О возможностях налогообложения дополнительных доходов в нефтяной и газовой отраслях

Реферат статьи Д. Белоусова, эксперта центра макроэкономического анализа и краткосрочного прогнозирования

В статье анализируются масштабы и структура дополнительных доходов в нефтяной и газовой промышленности. Обосновывается вывод о том, что данные доходы связаны преимущественно с недооценкой рубля относительно паритета покупательной способности, а также с фактором внешнеэкономической конъюнктуры – роль же «природной ренты» невелика. А также, обсуждаются механизмы изъятия таких доходов.

Масштабы доходов нефтяного и газового секторов (макроэкономическая оценка)

Возможности мобилизации рентных доходов в значительной степени определяются масштабами деятельности топливных отраслей. Представляется, что официальные данные о доходах нефтяной и газовой отраслей, публикуемые Госкомстатом России на основании отчетности предприятий, существенно занижены. Во всяком случае, они не согласуются ни с данными об объемах поставок топлива на внешний и внутренний рынки, ни с информацией о ценах на нее, ни с результатами обследований крупнейших компаний (табл. 1).

Так, по данным Госкомстата России, валовой выпуск нефтяной промышленности составил в 2002 г. всего 945 млрд. руб. Косвенная оценка с учетом поставок основных видов топлива на внешний и внутренний рынки дает существенно большую величину – 1624 млрд. руб. Эта оценка хорошо соотносится с результатами обследования 21 крупнейшей нефтяной компании, участвовавшей в исследовании «Эксперт-200» в 2002 г. (1843 млрд. руб.).

В газовой промышленности в 2003 г. объем выпуска (включая транспортировку газа), по данным Госкомстата России, составил 368 млрд. руб., на основании информации о поставках газа на внешний и внутренний рынки – 530 млрд. руб., а по данным обследования «Эксперт-200», крупнейших газовых компаний («Газпрома» и «Нортгаза») – 618 млрд. руб. При всей условности такого метода, позволяющего оценить лишь порядок получаемых доходов, разницу можно интерпретировать, как дополнительный доход предприятий нефтяной и газовой отраслей, не учитываемый официальной статистикой.

Оценка возможных масштабов изъятия ренты, извлекаемой нефтяными и газовыми компаниями, и определение конкретных налоговых инструментов такого изъятия зависят от следующих параметров:

• соотношения основных компонент дополнительных доходов:

  1. дохода, связанного с разрывом между обменным курсом и паритетом покупательной способности (ППС),

  2. дохода, определяемого благоприятной мировой конъюнктурой и
  3. природной ренты;

• динамики собственных потребностей предприятий данных отраслей в инвестициях;

• эффекта использования дополнительных доходов.

Введение дифференцированного налогообложения нефтяных компаний: достоинства и недостатки

Представляется, что в силу специфики структуры дополнительных доходов нефтяных и газовых компаний оптимальным инструментом для этого являются экспортные таможенные пошлины – в силу привязки их ставок к мировым ценам на нефть и «самоиндексации» при изменении валютного курса (ставки номинированы в долларах), а также НДПИ.

В середине 2004 г. (с 1 августа) после длительной дискуссии было принято решение об изменении шкалы экспортных пошлин на нефть, существенно повышающее налоговую нагрузку на производителей при высоких мировых ценах (более 25 долл./барр. Urals). С начала 2005 г. заметно увеличатся ставки НДПИ на нефть и газ. В таких условиях возможности повышенного изъятия дополнительных доходов в рамках традиционных механизмов представляются в основном исчерпанными.

Дальнейшее увеличение изъятия природной ренты весьма актуализирует вопрос о введении дифференциального налога на месторождения. На первый взгляд, такая мера кажется очевидной («от противного»: недифференцированный рост изъятия ренты приведет к резкому ухудшению финансового положения компаний, работающих в относительно неблагоприятных условиях, и соответственно к необоснованному ухудшению их конкурентоспособности). Однако реально данная мера помимо достоинств имеет и ряд серьезных недостатков.

Достоинства дифференцированных ставок

1. Учет различного положения компаний по объективным (геолого-экономическим, географическим и др.) условиям их деятельности. Между отдельными компаниями сложился почти двукратный разрыв по степени выработанности эксплуатируемых месторождений. Так, Тюменская нефтяная компания имеет более 90% месторождений с выработанностью менее 70%, в то время как компания Татнефть – 66% месторождений с выработкой на 80% и более

2. Стимулирование полного использования месторождений. Действующая система (особенно в случае недифференцированного повышения налоговой нагрузки на добычу полезных ископаемых) не стимулирует полного использования месторождений. Капиталоемкость добычи по мере исчерпания запасов возрастает.

В результате, высокая (недифференцированная) налоговая нагрузка на добычу стимулирует ранний отказ от дальнейшей разработки месторождений и переход на новые нефтяные участки. Дифференциация, снижающая налоговую нагрузку на компании, работающие в плохих геологических условиях, будет стимулировать добычу до фактического исчерпания месторождений.

Недостатки дифференцированных систем налогообложени

1. Усложнение налогового администрирования, которое привело к отказу от системы налогов с дифференцированными ставками, существовавшими в России в 90-х годах.

   Согласно большинству предлагаемых сегодня подходов к установлению шкалы дифференциации (по степени выработанности месторождения, геологическим условиям добычи и другим показателям) требуется либо проведение значительных по объему расчетов (в том числе, ретроспективных, за предшествующие годы), либо индивидуальная работа налоговых органов с конкретными нефтяными компаниями. Последнее, как показывает практика, ведет к снижению прозрачности условий налогообложения и возникновению неоправданных преимуществ в налоговом режиме одних компаний по сравнению с другими.

2. Недооценка влияния валютного курса и цен нефти на дополнительные доходы компаний – экспортеров углеводородов.

   Предлагаемый подход, ориентированный на изъятие природной ренты и в условиях снижения доходов, связанных с курсовым и ценовым факторами, способен привести к существенному ухудшению положения компаний.

Если же решение об увеличении изъятия рентных доходов все-таки будет принято (что при дифференциации условий бизнеса нефтяных компаний автоматически означает переход и к дифференциации налоговых платежей), то представляется необходимым:

• обеспечить прозрачность правил установления ставок, их привязки к априори известным параметрам района добычи – отсутствие необходимости «индивидуальной работы» с компаниями;

• установление ставок по принципу «районов добычи», уменьшающему риск неоправданного диффренцирования условий налогообложения для компаний, работающих в регионах со сходными условиями добычи.

Мировой опыт обложения доходов от добычи минеральных ресурсов

Как показывает мировой опыт, используемые инструменты изъятия доходов от добычи минеральных ресурсов, в частности нефти, многообразны. При этом наблюдается закономерность: чем выше уровень развития институтов в данной стране, тем в меньшей степени применяются специфические инструменты налогообложения нефтяных компаний. И наоборот, чем слабее институты, тем активнее применяются специальные налоговые режимы, или практика установления параметров изъятия их доходов на основе прямых переговоров конкретных нефтяных компаний с правительством.

Можно выделить следующие инструменты изъятия доходов нефтяных компаний в различных странах.

Бонусы

Уже в момент передачи прав на разработку месторождений государство стремится присвоить экономическую ренту с помощью платежа (бонуса) за право разработки месторождения. Бонусы являются разовыми платежами и, как правило, не служат значительным (по сравнению с роялти и налогами) источником финансовых поступлений для государства. В то же время они могут рассматриваться в качестве дополнительной статьи увеличения государственных доходов и хронологически выступают как первый вид платежа.

Размеры таких бонусов значительно варьируют. Например, в Индонезии бонус, уплачиваемый при подписании соглашения, составляет 1,5 млн. долл., в Нигерии – 0,5 млн. долл. Бонусы могут быть приурочены к различным этапам реализации проекта, например, к началу добычи или к моменту достижения определенного уровня добычи. В США система бонусов формально не установлена, однако существуют конкурентные торги за участки, таким образом, предлагаемая покупателем цена может рассматриваться в качестве бонуса, который он выплачивает победившим участником торгов.

Специальные рентные налоги на природные ресурсы

Ресурсный рентный налог был первоначально разработан в Австралии. К группе ресурсных рентных налогов могут быть отнесены налог на нефтяные доходы в Великобритании и специальный налог на добычу углеводородов в Норвегии. Налог на нефтяные доходы в Великобритании в 80-е годы составлял 75% чистого дохода, с 1993 г. он составляет 50% и применяется после того, как все капитальные затраты возмещены (налог не применяется, если добыча меньше чем 20 тыс. барр./сут). Ставка дополнительного специального налога на добычу углеводородов в Норвегии равна 30%. Следует отметить, что в 80-е годы и Великобритания, и Норвегия отказались от взимания роялти с новых месторождений.

Налоги на прибыль

Ставки обычного налога на прибыль корпораций колеблются от 0 до 70%, ставки налога на прибыль нефтяных компаний (например, в большинстве стран ОПЕК) – как правило, от 50 до 85%. Более высокие налоги на прибыль в нефтяном секторе фактически служат инструментом изъятия получаемой здесь экономической ренты.

Соглашения о разделе продукции

В развивающихся странах широкое распространение получили контракты (соглашения) на добычу нефти с разделом произведенной продукции, первый из которых был заключен в Индонезии в 1966 г. Произведенные затраты в таких контрактах компенсируются компании частью добытой на данном месторождении нефти, так называемой компенсационной нефтью.

Предельная доля компенсационной нефти в добыче оговаривается в контракте. В большинстве стран, применяющих данный тип соглашений, эта доля обычно составляет 20-50%, хотя в некоторых из них может выходить за эти пределы (например, в Индонезии и Казахстане предел возмещения затрат составляет 80% добычи). Доля компенсационной нефти, как правило, выше в районах с более сложными природно-геологическими условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи. Оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая (прибыльная) нефть, подлежит разделу между государством и компанией-подрядчиком.

В отдельных странах раздел производится в индивидуальных пропорциях. При этом в большинстве нефтедобывающих стран, практикующих заключение таких контрактов, пропорции раздела с ростом добычи изменяются в пользу государства. С принадлежащей компании доли распределяемой нефти, как правило, уплачивается налог на прибыль. В ряде стран в соглашения о разделе продукции также включаются обязательства по уплате роялти.

Существуют и более простые схемы раздела продукции, например, прямой раздел всей добычи без предварительного выделения компенсационной продукции и без налогообложения доли, получаемой компанией. В этом случае раздел продукции может заменять все виды налогов на производителя. Такая система действует, например, в Ливии, где продукция делится между государством и компанией-подрядчиком в пропорции 81:19.

Необходимо отметить, что институционально стабильные экономики таких развитых стран, как США и Великобритания, вообще не имеют контрактов на условиях раздела продукции – все охватывается законодательством. Более бедные и менее стабильные экономики имеют больше условий, подлежащих переговорам.

Тенденции изменения доходов топливных отраслей

Ключевая проблема бюджетной стратегии, опирающейся на изъятие сырьевых сверхдоходов, состоит в том, что возможности для такого изъятия в ближайшем будущем будут уменьшаться.

С одной стороны, объем таких доходов в перспективе будет уменьшаться в силу ожидаемого снижения мировых цен на нефть и газ и укрепления реального обменного курса рубля, с другой – в ближайшие годы резко повысится потребность нефтяных и газовых компаний в инвестициях для обновления производственного аппарата.

Снижение мировых цен на нефть

В ближайшие годы можно ожидать более или менее значительного снижения мировых цен на российскую нефть.

При благоприятном варианте цены на нефть Urals снизятся умеренно – с нынешних 35 долл./барр. до 31-32 долл./барр. в 2006-2007 гг.3, при неблагоприятном – возможно их уменьшение до 26 долл./барр.

По имеющимся оценкам, снижение мировых цен (Urals) на 1 долл./барр. приводит к потере доходов российских нефтяных компаний на 2-2,5 млрд. долл.

Укрепление реального эффективного курса рубля

При сохранении благоприятной мировой конъюнктуры (и притока иностранных финансовых ресурсов на российский рынок) в 2004-2008 гг. можно ожидать сохранения тенденции укрепления реального эффективного курса рубля. В 2004-2007 гг. Он составит в среднем за год 106,3% при благоприятном варианте (высокие мировые цены на нефть) и 103,1% при неблагоприятном.

Соответственно будет сужаться основная компонента дополнительных доходов нефтяной и газовой отраслей, связанная с недооценкой рубля относительно его ППС.

В итоге нефтяная и (в меньшей степени) газовая отрасли в перспективе попадают в «вилку» цен: при высоких они теряют доходы из-за укрепления рубля, а при низких – из-за неблагоприятной мировой конъюнктуры.

На этом фоне ожидается повышение инвестиционной нагрузки на доходы предприятий нефтяной и газовой отраслей, связанное с необходимостью освоения новых месторождений со сложными природно-климатическими и геологическими условиями и поддержания соответствующей производственной и транспортной инфраструктур.

В нашем рейтинге событий произошли изменения.

Рейтинг событий, влияющих на Российский рынок

Событие	Рейтинг	Прогноз
МАКРОЭКОНОМИКА
Общая ситуация на мировых фондовых рынках	A
Макроэкономическая ситуация в США	C (C)
Макроэкономическая ситуация в России	C (C)
ПОЛИТИКА
Правительство намерено передать законопроект об амнистии капитала в Госдуму	D
СЫРЬЕВЫЕ РЫНКИ
Уровень мировых цен на нефть	B
Уровень мировых цен на металлы	C (C)
ОТРАСЛЕВЫЕ И КОРПОРАТИВНЫЕ НОВОСТИ
Состоялось собрание акционеров РАО “ЕЭС”	C
Ростелеком сегодня опубликует финансовые показатели по МСФО за 2004 год	D
Total может отказаться от покупки 25% НОВАТЭКа	D

ПРИМЕЧАНИЕ: В столбце 2 в скобках указан рейтинг события, присвоенный ему в прошлом прогнозе. В столбце 3 указано знак влияние события на рынок.
Наиболее сильное влияние на рынок оказывают события с рейтингом А, события имеющие рейтинг D по нашей шкале оказывают слабое влияние.

Инвестиционный фон - нейтральный