WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 || 18 | 19 |   ...   | 24 |

В то же время в налоговой системе отсутствуют автоматические регуляторы, которые обеспечивали бы адекватный рост налоговых платежей газового сектора. В отличие от нефтяных налогов, в газовом секторе вопрос фактически решается в «ручном режиме», то есть путем периодического пересмотра ставки НДПИ. При этом с 2006 г. ставка НДПИ при добыче газа не меняется.

В сложившихся условиях логичным решением является введение индексации ставки НДПИ на добытый газ в зависимости от цен на газ. Такой подход аналогичен принятому при налогообложении добычи нефти, где ставка НДПИ индексируется в зависимости от котировок российской экспортной смеси «Юралс» на европейском рынке.

В 2007 г. МЭР и Минфин России подготовили предложения по установлению ставки НДПИ на природный газ, в соответствии с которыми ставку налога предлагалось устанавливать по специальной формуле в зависимости как от внутренних, так и от внешних цен на природный газ. Применение формулы МЭР ведет к резкому повышению ставки НДПИ на газ. Например, в условиях 2009 г. ставка НДПИ при добыче газа, рассчитанная по формуле Налогообложение минерально-сырьевого сектора… МЭР, составляет 797 руб./тыс. куб. м, что в 5,4 раза превышает существующий уровень. При этом по отношению к цене на газ величина ставки НДПИ повышается с 13% в 2006 г. до 38,5% в 2009 г. В связи с этим возникает опасность негативного влияния такого повышения ставки налога на обеспечение необходимого уровня инвестиций в газодобычу и на экономику новых проектов по добыче газа.

Недостатком предложенного МЭР подхода, на наш взгляд, является также использование экспортных цен на газ при расчете ставки НДПИ. Такой подход нецелесообразен по ряду причин.

В соответствии с Федеральным законом «О естественных монополиях» все производители нефти имеют право на равный доступ к экспортным мощностям магистрального трубопроводного транспорта пропорционально объему добычи нефти. В последние годы доля экспорта нефти превышает 50% объема ее добычи. В связи с этим использование котировок европейского рынка оправдано с той точки зрения, что более половины нефти поставляется ее производителями на экспорт. Кроме того, цены свободного российского рынка начиная с середины 2005 г. фактически соответствуют ценам европейского рынка (за вычетом таможенной пошлины и затрат на транспортировку на экспорт). С учетом экспорта нефтепродуктов доля экспорта нефти в сыром и переработанном виде составляет более 73% ее добычи. При этом цены мирового рынка являются основным фактором, определяющим внутрироссийские цены на нефтепродукты.

Следует также отметить, что отсутствие развитого внутреннего рынка нефти и подходящих для целей налогообложения источников котировок на нем не позволяет в настоящее время использовать цены внутреннего рынка при установлении ставки НДПИ на нефть. В таких условиях налогообложение добычи нефти на основе котировок европейского рынка выглядит вполне обоснованным.

В отличие от нефтяного сектора, в газовом секторе доля экспорта составляет менее 30% объема добычи (табл. 2.8.8).

Направления совершенствования… Таблица 2.8.Доля экспорта продукции в нефтяном и газовом секторах в 2006–2008 гг., % 2006 2007 Чистый экспорт нефти и нефте- 72,7 74,7 73,продуктов, % к добыче нефти Чистый экспорт нефти, % к до- 51,2 52,0 49,быче нефти Чистый экспорт газа, % к добыче 29,8 28,2 28,газа Источник: рассчитано по данным Росстата и ФТС России.

Следует также учитывать, что в отличие от нефтяного рынка при реализации российского газа европейским потребителям отсутствуют общепризнанные независимые ценовые индикаторы, аналогичные нефтяным котировкам Platt’s и Argus. Основными источниками информации о ценах на газ являются ОАО «Газпром» и ФТС России.

Еще одной важной особенностью, отличающей газовый сектор от нефтяного, является монопольное положение ОАО «Газпром» как экспортера газа. Независимые производители газа не имеют возможности его экспортировать. В таких условиях установление ставки НДПИ для газа в зависимости от его экспортной цены будет дискриминировать независимых газопроизводителей.

Вместе с тем отсутствуют какие-либо проблемы с определением цен на газ, по которым осуществляются его продажи на внутреннем рынке. В настоящее время эти цены устанавливаются ФСТ России.

В случае доведения внутренних цен на газ до уровня мировых (то есть до цены европейского рынка за вычетом вывозной таможенной пошлины и дополнительных затрат на транспортировку, связанных с поставкой газа на экспорт) мировые цены будут отражаться на уровне внутренних цен на газ и через них автоматически учитываться при определении ставки НДПИ.

Можно также отметить, что наличие вывозной таможенной пошлины на газ будет автоматически обеспечивать поддержание внутренних цен на газ на уровне ниже мировых, поскольку одиНалогообложение минерально-сырьевого сектора… наковая доходность поставок газа на внутренний рынок и на экспорт будет обеспечиваться при внутренней цене газа, равной мировой цене за вычетом экспортной пошлины и дополнительных затрат на транспортировку газа при его реализации на экспорт.

Таким образом, особенности реализации газа на внутреннем и внешнем рынках позволяют сделать вывод о том, что более обоснованной является индексация ставки НДПИ на добытый газ в зависимости от цен внутреннего рынка, а не в зависимости от экспортных цен на газ.

Для индексации ставки НДПИ на газ в зависимости от цены на газ на внутреннем рынке могут быть использованы различные подходы. Если исходить из предположения, что при цене газа до 500 руб./тыс. куб.м НДПИ взиматься не должен, то есть ставка налога должна быть равна 0, а при цене 4000 руб./тыс. куб. м ставка НДПИ должна составить 800 руб./тыс. куб. м, или 20% цены газа, то зависимость ставки НДПИ от внутренней цены на газ может быть описана следующей формулой:

СтНДПИ = (8 Цвн – 4000) / 35, где СтНДПИ – ставка НДПИ на природный газ, руб./тыс. куб. м;

Цвн – цена на газ на внутреннем рынке, руб./тыс. куб. м.

В отличие от формулы МЭР ставка НДПИ в предлагаемой формуле не зависит от цены на газ на внешнем рынке. Ставка налога при применении данной формулы повышается в меньшей степени, при этом рост ставки налога происходит постепенно.

Значение ставки НДПИ в 2009 г. при применении данной формулы составляет 359 руб./тыс. куб. м, что составляет 17,3% цены на газ. Таким образом, в 2009 г. ставка НДПИ повышается в 2,4 раза по сравнению с существующим уровнем. В дальнейшем с ростом внутренней цены на газ обеспечивается повышение ставки налога как в абсолютном, так и в относительном выражении (в % к цене). По отношению к цене на газ ставка налога повышается с 13% в 2006 г. до 20,1% в 2020 г.

Предлагаемая формула может быть скорректирована в зависимости от задаваемых параметров налогообложения. Например, Направления совершенствования… при установлении ставки НДПИ при внутренней цене газа 4000 руб./тыс. куб. м на уровне 1000 руб./тыс. куб. м, или 25% цены, формула расчета ставки налога принимает следующий вид:

СтНДПИ = (10 Цвн – 5000) / 35.

Применение такой формулы обеспечивает более высокий уровень налоговых изъятий по сравнению с предыдущим вариантом.

В условиях 2009 г. определяемая по ней ставка НДПИ составляет 448 руб./тыс. куб. м, то есть повышается в 3 раза по отношению к действующей ставке. По отношению к цене на газ ставка налога повышается с 13% в 2006 г. до 25,1% в 2020 г.

Индексация ставки НДПИ на газ может быть построена и по аналогии с индексацией ставки НДПИ на нефть. Можно исходить из того, что 20 долл./тыс. куб. м является минимальной ценой, с которой должно начинаться взимание НДПИ, поскольку при более низких ценах отсутствует источник для выплат налога. Соответственно ставка НДПИ должна быть равна 0 при цене газа ниже 20 долл./тыс. куб. м (аналогично необлагаемому ценовому минимуму в формуле индексации ставки НДПИ на нефть). В этом случае корректирующий коэффициент должен вычисляться по следующей формуле:

Кц = (Цвн – 20 Р) / 1555, где Кц – коэффициент, отражающий рост внутренних цен на газ;

Цвн – цена на газ на внутреннем рынке (без НДС), руб./тыс.

куб. м;

P – курс рубля по отношению к доллару США, руб./долл.

В условиях 2009 г. коэффициент Кц равен 1.

Ставка НДПИ при добыче газа при таком подходе рассчитывается по следующей формуле:

СтНДПИ = СтНДПИбаз Кц, Налогообложение минерально-сырьевого сектора… где СтНДПИбаз – базовая ставка НДПИ при добыче газа, руб./тыс. куб. м.

При применении данной формулы с ростом цены на газ ставка НДПИ повышается в меньшей степени, чем при использовании предыдущей формулы. В то же время ставка налога повышается в большей степени, чем при простой индексации ставки НДПИ в соответствии с индексом внутренних цен на газ.

Предложенные формулы позволяют обеспечить автоматическую индексацию ставки НДПИ при росте внутренней цены на газ.

Возможности дифференциации ставки НДПИ при добыче газа. НДПИ, введенный в налоговую систему с начала 2002 г., заменил собой регулярные платежи за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на отдельные виды минерального сырья. Из указанных трех платежей фактически дифференцированным был только один платеж – регулярные платежи за пользование недрами. Ставка данного платежа при добыче нефти и газа устанавливалась в диапазоне 6–16%. Законом РФ «О недрах» допускалось также использование скидки за истощение недр для снижения регулярных платежей за пользование недрами ниже 6% (на практике, однако, данное положение фактически не применялось). Законом «О недрах» предусматривалось также дифференцированное установление акцизного сбора (акциза на отдельные виды минерального сырья), который должен был устанавливаться по отношению к минеральному сырью, добываемому «из месторождений с относительно лучшими горно-геологическими и экономикогеографическими условиями». Но дифференциация акциза на газ по месторождениям не была реализована.

При предусмотренном законодательством диапазоне допустимых ставок регулярных платежей за пользование недрами от 6 до 16%, дифференциация ставок данных платежей осуществлялась в отсутствие методических документов, регламентирующих порядок определения конкретных ставок платежей по объектам лиНаправления совершенствования… цензирования. Лицензии на добычу газа на месторождениях, которые на тот момент уже находились в пользовании предприятий, были выданы в соответствии с п. 16 Положения «О порядке лицензирования пользования недрами», утвержденного постановлением Верховного Совета РФ 15 июля 1992 г. Для основных газовых месторождений ставка регулярных платежей за пользование недрами, как правило, устанавливалась на уровне максимальной ставки 16%. При этом ставка платежей за добытую нефть, как правило, устанавливалась на более низком уровне (средняя ставка составляла около 8,5%).

В 1990-е годы была осуществлена попытка установить порядок определения дифференцированных ставок платежей при добыче газа. В 1997 г. ООО «НИИгазэкономика» был разработан проект «Временного порядка определения конкретных размеров регулярных платежей за добычу природного газа и газового конденсата». Проектом предусматривалось установление понижающих коэффициентов к ставке регулярных платежей за пользование недрами (см. табл. 2.8.9). Суммарный понижающий коэффициент предлагалось вычислять как произведение коэффициентов, отражающих роль каждого фактора.

Предложенный порядок определения ставок платежей весьма сложен для администрирования, поскольку в настоящее время основные факторы дифференциации не контролируются в такой степени, которая необходима в налоговом администрировании. С другой стороны, в соответствии с проектом большинство факторов влияет на ставку платежей незначительно. В результате существенное усложнение налоговой системы приводит к сравнительно небольшой дифференциации. Исключение представляет фактор дебита газовых скважин, скидка по которому может достигать 67%, именно этот фактор обеспечивает «глубину» дифференциации. Однако использование дебита в качестве фактора дифференциации имеет как положительные, так и отрицательные стороны.

Налогообложение минерально-сырьевого сектора… Таблица 2.8.Влияние факторов дифференциации на размеры регулярных платежей при добыче газа Диапазон влияния на размеры Фактор дифференциации платежей за добытый газ 1. Величина начальных запасов газа категорий А, 1–0,В, С1, С2 (с учетом подтверждаемости С2) 2. Средний дебит газовых скважин по объекту 1–0,разработки 3. Средневзвешенная глубина продуктивных пла- 1–0,стов объекта разработки 1–0,(в интервале до 4000 м):

- для дебитов менее 50 тыс. м3/сут./скв - для дебитов более 300 тыс. м3/сут./скв.

4. Удаленность от магистральных газопроводов до 1–0,300 км 5. Климатические зоны расположения месторожде- 1–0,ний 6. Содержание сероводорода в газе 1–0,7 (0,5) 7. Содержание конденсата в газе 1–0,9 (0,85) 8. Сложность строения месторождения 0,- доля С2 в запасах объекта разработки менее 70% 1–0,- доля С2 в запасах объекта разработки менее 20% Источник: НИИгазэкономика.

К отрицательным сторонам использования дебита скважин как фактора дифференциации следует отнести дестимулирующее влияние на эффективность разработки. Предприятию будет невыгодно повышать дебит скважин, поскольку это приведет к увеличению налоговых обязательств. Кроме того, фактор дебита не действует независимо от других факторов. Снижение дебита скважин в Западной Сибири означает снижение давления. Эксплуатация таких месторождений требует значительных дополнительных затрат на компремирование (сжатие) газа для подачи в газопроводы высокого давления. Продолжение же эксплуатации скважин аналогичного дебита в районах потребления газа не ведет к дополнительным затратам. Проблему представляет также точное определение значения дебита, поскольку это требует налогового контроля как за добычей на каждом месторождении (лицензионном участке), так и за количеством отработанных Направления совершенствования… скважино-дней. Определенные проблемы возникают и с использованием других факторов.

Следует также иметь в виду, что представленный проект был разработан с учетом действовавшего в 1990-х годах законодательства, предусматривавшего диапазон дифференциации 6–16%.

Таким образом, проект разрабатывался исходя из необходимости обеспечить установление ставок роялти в диапазоне 6–16%, чтобы размеры платежей за добычу полезных ископаемых определялись «с учетом вида полезного ископаемого, количества и качества его запасов, природно-географических, горно-технических и экономических условий освоения и разработки месторождения, степени риска» (ст. 41 Закона РФ «О недрах»).

Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 || 18 | 19 |   ...   | 24 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.