Раздел продукции и налогообложение дополнительного дохода при добыче углеводородов

     В то же время целесообразно сохранение в налоговом законодательстве применительно  к режиму СРП принципа «кост-стоп» (cost-stop), то есть ограничения на уровень возмещения затрат, которое будет гарантировать наличие определенного уровня прибыльной продукции и соответствующих поступлений государству уже на ранних стадиях реализации проекта. В противном случае в течение достаточно длительного периода времени, а именно вплоть до полного возмещения понесенных инвестором капитальных затрат, поступления государству от реализации проекта будут ограничиваться лишь суммой НДПИ.

     Ограничение на возмещение затрат существует во многих нефтедобывающих странах и обычно не превышает 40–60%, хотя в некоторых странах может выходить за эти пределы (например, в Индонезии и Казахстане предел возмещения затрат по СРП составляет 80%).

     Основная проблема в применении режима СРП заключается в том, что в условиях неопытности и коррумпированности государственных чиновников индивидуализация параметров конкретных соглашений может приводить к получению инвестором необоснованно выгодных условий реализации проекта и, как следствие, к потере государством определенной части доходов от разработки месторождений. Коррупция и недостаточный уровень квалификации государственных служащих, принимающих участие как в процессе переговоров по заключению СРП, так и в процессе контроля за реализацией данных проектов, могут серьезно снижать эффективность применения режима СРП с точки зрения получения государством адекватных налоговых поступлений.

     Риск  снижения налоговых поступлений  в бюджет по сравнению с потенциально возможными возникает и в том случае, когда подрядчиком по соглашению о разделе продукции выступает крупная государственная компания, имеющая серьезные возможности административного влияния на принятие решений по заключению и реализации соглашения. Следует учитывать, что именно такие компании будут являться разработчиками месторождений на континентальном шельфе, на которых потенциально возможно применение режима СРП.

     Как показала практика последних лет, рост объемов инвестиций в российском нефтегазовом секторе может быть обеспечен за счет внутренних источников финансирования и привлечения внешних кредитов. При этом некоторые иностранные компании продемонстрировали готовность инвестировать в российский нефтегазовый сектор и в условиях общей налоговой системы.

     В связи с этим в решении проблемы стимулирования инвестиций в добычу нефти российское правительство пошло по пути предоставления неиндивидуализированных налоговых льгот, таких как налоговые каникулы по НДПИ для новых нефтегазовых провинций и снижение ставки НДПИ на поздних стадиях разработки месторождений.

     Задача  обеспечения инвестиционной привлекательности  новых проектов по добыче нефти может быть решена и с использованием других налоговых инструментов. Речь идет о переходе от относительно простых инструментов, таких как различные формы снижения ставки НДПИ, к более сложным формам налогообложения, основанным на показателях чистого дохода и учитывающим реальные затраты на разработку конкретных месторождений.

     На  наш взгляд, российскую систему налогообложения  нефтегазового сектора следует  развивать в направлении ее сближения  с налоговыми системами развитых стран (США, Канады, Великобритании, Норвегии), а не развивающихся стран и стран с переходной экономикой, применяющих соглашения о разделе продукции.

     Более предпочтительным для стимулирования инвестиций в освоение новых месторождений  представляется применение механизмов, отличных от механизма налогообложения  при реализации СРП. 

3.2. Возможности  введения налога на дополнительный  доход 

     Принципиально новым элементом российской системы  налогообложения нефтегазового сектора может стать налог на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД).

     В России концепция НДД впервые  была оформлена в виде специальной  главы в составе проекта части  второй Налогового кодекса РФ, внесенного правительством РФ на рассмотрение в Государственную Думу Федерального Собрания РФ в 1997 г.

     В последующие годы проект главы Налогового кодекса о налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов был доработан (последняя версия правительственного проекта данной главы датируется 2002 г.), однако на рассмотрение Государственной Думой правительством не вносился. Основной причиной фактического отказа от введения НДД, на наш взгляд, является сложность эффективного администрирования данного налога по сравнению с другими, более простыми инструментами налогообложения.

     НДД, однако, имеет ряд явно выраженных преимуществ по сравнению с НДПИ. В отличие от налога на добычу, НДД  основан на показателях дополнительного дохода и Р - фактора, объективно отражающих реальную экономическую эффективность разработки конкретного месторождения. НДД непосредственно учитывает горно-геологические и географические условия добычи углеводородов, так как напрямую связан с показателями прибыльности месторождения. НДД учитывает изменение горно-геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения, то есть его истощение (по мере истощения месторождения снижаются дополнительный доход и размер налога). НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений, поскольку налог не взимается вплоть до полной окупаемости капитальных затрат, а последующее налогообложение соответствует показателям доходности. В случае высокоэффективных проектов применение НДД обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты в пользу государства; одновременно создаются условия для реализации низкоэффективных проектов.

     Применение  НДД будет стимулировать инвестиции за счет фактического освобождения инвесторов от налога вплоть до полного возмещения капитальных затрат. Выплаты НДД фактически носят отсроченный характер, однако после возмещения капитальных затрат уплата налога осуществляется по достаточно высокой ставке.

     Вместе  с тем необходимо отметить, что  схема налогообложения, основанная на применении НДД, является существенно более сложной с точки зрения как проведения налоговых расчетов, так и практического контроля за их достоверностью. Это создает потенциальные возможности занижения производителями своих налоговых обязательств и, как следствие, уменьшения доходов государственного бюджета.

     Система НДД как налоговая система, основанная на определении дополнительного дохода и Р - фактора, рассчитываемого как отношение накопленного дохода от добычи и реализации углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их добычу, потенциально может стимулировать инвестора к завышению затрат при реализации проекта

     Большое значение в связи с этим имеют  квалифицированность государственного контроля за затратными параметрами реализации проекта и его объективность (отсутствие коррупции). Введение и порядок исчисления НДД, на наш взгляд, должны соответствовать следующим основным принципам. Введение НДД целесообразно только для новых месторождений. На старых (разрабатываемых) месторождениях, как правило, отсутствует необходимый для применения НДД учет доходов и затрат в разрезе отдельных лицензионных участков с момента начала их разработки. Кроме того, на разрабатываемых месторождениях инвестиции в большинстве случаев уже осуществлены, поэтому нет необходимости их налогового стимулирования. Под новыми месторождениями следует понимать все месторождения, разработка и добыча нефти на которых будут начаты после принятия главы Налогового кодекса о НДД.

     На  первом этапе целесообразно ограничить область применения НДД добычей  только жидких углеводородов, то есть нефти и газового конденсата. Для  этого необходимо ввести критерий, позволяющий отделить нефтяные инвестиционные проекты от газовых. Выделение нефтяных проектов возможно на основе имеющихся данных геологической оценки лицензионного участка. В качестве критерия можно принять долю запасов нефти и газового конденсата в общих запасах углеводородов, сосредоточенных на данном лицензионном участке (например, их доля должна составлять не менее 70%).

     Налоговая база НДД должна определяться как  стоимость добытых и реализованных  углеводородов, уменьшенная на величину затрат по производству и реализации продукции (за вычетом амортизации), производственных капитальных вложений и невозмещенных затрат предыдущего налогового периода. Расчетные вычитаемые затраты, не возмещенные в предыдущем налоговом периоде, должны индексироваться с учетом инфляции, а расходы на выплату процентов, выплачиваемые по кредитам и займам, полученным на цели, связанные с производством и реализацией продукции, не должны вычитаться при расчете налоговой базы НДД.

     Налоговая ставка должна определяться значением  Р - фактора, рассчитываемого как отношение накопленного дохода от добычи и реализации углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их добычу. Накопленный доход, на основе которого определяется значение Р-фактора, не должен уменьшаться на величину НДД. В то же время все остальные налоги и обязательные платежи, включая НДПИ и налог на прибыль, при расчете накопленного дохода должны вычитаться.

     Целесообразно сокращение числа градаций шкалы  НДД. В правительственном проекте главы Налогового кодекса по налогу на дополнительный доход от добычи углеводородов предложена шкала налога, состоящая из шести градаций (табл. 3.1). Большое число градаций данной шкалы создает дополнительные стимулы к завышению расходов, так как в результате не только уменьшается налоговая база, но и снижается ставка налога (из-за уменьшения значения Р-фактора). Особенно сильные стимулы к завышению расходов создаются около пороговых значений Р-фактора, так как небольшое увеличение Р-фактора приводит здесь к значительному увеличению налогового обязательства. 

Таблица 3.1 - Ставки налога на дополнительный доход  от добычи углеводородов

Источник: проект главы Налогового кодекса  РФ. 

     Единая  налоговая ставка, в отличие от прогрессивной, не создает таких  стимулов, однако она не позволяет  учесть разнообразие горно-геологических  и географических условий разработки российских нефтяных месторождений, то есть значительные различия в экономической  эффективности проектов (в случае высокоэффективных проектов это  будет приводить к недополучению  государством определенной части ресурсной  ренты).

     Возможным решением, на наш взгляд, может быть введение шкалы НДД, состоящей из четырех градаций, например, в варианте, представленном в табл. 3.2. 

Таблица 3.2 -  Ставки налога на дополнительный доход от добычи углеводородов

     Следует, однако, отметить, что при применении любой ступенчатой шкалы ставки НДД возникает нежелательный  затратный эффект, связанный со скачкообразным изменением ставки налога. В этих условиях недропользователю может оказаться выгоднее сделать дополнительные инвестиции (то есть любым способом увеличить затраты), чем платить налог по значительно более высокой ставке. В целях избежания такого эффекта для расчета ставки налога целесообразно использовать непрерывную зависимость ставки налога от Р-фактора, описываемую той или иной формулой. В этих целях, на наш взгляд, может быть использована формула, представленная в табл. 3.3. 

Таблица 3.3 - Ставки налога на дополнительный доход  от добычи углеводородов

     Предлагаемая  формула достаточно проста и легко  интерпретируема: величина 100/Р в  данной формуле соответствует доле инвестора в дополнительном доходе (данная доля обратно пропорциональна значению Р-фактора), величина 100 – 100/Р – доле государства. Получаемые по данной формуле значения ставки налога достаточно близки к предложенным табличным значениям. Например, при значении Р-фактора 1,20 ставка налога равна 16,7%, при Р-факторе 1,50 – 33,3%, при Р-факторе от 1,80 до