора».
Возможности применения производственного подхода к формированию гибких налоговых систем в России. Примером наиболее разработанного подхода, применяемого на практике в течение длительного периода (что косвенно свидетельствует об эффективности трансакционных издержек со стороны государства, связанных с обеспечением гибкости), является производственный подход к дифференциации роялти в Канаде [Токарев, 1997а; Alberta, 1999; Oil, 1999]. Например, в провинции Альберта система взимания роялти включает формулы для расчета, которые применяются к добыче УВС из каждой скважины. Формулы являются гибкими и отражают следующие аспекты: различия в экономике и технологии добычи нефти и газа; ценовую чувствительность; уровень добычи (продуктивность скважин); время открытия (этап освоения нефтегазовых ресурсов); различия в качестве добываемой продукции. При этом целями системы изъятия роялти являются: оптимизация устойчивого дохода от добычи невозобновляемых ресурсов Альберты в интересах жителей провинции; установление единого, понятного и стабильного режима взимания роялти, применимого ко всем новым проектам; гарантирование того, что условия разработки нефтегазовых ресурсов в Альберте будут конкурентны по сравнению с другими регионами мира.
В России к настоящему времени уже накоплен определенный опыт применения гибких норм и правил изъятия рентных доходов на основе производственного подхода. Наиболее детальная Методика дифференциации специальных налогов, основанная на производственном подходе, была разработана в 1998 г. применительно к акцизам на нефть. Дифференциация средневзвешенной ставки акциза на нефть должна была осуществляться для отдельных месторождений по совокупности их горногеологических и экономико-географических факторов.10 Ставка акциза для конкретного месторождения должна была зависеть от ряда поправочных коэффициентов, которые учитывали: этап освоения месторождения; качество запасов (глубина залегания основных объектов, расстояние до магистрального трубопровода, размер месторождения, уровень обводненности добываемой продукции); удаленность участка недр от основных рынков сбыта продукции (через соотношение фактического и среднеотраслевого транспортного тарифа); сложность климатических условий освоения участка недр (через соотношение фактического и среднеотраслевого районного коэффициента к заработной плате).
По ряду причин, включая сложность ее практического применения (администрирования), необходимость значительных издержек на ее реализацию, эта методика так и не заработала. Необходимы были также и значительные издержки со стороны государства на формирование и функционирование системы сбора, мониторинга и контроля соответствующей информации по месторождениям. Иначе введение подобной системы могло привести к сокращению налоговых поступлений из-за издержек, связанных с «управлением» со стороны нефтегазовых компаний параметрами, влияющими на уровень налоговой нагрузки [Токарев, 1998а].
В период подготовки данной методики (1997-1998 гг.) цены на углеводородное сырье находились на низком уровне, а мероприятия по формированию эффективной системы государственного регулирования требуют дополнительных издержек. Современный период высоких цен на нефть и газ мог бы стать особо важным для разработки и эффективного применения гибких налогов в рамках адекватной системы государственного регулирования.
Дифференциация налога на добычу. Попытки дифференциации налогообложения НГС, основанной на производственном подходе, были предприняты при разработке главы Налогового кодекса РФ, посвященного налогу на добычу. Предлагалось использовать систему коэффициентов к базовой ставке данного налога. Предусматривалось использование трех базовых коэффициентов: выработанности запасов; сложности геологического строения; районирования [Налоговая, 2003; Воробей, 2002]. Для нефтедобычи предлагалось использовать три дополнительных коэффициента: дебитности участка недр, характеризующий продуктивность месторождений; качества сырья (в зависимости от вязкости); экономических условий, характеризующий условия разработки в зависимости от мировых цен на нефть.
Основной вклад в интегральный коэффициент должны были внести показатели, характеризующие выработанность и уровень цен на УВС. Дополнительные издержки администрирования имеют место даже для такого относительно прозрачного показателя как выработанность запасов. Для налогового администрирования по этому критерию необходим коммерческий учет добычи УВС по каждому лицензионному участку/Влияние «человеческого фактора» может значительно возрасти, если от него будут зависеть конкретные суммы платежей в бюджет. Чтобы уменьшить возможности нефтегазовых компаний по «управлению» производственными показателями, необходимо организовать раздельный коммерческий учет добычи по каждому месторождению.
Более высокие издержки для нефтегазовых компаний могут быть связаны также с оборудованием скважин телеметрической системой учета, связанной с центральным государственным диспетчерским управлением. В этом случае каждая скважина может оказаться под контролем государственных органов управления природными ресурсами (для оценки, в том числе, полноты выполнения лицензионных соглашений). Такие условия, с одной стороны, вызывают дополнительные трансакционные издержки измерения у недропользователей, но с другой, помогут ему в случае объективного ухудшения процесса добычи обоснованно доказать государству необходимость снижения уровня специального налогообложения [Сапун, 2004].
В 2005 г. была разработана новая версия детализированной методики дифференциации налога на добычу для нефти [Иршинская, 2005]. Было выделено 8 наиболее значимых факторов дифференциации: начальная плотность извлекаемых запасов; выработанность запасов; крупность запасов; глубина залегания пластов; вязкость нефти в пластовых условиях; расположение (зоны в зависимости от сложности освоения нефтегазовых провинций); расстояние до производственной инфраструктуры; глубина моря.
Были установлены пороговые значения факторов, после достижения которых происходит резкий рост затрат в добыче нефти. Соответственно, этим пороговым значениям были установлены поправочные коэффициенты (в интервале от 0 до 1). После длительных согласований с министерствами и ведомствами было принято решение разделить реализацию предлагаемого подхода на несколько этапов. На первом этапе предлагалось дифференцировать налог на добычу в зависимости от: стадии разработки (начальная стадия и выработаннность); расположения участка недр; наличия особых условий разработки. Данные факторы наиболее прозрачно ад- министрируются и отвечают задачам развития НГС, в том числе целям освоения новых нефтегазовых провинций, включая Восточную Сибирь и шельф. Данный подход реализуется на практике с 2007 г.
При взимании налога на добычу был введен поправочный коэффициент, учитывающий выработанность нефтяных месторождений, установлены льготные условия налогообложения (налоговые каникулы) для вновь вводимых нефтяных месторождений Восточной Сибири на период до достижения добычи на этих месторождениях 25 млн т. Такой подход заслуживает положительной оценки, однако механизмы его реализации вызывает ряд вопросов, замечаний и возражений [Панфилов, 2006; Даниленко, 2006].
Основные замечания связаны с формулой расчета выработанности, неопределенностью толкования ряда показателей, а также порядка учета добываемой продукции. Степень выработанности является управляемой величиной, может подвергаться изменению в сторону увеличения или уменьшения. Например, объем первоначальных извлекаемых запасов может увеличиться в результате доразведки или изменения технологического процесса разработки месторождения.
Оценивая предлагаемые к реализации подходы к дифференциации налогообложения, необходимо отметить, что их результат во многом бу
дет зависеть от системности институциональных изменений, учета комплементарное™ институтов. Необходимо вводить новые нормы и правила налогообложения в увязке с развитием системы государственного регулирования процессов освоения месторождений УВС.
Факторы
дифференциации налога на добычу
Таблица
4.2
Факторы
Администрирование
Вероятный
эффект
Степень
выработанности месторождений
Необходим
мониторинг и контроль участков недр
по их выработанности
Стимулирует
инвестиции в освоение и полную
отработку истощенных месторождений
Дебит
скважин (продуктивность участков
недр)
Необходим
мониторинг и контроль участков недр
по продуктивности
Не
стимулирует использование современных
технологий добычи
Экономические
условия (мировые цены на УВС)
Мировые
цены на УВС хорошо администрируются
Снижает
конкурентоспособность компаний, не
экспортирующих продукцию
Сложность
геологического строения
Субъективный
показатель ввиду масштабов разброса
факторов, его определяющих
Выравнивает
рентабельность, но не стимулирует
использование новых технологий
добычи
Районирование
(удаленность от инфраструктуры,
новые провинции)
Хорошо
администрируется
Выравнивает
рентабельность
Качество
добываемой продукции (вязкость)
Администрируется
относительно просто
Стимулирует
освоение месторождений высоковязкой
нефти
Сроки
освоения месторождений (льготы
для новых объектов)
Необходима
единая шкала жизненного цикла для
месторождений
Стимулирует
открытие и разработку новых
месторождений
Глубина
залежи
Необходим
мониторинг и контроль по глубине
залежей
Стимулирует
разработку глубоких залежей
Величина
запасов
Необходим
мониторинг и контроль по величине
запасов
Стимулирует
разработку мелких месторождений
Составлено
на основе: [Сапун, 2004].
Особенности экономического подхода к формированию гибкой системы налогообложения: проблемы применения. Экономический подход к формированию гибкой системы изъятия рентных доходов нашел широкое распространение в странах, осваивающих ресурсы углеводородного сырья
Северного моря11, при реализации соглашений о разделе продукции [Конопляник, 1989; Конопляник, 2000; Конопляник, 2002; Конопляник, Субботин, 1996; Токарев, 19966]. В России к гибким подходам, основанным на экономических параметрах, могут быть отнесены предложения по применению налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД) [Бобылев, 2001; Белов, Макаркин, 2005].
Попытки введения в России НДД имеют уже достаточно продолжительную историю. Сначала в его применении были заинтересованы нефтегазовые компании - особенно в условиях высоких ставок акциза и низких цен на углеводородное сырье на мировых рынках [Токарев, 1998а]. Затем в целях увеличения изъятия рентных доходов активизировались попытки государства. Применение данного налога, например, активно обсуждалось в связи с принятием Налогового кодекса РФ.
В соответствии с предлагаемым порядком применения этого налога, ставка НДД должна зависеть от соотношения между накопленными доходами и накопленными затратами. На начальных этапах освоения месторождения, пока не возмещены капитальные затраты, компании не платят НДД. Специфика НДД заключается в том, что компании должны вести учет эксплуатационных и капитальных затрат, а также доходов раздельно по месторождениям, поскольку расчет НДД базируется на учете денежных потоков по объектам разработки, а не по компании в целом.
НДД направлен на стимулирование инвестиций в нефтегазодобычу, поскольку его применение (вместо, например, части налога на добычу) ведет к уменьшению налоговой нагрузки компаний на начальных стадиях осуществления проектов, что позволит быстрее окупить капитальные вложения и снизить риски инвесторов. Применение НДД может привести к сокращению бюджетных доходов в первые годы после его введения. Однако повышение гибкости налогообложения должно способствовать притоку инвестиций в нефтегазовый сектор, что создаст основу для дополнительных поступлений в бюджеты в перспективе. К тому же применение НДД стимулирует освоение месторождений, которые в рамках существующей налоговой системы не могут рентабельно эксплуатироваться.
Налоги на сверхприбыль применяются в развитых нефтегазодобывающих странах (Норвегия, Великобритания, Австралия) как элементы системы специального налогообложения. Подобные налоговые механизмы при создании адекватной системы регулирования позволяют государству изъять более высокую долю рентных доходов с высокорентабельных месторождений углеводородов и стимулировать разработку низкорентабельных объектов.
Один из вариантов применения НДД был внесен в качестве законопроекта в Государственную думу РФ в 2004 г.12 Особенность данного законопроекта связана с использованием новых норм и правил, направленных на защиту от оппортунизма со стороны НГС, связанного с занижением налоговой базы за счет применения трансфертных цен и роста «отчетных» издержек. Для определения стоимости реализуемой продукции предлагается применять справочные цены. К вычитаемым расходам относятся накладные расходы, рассчитываемые как произведение стоимости добытой продукции и норматива накладных расходов (10%), увеличенное на определенную сумму для каждой эксплуатируемой скважины. Конкретные налоговые ставки НДД устанавливаются в процентах в зависимости от «Р-фактора», который применительно к каждому лицензионному участку определяется как отношение накопленного дохода к накопленным расходам.
Данный законопроект ограничивает рост издержек недропользователей только в части накладных расходов. Остается довольно широкое поле для управления затратами по другим элементам вычитаемых расходов. В рамках Налогового кодекса РФ должен быть более подробно представлен состав расходов на освоение природных ресурсов (ст. 261), иначе введение НДД может привести к необоснованному снижению рентных доходов государства. Представляется особо актуальной начавшаяся в 2002-2003 гг. в Минэнерго РФ работа по формированию стандартов (регламентов) по выполнению и мониторингу проектных решений обустройства месторождений УВС; по организации мониторинга разработки месторождений УВС; по измерению, учету и контролю количества добываемых нефти и газа. Реализация данных стандартов будет связана с издержками как со стороны нефтегазовых компаний, так и государства. Но они необходимы для создания адекватных условий для реализации прав государства, как собственника недр, для проведения реальной налоговой реформы в НГС, для перехода к гибким механизмам налогообложения.
Слабые стороны НДД связаны со следующими обстоятельствами:
«Р-фактор» не отражает эффективности хозяйственной деятельности в текущем налоговом периоде (а только «накопленную» эффективность), т.е. возможны периоды, когда компании необходимо уплачивать большие суммы налога при низкой текущей рентабельности;
НДД не всегда стимулирует снижение затрат; данный налог может в определенных обстоятельствах стимулировать умышленное завышение затрат (управление «отчетными» затратами);
требуется увеличение издержек на ведение производственного, финансового, бухгалтерского учета по месторождениям со стороны недропользователей, а также рост затрат на администрирование со стороны государства. Финансовая отчетность в настоящее время в большинстве компаний ведется не по месторождениям, а по добывающим предприятиям. Поэтому для дифференциации налоговой нагрузки на основе финансовых показателей необходимы изменения в системе учета.
Сравнительная характеристика производственного и экономического подходов. Рассмотренные подходы к построению гибкой системы
налогообложения в НГС имеют положительные и отрицательные стороны. При реализации того или иного подхода возможно возникновение специфических трудностей, но есть и общие проблемы, вытекающие из самого требования дифференциации налогообложения независимо от конкретных подходов. В табл. 4.3 представлено сравнение основных характеристик производственного и экономического подходов к формированию гибкой системы налогообложения в нефтегазовом секторе.
Таблица
4.3
Параметр
Производственный
подход
Экономический
подход
Рентабельность
Любая
комбинация производственных
факторов лишь приблизительно
характеризует рентабельность
Адекватно
отражает рентабельность (обычно в
динамке). Создает предпосылки для
более адекватного изъятия рентных
доходов
Издержки
добычи УВС
Контроль
за обоснованностью издержек требует
частичного реформирования системы
учета в недропользовании
Контроль
за обоснованностью издержек
требует существенного реформирования
системы учета и отчетности в
недропользовании
Управление
параметрами со стороны НГС
Возможно
управление производственными
показателями: объем запасов, дебиты,
качество добываемой продукции
Возможен
необоснованный рост затрат со
стороны НГС
Издержки
государства на администрирование
Рост
издержек на администрирование
производственных показателей
Рост
издержек на администрирование
цен и обоснованности затрат
недропользователей
Стимулирование
Не
всегда стимулирует прирост запасов,
рост дебитов, применение новых
технологий
Не
всегда стимулирует сокращение
издержек
Новые
нормы и правила
Точное
определение производственных
показателей (дебит, запасы) в
законодательстве
Механизм
определения справочных цен, более
жесткие и прозрачные правила ведения
отчетности
Экономический подход более предпочтителен с точки зрения конечных результатов, однако производственный подход имеет определенные преимущества с точки зрения издержек на формирование налоговой системы и простоты администрирования. Последнее обстоятельство может иметь решающее значение для российских условий.
Сравнительные
характеристики подходов к формированию
гибкой
системы
налогообложения в НГС
нефтегазодобывающих стран применяются относительно низкие ставки роялти и высокие прогрессивные ставки налога на прибыль и сверхприбыль. Таким образом, основной акцент в системе налогообложения делается на экономических факторах. Однако в России пока такого акцента не делается. Например, в нефтегазовых доходах федерального бюджета в 2005 г. налог на добычу и экспортные пошлины составили более 92%, менее 4% приходится на налог на прибыль [Кудрин, 2006]. Такая налоговая политика упрощает сбор налогов, но не создает стимулов для инвестиций, что может отчетливо проявиться при наступлении периодов низких цен на нефть и газ на мировых рынках. В России для стимулирования разработки новых месторождений и провинций в долгосрочной перспективе необходима стратегия, направленная на налогообложение прибыли, а не валового дохода, т.е. построение гибкой системы налогообложения, которая содержала бы элементы, характерные для экономического подхода.
Подходы к дифференциации налогообложения в газовой промышленности
С 2007 г. в России началось применение гибкого подхода к налогообложению в зависимости от выработанности нефтяных месторождений. Отсутствие вплоть до настоящего времени конкретных шагов применительно к газовой отрасли не способствует эффективному освоению ресурсов недр. Основной предпосылкой для перехода к гибкой налоговой системе в газовой промышленности России является значительное усиление различий в условиях разработки месторождений, вызванное истощением ресурсной базы: особенно наиболее продуктивных и легкодоступных се- номанских залежей - уникальных месторождений (Медвежьего, Уренгой-
Он
ского, Ямбургского), которые вступили в стадию падающей добычи.
Компенсировать падение добычи на этих месторождениях, обеспечить поддержание и рост добычи природного газа в стране можно только за счет ввода в эксплуатацию:
новых относительно небольших месторождений, находящихся в сравнительно доступных районах (например, на территории ЯНАО на уже освоенных широтах);
новых крупных месторождений, находящихся в арктической зоне и других труднодоступных регионах страны (например, на полуострове Ямал);
глубоких горизонтов на эксплуатируемых месторождениях, новых нефтегазоконденсатных месторождений.
При любом из вариантов развития событий в разработку будет вводиться все большее число месторождений с многокомпонентным составом сырья. Вероятно, будут расширяться масштабы деятельности независимых газодобывающих компаний. Действующая налоговая система не соответствует условиям и задачам дальнейшего развития газодобычи - она адаптирована к условиям разработки гигантских высокопродуктивных месторождений. Данные обстоятельства должны учитываться при реформировании системы налогообложения газовой промышленности.
К факторам, препятствующим переходу к гибкому налогообложению газовой промышленности, следует отнести высокий уровень монополизации в добыче и транспортировке газа, неразвитость рынка углеводородного сырья, слабость государственной системы управления недрами. Высокий уровень монополизации добычи при освоении крупных месторождений искусственно сглаживает различия в условиях разработки и снижает актуальность перехода к дифференцированным схемам налогообложения. Практически полная монополизация газотранспортной системы создает дополнительные барьеры входа в отрасль для независимых компаний и объективно снижает стимулирующую роль налогообложения.
Неразвитость рынка УВС имеет двоякого рода последствия. Во- первых, для всех без исключения недропользователей задаются искаженные нормативы экономической эффективности, привязанные к регулируемым ценам. Во-вторых, в значительной степени утрачивается сам смысл существования и деятельности независимых рыночно- ориентированных добывающих компаний [Крюков и др., 2006].
Перечисленные обстоятельства значительно затрудняют переход к гибкому налогообложению в газодобывающей промышленности России. Главным препятствием для реализации экономического подхода при реформировании налоговой системы является неразвитость рыночных отношений в газовом секторе России. Зарубежный опыт показывает, что формирование гибких систем налогообложения на основе экономического подхода происходит в сочетании с либерализацией рынка природного газа.
Создание гибкой налоговой системы в газодобывающей промышленности России следует начать на основе элементов производственного подхода, отражающих естественную (геолого-промысловую, географическую) дифференциацию условий разработки месторождений. Учитывая сегодняшние реалии, следует признать, что отечественная система управления недрами в большей степени подготовлена именно к такому пути развития. При построении гибкой схемы налогообложения на основе производственного подхода могут быть использованы уже существующие элементы системы государственного мониторинга и контроля, знания и опыт российских компаний.
При формировании дифференцированной системы налогообложения на основе производственного подхода газодобывающая отрасль в России имеет преимущества перед нефтяной промышленностью в силу значительно меньшего числа объектов (месторождений, залежей, скважин), что сокращает издержки и для государства, и для недропользователей. При построении системы дифференцированного налогообложения по производственному принципу следует прежде всего учесть различия в глубине скважин (залегания продуктивных пластов на месторождениях). Данный показатель является одним из основных факторов, определяющих различия в уровне издержек на добычу газа.
Зависимость показателей издержек при добыче нефти и газа, а следовательно и уровня рентабельности, от глубины залегания продуктивных пластов (глубины добывающих скважин) является одной из наиболее зримых и устойчивых. Поэтому, как показывает зарубежный опыт13, во многих реализованных схемах гибкого налогообложения в НГС на основе производственного подхода присутствует элемент дифференциации по признаку глубины скважин [Alberta, 2003; Marginal, 1999].
Таблица 4.4