| |
return_links(1); ?> |
return_links(1); ?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Налоговый аспект освоения российского шельфа.
|
|
| |
|
|
| |
Ольга КРЫЛОВА,
ведущий инспектор Счетной палаты РФ
|
|
| |
Континентальный шельф России отличается труднодоступностью, большими запасами
углеводородного сырья и высокими затратами на его освоение.Однако эти проблемы
можно преодолеть, так как Россия — страна с развитой нефтяной промышленностью,
традициями, опытом и возможностями проведения геологоразведочных работ (ГРР) и
создания необходимой инфраструктуры нефтяного сектора, в том числе в сложных
климатических условиях.
Основным сдерживающим фактором проведения ГРР и освоения запасов нефти и газа на
континентальном шельфе является действующее налоговое законодательство. Решая
вопрос о том, вкладывать ли значительные средства в геологоразведку и разработку
любого месторождения, в том числе и на континентальном шельфе, инвестор в первую
очередь ориентируется на отдачу с вложенного капитала, которая зависит от
экономических и геологических факторов. Если он получит право на поиск нефти на
определенном участке континентального шельфа, его риски могут оказаться очень
высоки, а затраты — велики.
Вероятность обнаружить коммерческие запасы при бурении одной разведочной
скважины составляет не более 20%, а ее стоимость может быть более 20 млн
долларов. Масштаб инвестиций в проекты освоения шельфовых нефтяных месторождений
в несколько раз больше, чем на суше. Минимальный объем средств для обустройства
отдельного нефтяного месторождения начинается с 1 млрд долларов, не считая
транспортной инфраструктуры, и может достигать 30—40 миллиардов. Кроме того,
помимо собственных средств недропользователю зачастую необходимо привлечение
заемных капиталов. При этом он должен быть уверен в том, что запасов этого
месторождения хватит для покрытия затрат, а налоговый режим позволит получить
необходимую прибыль.
Изученность российского континентального шельфа крайне низкая. Получив лицензию
на поиски и разведку, недропользователь должен выполнить на лицензионном участке
запланированные ГРР, и только после этого станет возможно сделать оценку
рентабельности запасов и принять инвестиционное решение об эффективности
разработки шельфового нефтяного месторождения.
Для принятия решения о финансировании проекта разработки месторождения на шельфе
необходимо обоснование окупаемости и экономической эффективности инвестиций, для
чего используется показатель внутренней нормы рентабельности, учитывающий
соотношение затрат и доходов во времени. Накопленный мировой опыт показывает,
что этот показатель для месторождений континентального шельфа должен быть не
менее 14 процентов.
Возможные варианты
Для оценки эффективности инвестирования средств недропользователей в проекты по
освоению нефтегазовых ресурсов российского континентального шельфа был
произведен расчет различных параметров трех проектов освоения шельфа по двум
вариантам: при цене 365 и 511 долл. за тонну добываемой нефти, или 50 и 70 долл.
за баррель. Значение цены нефти 50 долл./барр. сегодня в различных источниках
принимается как наиболее вероятная к 2020 г., а 70 долл./барр. — как более
оптимистичная к этому сроку.
Первый проект имеет достаточно низкие затраты на добычу тонны нефти (около 80
долл.) и относительно небольшие запасы нефти (около 30 млн т) и характерен для
южных морей, его условное название — «Черное море». Второй проект предназначен
для дальневосточных морей, уровень затрат здесь — 110 долл. за тонну нефти, а
рентабельные запасы составляют 200 млн т, его условное название — «Охотское
море». Третий проект наиболее капиталозатратный — 140 долл. за тонну добываемой
нефти, и самый крупный — 300 млн т нефти, его условное название — «Арктика».
Проведенный расчет показывает, что только один из трех проектов разработки
нефтяных шельфовых месторождений при действующей налоговой системе имеет
удовлетворительный показатель внутренней нормы рентабельности для реализации в
условиях высокого риска работ на шельфе, который составляет 18% (это проект
«Черное море» при цене 500 долл./тонну).
Два остальных проекта в действующей налоговой системе осваивать неэффективно,
так как внутренняя норма рентабельности по ним колеблется от 5 до 13%, а
дисконтированный доход инвестора (ставка 10%) либо крайне низок, либо вообще
отрицателен.
Таким образом, в современных налоговых условиях невозможно экономически
эффективно осваивать большинство запасов углеводородного сырья континентального
шельфа Российской Федерации.
Налог на добычу
В настоящее время наиболее вероятным, хотя, как показывает проведенный расчет, и
не самым эффективным, в совершенствовании налогового законодательства при добыче
нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе является различное изменение
порядка уплаты налога на добычу полезных ископаемых.
Одним из шагов в данном направлении может быть установление «налоговых каникул»
на этапе осуществления основных капитальных вложений. Налоговые «каникулы» по
уплате роялти являются повсеместно применяемым механизмом и используются во
многих странах. Как правило, они предоставляются на некоторый объем добычи
нефти, до достижения которого добыча освобождается от налогообложения роялти. В
некоторых странах «каникулы» роялти предоставляются на определенный период
времени.
Поскольку в зарубежных странах наиболее перспективные районы добычи расположены
на континентальном шельфе, то «каникулы» роялти также в большинстве случаев
предоставляются для шельфовых месторождений.
В России в настоящее время создан механизм налоговых «каникул», который
распространяется на месторождения Восточно-Сибирской нефтегазовой провинции. При
этом установлены два критерия предоставления льготы по НДПИ: объем накопленной
добычи нефти — 25 млн тонн — и определенный временной период — 10 или 15 лет, в
зависимости от вида лицензии.
Однако более предпочтительным при применении схемы налоговых «каникул» было бы
установление одного критерия при предоставлении данной льготы — объема
накопленной добычи, так как это не создает необходимости в форсировании добычи
нефти в первые годы разработки, что в итоге приведет к снижению уровня конечного
нефтеизвлечения.
Для месторождений на континентальном шельфе Российской Федерации «каникулы» по
НДПИ должны предоставляться на достаточно большие объемы нефти, например, до 35
млн тонн. Расчет по трем типовым месторождениям показывает, что увеличение
необлагаемого объема нефти с 25 до 35 млн т позволяет увеличить внутреннюю норму
рентабельности на 1 процент. Показатель внутренней нормы рентабельности
варьирует от 10 (проект «Арктика» при цене 365 долл.) до 24% (проект «Черное
море» при цене 500 долл.).
Таким образом, при предоставлении налоговых «каникул» по НДПИ на добычу первых
35 млн т инвесторы могут принять положительное решение практически по всем трем
проектам. Вместе с тем, доход государства будет на 15% ниже, чем при действующей
налоговой системе.
С учетом многообразия условий добычи на российском континентальном шельфе
возможна также дифференциация НДПИ по критериям глубины шельфа и
геолого-географического положения объекта (южные и северные моря, Дальний Восток
и Арктика), ввиду значительной разницы затрат на освоение данных шельфовых
месторождений.
Другим видом льгот может являться применение понижающих коэффициентов к
действующей ставке налога на добычу полезных ископаемых. Применение понижающих
коэффициентов имеет ряд существенных преимуществ по сравнению со схемой
налоговых «каникул», в большей степени ориентировано на соблюдение интересов
государства. В отличие от налоговых каникул, такой подход не создает стимулов к
форсированию добычи нефти в первые годы разработки месторождений с целью
освобождения от налогообложения максимального количества добытой нефти, то есть
не оказывает искажающего влияния на поведение недропользователей, профиль добычи
и уровень нефтеизвлечения. Уплата НДПИ при таком подходе осуществляется с самого
начала добычи, а не носит отложенный характер. При этом стимулируется более
углубленная разработка месторождений, поскольку величина НДПИ на поздних стадиях
добычи здесь оказывается меньше, чем при применении налоговых каникул. Для
разработки месторождений на континентальном шельфе понижающий коэффициент НДПИ
может составлять, например, от 0,5 до 0,7 — в зависимости от
геолого-географических и других факторов.
Расчет по трем проектам разработки шельфовых нефтяных месторождений показал, что
применение понижающего коэффициента к НДПИ 0,7 позволяет увеличить внутреннюю
норму рентабельности этих проектов на 1—2%, а понижающего коэффициента 0,5 — на
2—3 процента. Средняя внутренняя норма рентабельности при применении понижающих
коэффициентов к НДПИ составляет 15%, что приемлемо для инвестора,
осуществляющего вложения в разработку морского нефтяного месторождения. Доход
государства в этом случае составляет 80—90% от суммы, которую оно получило бы в
действующих налоговых условиях.
Совершенствование налогового законодательства в отношении добычи нефтегазовых
ресурсов на континентальном шельфе РФ можно вести в принципиально ином
направлении: не реформируя различными способами НДПИ, а введя принципиально
новый закон — налог на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД),
механизм которого включается в тот момент, когда началась отдача
капиталовложений и когда доходы сравнялись с расходами, которые были понесены
налогоплательщиком при разработке месторождений.
При этом все горно-геологические и географические характеристики месторождения в
конечном счете отражаются в получаемом при его разработке доходе, поэтому
налогообложение чистого дохода обеспечивает реальную дифференциацию налоговой
нагрузки в зависимости от конкретных условий добычи. При этом учитывается не
только валовый доход, но и затраты на производство нефти на конкретном
месторождении. В результате не возникает экономических препятствий для освоения
морских нефтяных месторождений, характеризующихся повышенными капитальными,
эксплутационными и транспортными затратами.
Его налоговая база определяется как стоимость добытых и реализованных
углеводородов, уменьшенная на величину производственных затрат, за вычетом
амортизации, осуществленных капитальных вложений и невозмещенных расходов
предыдущего налогового периода. Ставка налога определяется значением Р-фактора,
рассчитываемого как отношение накопленного дохода от добычи и реализации
углеводородов к накопленным капитальным и эксплутационным затратам на их
извлечение, величина которой колеблется от 15% при значении Р-фактора больше 1
до 60% при значении Р-фактора больше 2.
Эффективность применения этого налога подтверждается расчетами. Так, средняя
внутренняя норма рентабельности по трем проектам составляет 17% и позволяет
освоить самый затратный проект «Арктика» при цене нефти в 365 долларов США с
внутренней нормой рентабельности в 14%.
При введении главы об НДД в Налоговый кодекс Российской Федерации станет
возможным осваивать практически любые месторождения труднодоступного и
высокозатратного российского континентального шельфа, при этом доходы
государства составят около 90% от сумм, которые были бы получены при действующем
налоговом законодательстве.
Внедрение НДД в российскую налоговую систему связано с рядом трудностей, главной
из которых является проблема определения рыночных цен на нефть, применяемых для
целей исчисления налогов. Без решения этой проблемы НДД лишается экономической
базы и его практическое применение невозможно, так же как и переход к рентному
налогообложению в России и отказ от специфической ставки НДПИ на нефть.
Существует несколько путей решения проблемы налоговой цены нефти, одним из
которых является использование директивных базовых цен, назначаемых
государством. Базовые цены могут устанавливаться в нескольких базовых пунктах
магистральных нефтепроводов ОАО «Транснефть», через которые проходит основная
часть нефти. Они вычисляются как средневзвешенные от экспортных цен при экспорте
нефти и внутренних цен. Цена для каждого нефтедобывающего предприятия
вычисляется как цена в ближайшем по направлению перекачки нефти базовом пункте
за вычетом тарифа на перекачку.
Основной проблемой для расчета базовых цен является определение внутренней цены
нефти. Цены свободных продаж не всегда в полной мере отражают ценность нефти на
внутреннем рынке, так как широко применяются трансфертные цены.
Наиболее целесообразно внутреннюю цену нефти определять на основе розничных цен
нефтепродуктов. Розничные цены на бензин и дизельное топливо включаются в
оперативную отчетность, формируемую Федеральной службой государственной
статистики, и их значения хорошо контролируемы, что минимизирует и количество
дополнительных административных действий. В Российской Федерации соотношение
между ценой на нефть свободного рынка и розничной ценой на бензин и дизельное
топливо достаточно устойчиво, в среднем оно равно 0,22. Таким образом, в целях
налогообложения расчетную цену нефти на внутреннем рынке можно принимать равной
0,22 от средневзвешенной розничной цены на основные светлые нефтепродукты —
автомобильный бензин и дизельное топливо.
Помимо реформирования НДПИ или введения НДД, можно использовать также ряд
дополнительных налоговых механизмов для повышения эффективности освоения
нефтегазовых ресурсов континентального шельфа.
Одной из таких мер может стать инвестиционный налоговый кредит как еще один
способ для привлечения инвесторов в проекты разработки добычи нефтегазовых
ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации.
При технологическом обновлении процессов нефтедобычи, в том числе при повышении
уровня защиты окружающей среды от загрязнения, целесообразно использовать
предоставление инновационного налогового кредита на финансирование такого рода
деятельности путем изменения срока уплаты налога.
Сократить срок возврата инвестиций и снизить налоговую нагрузку по налогу на
прибыль в первые годы проекта может сокращение сроков амортизации оборудования и
сооружений морского промысла в 2—3 раза, в зависимости от группы основных
средств, или в целом до 10 лет.
Для эффективного и рационального освоения нефтегазовых ресурсов континентального
шельфа Российской Федерации, инвестиционной привлекательности этих проектов
необходимо внести серьезные изменения в действующую налоговую систему, так как
на сегодняшний день в ней эффективность освоения нефтегазовых ресурсов
российского континентального шельфа достаточно низкая, при этом система
налогообложения добычи нефтегазовых ресурсов не делает никаких различий между
добычей на суше и на континентальном шельфе, что идет вразрез с мировым
накопленным опытом. Все это негативно сказывается на инвестиционной
привлекательности морских проектов освоения нефтегазовых ресурсов, а по
результатам обследования 48 развивающихся стран, проведенного Всемирным банком в
2005 году, налоги занимают третье место в ряду факторов, влияющих на
инвестиционную привлекательность.
Система налогообложения добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе
Российской Федерации должна создавать для добывающих компаний приемлемые условия
хозяйствования на долгосрочную перспективу и обеспечивать инвестиционную
привлекательность шельфовых проектов, увеличивая через мультипликативный эффект
общий объем налоговых поступлений в бюджеты различных уровней. |
|
| |
|
|
| |
|
|
|
|
