media.lawtek.ru
ВЫШЛИ В СВЕТ
КОНТАКТЫ

115054 Москва, ул. Зацепа, 23

Тел.:  +7 (495) 215-54-43,
Тел.:  +7 (499) 235-47-88,
Тел.:  +7 (499) 787-70-22,
Тел.:  +7 (499) 787-76-85.
Факс: +7 (499) 235-23-61.

e-mail: info@lawtek.ru

Внимание!!!

Временно единый телефон ПравоТЭК +7 (495) 215-54-43

Проблемы оценки нефтяной ренты и механизмы налогообложения нефтедобычи (часть 2)
Г.В. Выгон, независимый эксперт, к.э.н.


5. Практика изъятия нефтяной ренты в России
В процессе эволюции системы налогообложения нефтяной отрасли Россия не только перепробовала практически все известные механизмы изъятия ренты, но и изобрела ряд самобытных налогов. В результате в стране сложилась по-своему уникальная, хотя и недостаточно эффективная система налогообложения. Основными налогами, с помощью которых государство сегодня пытается изымать нефтяную ренту, являются:
∙ налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ);
∙ экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты;
∙ налог на прибыль.
Уникальность фискальной системы в России заключается в том, что первые два налога, являющиеся основными, в таком виде нигде в мире не используются, а налог на прибыль имеет очень низкую ставку. Ниже рассматриваются некоторые особенности данных налогов, их достоинства и недостатки.
Налог на добычу полезных ископаемых
До 2002 г. существовало три основных налога, непосредственно связанных с добычей нефти: налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы, налог на пользование недрами (роялти) и акциз на нефть.
Изначально самым обременительным нефтяным налогом был акциз, который зависел от объема добытой нефти и взимался по специфическим ставкам. С акцизом долго мучались, дифференцировали его по компаниям, пытались даже дифференцировать по месторождениям в зависимости от их экономических и геологических характеристик. В итоге успокоились на единых для всех ставках, а после девальвации 1998 г. акциз на нефть вообще потерял свое значение для бюджета.
Отчисления на ВМСБ и роялти были по сути дублирующими друг друга оборотными налогами, базой для которых служила выручка. Эти налоги взимались по адвалорным ставкам, которые оговаривались в конкретных лицензионных соглашениях. Вертикально интегрированные нефтяные компании легко добивались существенного снижения выплат по этим налогам, используя трансфертное ценообразование. Поскольку внутренний рынок нефти является очень маленьким и не может сформировать объективной цены, проблема определения "справедливой" налогооблагаемой базы для расчета оборотных налогов оказалась для Правительства РФ неразрешимой.
Поскольку система налогообложения оказалась неэффективной для бюджета, с начала 2002 г. все три налога были заменены налогом на добычу полезных ископаемых. По своей сути этот налог является чем-то средним между акцизом и роялти. Сходство с акцизом НДПИ придает специфическая ставка, когда величина налога пропорциональна объему добытой нефти. Элементы роялти проявляются в том, что ставка зависит от экспортной цены Urals, шкала налога представляет собой кусочно-линейную функцию цены на нефть с нижней границей в 8 долл./барр.
Главными достоинствами НДПИ с точки зрения государства являются простота его администрирования и увеличение платежей по сравнению с тремя предыдущими налогами. Так, с введением НДПИ объем соответствующих налоговых сборов с ВИНК в расчете на тонну добычи возрос почти в четыре раза: с 6,8 долл./т в 2000 г. до 26 долл./т в 2003 г., при сопоставимых ценах Urals (27 долл./барр.). В 2003 г. объем поступлений НДПИ от нефтяных компаний оценивается в 11 млрд долл. по сравнению с 1,4 млрд долл. в 2000 г. (см. табл. 1).
Главным недостатком НДПИ является его привязка к мировым ценам. Поскольку нефтяные компании не имеют возможности экспортировать всю добытую нефть, а внутренняя цена не только гораздо ниже экспортных цен, но и стабильно падает в последние годы, НДПИ оказывается гораздо хуже роялти. Даже по сравнению с экспортной ценой ставка НДПИ на уровне 12-13% является достаточно высокой. С учетом того, что в 2002 г. внутренняя цена составила около 9 долл./барр. и на экспорт ушло около 50% добытой нефти, средняя цена реализации составила 16,4 долл./барр., а эффективная ставка - 16,9%.
Поскольку ВИНК имеют возможность продавать нефтепродукты в России и на экспорт по ценам, которые в среднем лишь на 10-15% ниже экспортных цен на нефть, они значительно меньше страдают от привязки НДПИ к цене Urals, чем мелкие независимые производители, и поэтому имеют перед ними большое конкурентное преимущество. Другим недостатком НДПИ, не таким бесспорным, является то, что его ставка едина для всех производителей. Предложения по дифференцированию НДПИ рассматриваются в следующей главе.
Экспортные пошлины
Экспортные пошлины после некоторого перерыва были вновь введены в России в 1999 г. и сегодня являются вторым по значимости нефтяным налогом после НДПИ. Максимальный объем экспортных пошлин будет собран в 2003 г., по России в целом он оценивается в 8,5 млрд долл. (см. табл. 2).
Экспортные пошлины являются тем самым механизмом, который позволяет изымать сверхдоход, вызванный благоприятной ценовой конъюнктурой. Однако дальнейшее использование экспортных пошлин находится под вопросом из-за вступления России в ВТО. Наши партнеры по переговорам могут настаивать на отмене пошлин на нефть и нефтепродукты на том основании, что пошлины препятствуют выравниванию внутренних и внешних цен, что является косвенным субсидированием российских потребителей нефтепродуктов. Здесь государство может выбрать один из двух путей. Во-первых, можно отказаться от пошлин на нефтепродукты, увеличив соответствующую ставку НДПИ. Другой путь заключается в том, чтобы сохранить пошлины.
Для сохранения экспортных пошлин есть все основания. Действительно, мировых цен на нефтепродукты не существует. Есть биржевые котировки, однако розничные цены существенно от них отличаются. Это связано прежде всего с величиной акцизов. В западной Европе акцизы могут составлять до 80% розничной цены бензина (из цены в один долл. на литр на акцизы приходится 50-80 центов). В США акцизы находятся на уровне 10-13 центов за литр, и там бензин стоит даже дешевле, чем в России. Таким образом, экспортные пошлины на конечную цену нефтепродуктов никакого влияния не оказывают.
Выравнивание цен все равно невозможно, поскольку существует надбавка за счет транспортных расходов. Никого в Европе, например, не смущает, что цены на нефть в странах АТР в среднем на 1-1,5 долл./барр. выше, чем в Европе. Эта так называемая азиатская премия как раз и связана с различием в транспортных расходах для стран ОПЕК в Европу и Азию. То, что в России, как втором крупнейшем экспортере нефти и нефтепродуктов, цены на эти товары могут быть ниже, совершенно нормально.
Наконец, пошлины легко администрируются, и при этом они лучше НДПИ, поскольку берутся только с экспорта.
Налог на прибыль
Налог на прибыль нефтяных компаний имеет гораздо меньшее значение, чем НДПИ и экспортные пошлины. Более того, налоговая реформа с уменьшением ставки с 35 до 24% привела к тому, что поступления этого налога резко сократились. Так, если в 2000 г. нефтяники заплатили в бюджет около 4 млрд долл., то в 2003 - всего порядка 3,1 млрд долл.
Налог на прибыль является одним из самых сложных для администрирования. Поскольку государству не удалось справиться со сбором роялти, неудивительно, что с налогом на прибыль картина тоже сложилась довольно плачевная. Нефтяные компании активно используют схемы минимизации этого налога, преимущественно за счет консолидации прибыли в низконалоговых регионах РФ, где налог платится только по федеральной ставке. Объемы соответствующих потерь бюджета с 2000 по 2002 г. оцениваются в 5 млрд долл. (см. табл. 3).
Оценка объемов сверхдоходов
и доли их изъятия
В России сегодня только ленивый не занимается оценкой нефтяных сверхдоходов и потенциала их изъятия. Диапазон оценок ежегодных сверхдоходов колеблется от 0 до 6 млрд долл. у разумных экспертов и достигает нескольких десятков миллиардов у маргиналов и дилетантов. Ниже приведены простые расчеты, опирающиеся на данные нефтяных компаний, позволяющие оценить объем "сверхдодов" за 2002 г.
На основе данных по 7 крупнейшим ВИНК, на которые приходится более 80% добычи нефти и экспорта нефти и нефтепродуктов, были сделаны оценки затрат и денежных потоков от операционной, инвестиционной и финансовой деятельности для всей отрасли. Соответствующие показатели сравнивались с оценками, размещенными на интернет-сайте www.antirenta.ru. (см. табл. 4).
Выручка от продажи нефти и нефтепродуктов получалась умножением соответствующих цен на объемы реализации. Расхождений в оценке выручки у авторов "Антиренты" и ИФИ не наблюдается, основные проблемы возникают при сопоставлении затрат.
Совершенно очевидно, что транспортные расходы в оценках "Антиренты" существенно завышены. Например, у "ЮКОСа" расходы на тонну добычи в 2002 г. составили 21,8 долл/т. Это самый высокий показатель в отрасли, что связано с тем, что у "ЮКОСа" относительно высокая доля экспорта, в том числе железнодорожным транспортом. Если помножить 21,8 долл./т на 380 млн т, получим 8,3 млрд долл., что даже ниже приведенных 9 млрд долл. Если сделать оценку по данным 7 компаний, то транспортные расходы по отрасли оказываются почти на треть меньше того значения, которое приводит "Антирента" - на уровне 6,2 млрд долл.
Расхождения оценок налогов и затрат на производство и реализацию у "Антиренты" и ИФИ оказываются менее значительными и разнонаправленными. Все оценки имеют погрешность 5-10%, что позволяет незначительным, на первый взгляд, манипулированием данными существенно исказить итоговую картину (см. табл. 5).
На самом деле, необходимости вычислять выручку, операционные затраты, налоги и т.п. совершенно не нужно, поскольку денежные потоки от операционной деятельности можно с гораздо более высокой точностью получить непосредственно по данным 7 крупнейших компаний. С учетом возможной погрешности она колеблется между 14 и 15 млрд долл., что гораздо выше 11,2 млрд долл., как это получается по данным "Антиренты".
Далее, капитальные вложения оцениваются в 9,3-10 млрд долл. Это означает, что после осуществления инвестиций в основной капитал за счет собственных средств у компаний в 2002 г. осталось порядка 5 млрд долл. Эта величина дает верхнюю границу возможных дополнительных изъятий. Если в определении сверхдоходов учитывать отдачу на вложенный капитал на уровне 20%, то объем потенциальных изъятий в нефтяной отрасли снижается до 3 млрд долл. (см. табл. 6).
В приведенных выше расчетах не учитываются средства, которые компании направляют на выплату дивидендов. Однако дивиденды в условиях, когда небольшая группа акционеров владеет контрольным пакетом акций, можно рассматривать как вывод денег из компании. Наиболее ярко это проявляется в дивидендной политике "Сибнефти", которая выплачивала в виде дивидендов всю чистую прибыль, а мажоритарные акционеры владели 92% акций компании. Кроме того, дивиденды и не должны учитываться, поскольку они неявно учитываются при оценке отдачи на вложенный капитал акционеров.
Таким образом, доля государства в текущих сверхдоходах за 2002 г. оценивается в 86%, а никак не в 50%, как часто считают. Эта величина является достаточно существенной и развенчивает миф о недостаточно высокой налоговой нагрузке. Можно оценить, как доля изъятий меняется по отношению к изменению цен на Urals. Это позволит сделать вывод относительно прогрессивности налоговой системы.
Как видно из табл. 7, с ростом цен на нефть доля государства в сверхдоходах увеличивается. Это связано с тем, что предельный раздел сверхдоходов происходит в пользу государства. Действительно, нетрудно видеть, что при увеличении цен на нефть на 1 долл./барр. НДПИ дает 19 центов, экспортные пошлины с учетом структуры экспорта и нефтепродуктов - порядка 27 центов и налог на прибыль - 24 цента. В итоге с каждого дополнительного доллара государство забирает около 70 центов. При увеличении цены на 1% налоги увеличиваются на 2%, а при увеличении цены барреля Urals на 1 долл. государство, как мы видели, получает свыше 1 млрд долл. от одних только нефтяных компаний.
Нужно ли повышать налоговую нагрузку на нефтяную отрасль?
Возникновение текущих сверхдоходов нефтяных компаний связано не с низким уровнем налогообложения, а с высокими ценами на нефть, низкой себестоимостью и относительно невысоким уровнем инвестиций. Последнее связано с тем, что российским компаниям в наследство от СССР достались хорошо разведанные и обустроенные месторождения. На сегодняшний день обеспеченность добычи доказанными запасами отечественных ВИНК примерно вдвое превышает аналогичный показатель для западных компаний. Соответственно, для них не существует жизненной необходимости вкладывать значительные средства в разведку и разработку новых месторождений, добыча в России растет преимущественно за счет старых запасов.
Как видно из табл. 8, российские компании вкладывают в добычу в три раза меньше своих иностранных конкурентов. Очевидно, что по мере истощения разведанных запасов ВИНКам придется существенно увеличить объем инвестиций, что уже при действующей налоговой системе будет невозможно.
Налоговая политика государства в отношении нефтяных компаний сегодня основывается исключительно на фискальном интересе. Этот подход, когда основной целью является изъятие максимальной доли текущих сверхдоходов, в долгосрочной перспективе абсолютно не дальновиден. Между тем существует альтернатива повышению нагрузки на нефтяные компании.
В табл. 9 приведено сопоставление некоторых производственных и финансовых показателей всей российской нефтяной отрасли и крупнейшей частной нефтегазовой компании Exxon Mobil. Выручка американской компании более чем втрое превосходит объем продаж российской отрасли. Это происходит потому, что, несмотря на то, что объем добычи нефти и газа в т.н.э. у Exxon Mobil вдвое ниже, чем в России (нефти, по данным 2003 г.), продажи нефтепродуктов - более чем вдвое выше. В результате объемы чистой прибыли и инвестиций в основной капитал практически совпадают. При этом денежные потоки от операционной деятельности у Exxon Mobil в 1,5 раза выше, чем у всех российских компаний.
Все вышесказанное означает, что налогообложение американской компании таково, что средств, остающихся в ее распоряжении, оказывается на 7-8 млрд долл. больше, чем у российских нефтяников. На тонну добычи Exxon Mobil инвестирует в 2,5 раза больше, чем Россия, а в абсолютном выражении - практически столько же. При этом Exxon Mobil выплачивает значительные дивиденды (в таблице для России приведены объявленные дивиденды, реально уплаченные в полтора раза ниже). В итоге у компании все равно остаются текущие сверхдоходы, которые существенно превышают аналогичный показатель для всех российских ВИНК.
Тем не менее американское правительство и политики не раздувают шумиху на тему изъятий имеющихся сверхдоходов. Причин для этого несколько, но главная заключается в том, что акционерами Exxon Mobil являются десятки миллионов американских граждан. В долгосрочной перспективе для экономики США выгодно, чтобы капитализация Exxon Mobil росла, поскольку это приводит к увеличению благосостояния граждан страны. Кроме того, более высокие финансовые результаты позволяют осуществлять экспансию на новые рынки, в том числе в страны СНГ, а это выгодно американцам в геополитическом плане.
Сравнение отношения правительства США к крупнейшей нефтяной компании и правительства РФ к отечественной нефтяной отрасли подсказывает альтернативный вариант идеям увеличения налоговой нагрузки на нефтяную отрасль. Во-первых, налоги следует брать не с компании, а с ее акционеров с доходов от продажи активов и полученных дивидендов. Во-вторых, необходимо стимулировать мажоритарных акционеров к продаже акций на российском фондовом рынке, а население - к их покупке. Это приведет к развитию фондового рынка, а с ростом его капитализации - к повышению благосостояния граждан и создаст возможности для нормального развития нефтяной отрасли.
Пути совершенствования налогообложения нефтедобычи в России
Частота изменения налогового законодательства в России уже побила все мировые рекорды. Однако останавливаться на достигнутых успехах государство не собирается. Уже в самое ближайшее время, в 2004 г., мы увидим очередные телодвижения в этом направлении. При этом возможны два промежуточных исхода реформы - налоговая система либо улучшится, либо ухудшится. Ниже рассматриваются некоторые предложения по реформированию нефтяного налогообложения в России.
Использование международного опыта
Многие эксперты предлагают не изобретать велосипед и воспользоваться лучшим из того, что уже есть в других странах. Примеры стран, которые приводятся в качестве образца для подражания, зависят от целей, преследуемых конкретным экспертом, представителем бизнеса или ведомства, а используемая аргументация при этом, как правило, тенденциозна и часто некорректна.
Еще не так давно очень популярной была идея внедрения в России режима СРП. Соответственно, апологеты СРП приводили в пример Индонезию и другие развивающиеся страны. Сегодня эта тема не столь популярна, прежде всего, из-за крайне низкого уровня администрирования и отсутствия жизненно важной необходимости привлечения иностранных инвестиций и дорогостоящей разработки труднодоступных месторождений на российском шельфе.
Поклонники аукционной системы распределения ресурсов и получения доходов в виде бонусов приводят успешный опыт США. При этом обычно забывают, что США - это единственная значимая нефтедобывающая страна, где используются аукционы, и что бонусы играют незначительную роль по сравнению с роялти и налогом на прибыль. В США к тому же продаются не месторождения, а участки земли или шельфа, причем небольшие по площади.
Любители специальных налогов, связанных с рентабельностью проектов, называют Австралию, Великобританию и Норвегию. Что касается Норвегии, третьего крупнейшего экспортера нефти, то нефтяная промышленность в этой стране до недавнего времени в значительной степени контролировалась государством. В этой связи проблем с администрированием в этой стране практически нет.
На режимы налогообложения нефтедобычи в Австралии влияет тот факт, что страна на протяжении всего времени является нетто-импортером нефти. Причем если потребление медленно, но стабильно растет, то добыча начиная с 2000 г. уже вступила в стадию падения.
Так, в 2001 г. страна добывала 657 тыс. барр./сут. нефти и газового конденсата, а потребляла 870 тыс. В 2003 г. добыча упала до 575 тыс. барр./сут. Ожидается, что обеспеченность спроса собственной добычей снизится с 80% в 2001 г. до 40% в 2010 г.
Совершенно очевидно, что в этих условиях Австралия пойдет на любые меры по привлечению инвестиций в отрасль и стимулированию добычи на низкорентабельных месторождениях.
При использовании международного опыта необходимо учитывать ряд специфических особенностей России, а именно:
∙ Россия сегодня является одним из крупнейших производителей нефти, делит по этому показателю первое место с Саудовской Аравией и является крупнейшим независимым производителем;
∙ Россия является вторым крупнейшим экспортером после Саудовской Аравии и крупнейшим независимым экспортером;
∙ добыча и экспорт нефти в России в последние несколько лет растут очень высокими темпами и тенденция к росту сохранится на ближайшие несколько лет, хотя темпы прироста, очевидно, упадут;
∙ нефтяная отрасль в России, за исключением транспортных компаний, практически полностью приватизирована, степень участия государственных компаний в добыче нефти относительно мала;
∙ отечественные нефтяные компании владеют самыми современными технологиями добычи, имеют очень низкую себестоимость добычи и пока не испытывают проблем с обеспечением инвестиций собственными средствами и, в случае необходимости, с привлечением кредитов и займов;
∙ в России крайне низок уровень налогового администрирования.
Все вышесказанное означает, что в России невозможно, да и нет пока насущной необходимости вводить нейтральные рентные налоги - их невозможно будет собрать, а при росте добычи дополнительная стимуляция инвестирования в нее не нужна. Наоборот, экспортные пошлины должны пока оставаться основным инструментом изъятия ценовой ренты, причем шкала может быть сделана более крутой.
Дифференцирование ставок НДПИ
Введение понятия дифференциальной ренты вызывает естественное, на первый взгляд, желание сделать рентные налоги дифференцированными. Дифференцированные ставки налогов призваны учесть дифференциальную ренту через факторы, влияющие на экономику проектов. В случае нефтяных месторождений это качественные характеристики нефти (плотность, содержание серы, прафинов и т.п.), пласта (глубина залегания, структура, проницаемость и т.п.), стадия эксплуатации (выработанность, обводненность, истощенность, дебит), и т.п.
Дифференциация ставок позволяет разрабатывать так называемые замыкающие месторождения, нерентабельные при единой ставке налога, и изымать сверхдоходы с пользователей более качественных запасов (легкая малосернистая нефть, низкая себестоимость, высокий дебит, малая выработанность и обводненность, близость к рынкам сбыта). Дифференциация увеличивает конкурентоспособность компаний, работающих на "плохих" месторождениях, за счет других компаний, у которых "хорошие" месторождения. Это означает большую "справедливость", поскольку свойства месторождений не зависят от усилий недропользователя.
Во многих нефтедобывающих странах роялти дифференцируется. Однако обычно используются простые и интуитивно правильные способы дифференциации. Так, часто происходит дифференциация между сушей и шельфом - на шельфе ставки обычно ниже. Далее, при добыче на шельфе ставки могут зависеть от его глубины. Ставки роялти могут дифференцироваться в зависимости от уровня текущей и объема накопленной добычи. При этом чем выше добыча, тем выше ставки. При малых уровнях добычи роялти может вообще не взиматься. Практикуется введение налоговых каникул, когда роялти начинают брать лишь после того, когда накопленная добыча достигла определенного уровня. Это связано с зависимостью объема накопленной добычи и времени окупаемости инвестиций. Наконец, может существенно различаться налогообложение т.н. старой и новой нефти. Соответствующее деление происходит обычно либо относительно некоторой даты, когда произошло существенное изменение системы налогообложения. Изменение ставок налогов может быть вызвано желанием компенсировать изменение ставок специальных налогов или желанием стимулировать добычу на новых месторождениях.

в начало

ПРАВОВЫЕ НОВОСТИ
СУДЫ И СПОРЫ
ОТРАСЛЕВЫЕ НОВОСТИ
ОТСТАВКИ И НАЗНАЧЕНИЯ
МОНИТОРИНГ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА