WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 19 | 20 || 22 | 23 |

1. Применениерыночных цен для целей исчисления налогов. Действующаясистема налогообложения позволяет вертикально интегрированным нефтянымкомпаниям минимизировать свои налоговые обязательства путем реализации добытойнефти в рамках самой компании по внутрикорпоративным (трансфертным) ценам,значительно заниженным по сравнению с ее реальной рыночной стоимостью. В связиэтим основой реформирования системы налогообложения нефтяного сектора долженбыть переход к применению для целей исчисления налогов рыночных цен на нефть,который позволил бы преодолеть негативные налоговые последствия трансфертногоценообразования. Рыночные цены на нефть должны определяться на основе еемировой цены, скорректированной с учетом разницы в качестве нефти и величинытранспортных затрат. В переходный период, пока сохраняется существенная разницав уровне внутренних и мировых цен на нефть, рыночные цены могут определятьсякак средневзвешенные на основе расчетных рыночных цен по поставкам нефти навнутренний и внешний рынок. При этом расчетные рыночные цены по поставкам нефтина внутренний рынок должны определяться на основе розничных цен реализациинефтепродуктов, а по поставкам нефти на экспорт – на основе мировых цен.Рыночные цены должны определяться по основным нефтегазовым провинциям(регионам) страны на основе обобщенных данных о затратах и прибыли притранспортировке и переработке нефти и реализации нефтепродуктов.

2. Платежи запользование недрами (роялти). Роялти должны сохранитьсвою функцию платежа собственнику ресурсов (государству) за право пользованиянедрами. Они являются базовым видом платежа, обеспечивающим определеннуюстабильность налоговых поступлений. Вместе с тем следует пересмотретьустановленные пропорции распределения роялти между бюджетами разного уровня.Согласно закону «О недрах» при добыче углеводородов 40% данных платежейнаправляется в федеральный бюджет и 60% - в территориальные, в том числе 30% -в бюджет субъекта РФ и 30% - в местный бюджет. В то же время при добычеуглеводородов на территории автономного округа, входящего в состав области иликрая, роялти поступают в бюджет данной области или края за счет половины суммыплатежей, поступающих в федеральный бюджет, то есть федеральная доля в этомслучае составляет 20%. Поскольку большая часть нефти (73,3% в 1999 г.)добывается именно в таких автономных округах, прежде всего в Ханты-Мансийском,средневзвешенная федеральная доля роялти составляет в настоящее время лишьоколо 25%.

В связи с этим целесообразно значительноувеличить федеральную долю в платежах за пользование недрами, а именно 60%данных платежей направлять в федеральный бюджет, а 40% - в территориальные. Придобыче нефти на территории автономного округа, входящего в состав области иликрая, роялти могут поступать в бюджет данной области или края за счетуменьшения федеральной доли до 50%. В этом случае 50% суммы платежей запользование недрами будет поступать в федеральный бюджет и 50% - втерриториальные (40% - в бюджеты автономного округа и 10% - в бюджет областиили края). Аналогично должны распределяться роялти при добыче других видовполезных ископаемых (кроме общераспространенных).

Следует совершенствовать механизм установления ставок роялти.Необходимы разработка и принятие соответствующей нормативной базы дляприменения льгот по уплате роялти в отношении истощенных и трудноизвлекаемыхзапасов. Возможность снижения ставки роялти по мере истощения запасов, илипредоставления скидки за истощение недр, предусмотрена действующимзаконодательством, однако до сих пор не реализована. Ставка роялти может бытьпоставлена в зависимость от степени истощения месторождения. Например, привыработанности начальных извлекаемых запасов нефти от 80% до 90% роялтиуплачиваются с коэффициентом 0,75, при выработанности свыше 90% - скоэффициентом 0,5. В качестве показателей истощенности месторождения могуттакже использоваться показатели обводненности продукции и среднего дебитанефтяных скважин.

3. Отчисления навоспроизводство минерально-сырьевой базы. Переход кприменению рыночных цен на нефть для целей исчисления налогов позволяетотменить отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, поскольку этоне ведет к снижению налоговых поступлений в бюджет. Основная часть работ повоспроизводству минерально-сырьевой базы должна осуществляться за счет средствсамих предприятий. Это предполагает внедрение общепринятых в мировой практикемеханизмов компенсации затрат на геолого-разведочные работы. Затраты на нихдолжны быть признаны затратами производственного характера и относиться насебестоимость производимой продукции. Федеральная же доля указанных отчисленийможет быть компенсирована за счет федеральной части поступлений от уплатыроялти. Данные средства должны направляться на реализацию государственныхпрограмм геологического изучения недр. Использование части роялти на эти целиотвечает природе данного платежа как платежа, базой которого является доход накапитал в форме природных ресурсов, часть которого может направляться навоспроизводство данных ресурсов.

В пользу отмены отчислений на воспроизводство минерально-сырьевойбазы существует ряд аргументов. В настоящее время в России создан значительныйзадел по разведанным запасам нефти, в принципе превосходящий нужды текущего исреднесрочного развития отрасли. По зарубежным данным, обеспеченностьдоказанными запасами нефти в России составляет 22 года. В то же время впромышленно развитых нефтедобывающих странах обеспеченность запасамизначительно ниже: в США она составляет 10 лет, Канаде и Норвегии – 9,3 года, Великобритании– 5 лет. При этомтакой уровень обеспеченности запасами, например, в США, фактически сохраняетсяна протяжении последних нескольких десятилетий, то есть является нормальным длярыночной экономики.

В этих условиях существование специальных отчислений навоспроизводство минерально-сырьевой базы создает для российских нефтяныхкомпаний излишнюю налоговую нагрузку и фактически вынуждает их поддерживатьискусственно высокий уровень геолого-разведочных работ (или под их видомосуществлять другие затраты). Кроме того, основная часть отчислений навоспроизводство минерально-сырьевой базы направляется на финансированиегеолого-разведочных работ в хорошо разведанных регионах добычи, чтообусловливает крайне низкую эффективность таких работ. Значительная частьотчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, централизуемых вбюджетах разного уровня, используется не по целевому назначению. Наконец,нельзя не отметить, что применение такого налога не соответствует мировойпрактике.

Отмена отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базыпозволит упростить налоговую систему и привести ее в соответствие с мировойпрактикой.

4. Акциз. Акциз на нефть, ставка которого вдолларовом выражении значительно снизилась в результате девальвации рубля, напервом этапе реформы может быть сохранен как легко администрируемый инструментобеспечения государственных доходов, в определенной степени компенсирующийнегативные налоговые последствия применения трансфертных цен. Ставка акцизадолжна быть единой для всех нефтепроизводителей. Дифференцированный акцизфактически является дублирующим налогом по отношению к роялти и не имеет подсобой достаточно объективного механизма учета горно-геологических иэкономико-географических условий добычи нефти, что делает его применениенеоправданным. В перспективе акциз на нефть может быть отменен.

5. Таможенная пошлина. Применениеэкспортной пошлины на нефть целесообразно в течение периода, пока сохраняетсясущественная разница в уровне внутренних и мировых цен на нефть. В перспективеэкспортная пошлина должна быть отменена. Раздельный режим налогообложения дляэкспортируемой и поставляемой на внутренний рынок нефти не соответствуетмировой практике и не отвечает задачам повышения экономической эффективности,поскольку поддерживает более низкий, по сравнению с мировым, уровень внутреннихцен на нефть. Субсидирование же промышленности и других секторов национальнойэкономики с помощью низких цен на энергоресурсы неизбежно ведет к ихрасточительному использованию и консервации неэффективной структурыэкономики.

6. Налог надополнительный доход. Для изъятия сверхприбыли исоздания благоприятного инвестиционного климата целесообразно ввести налог надополнительный доход от добычи углеводородов (НДД), который должен уплачиватьсянедропользователями при разработке новых месторождений вместо акциза на нефть.НДД имеет ряд существенных преимуществ. Автоматизм расчета данного налогасущественно повышает объективность налогообложения. НДД учитываетгеолого-экономические условия добычи углеводородов, так как напрямую связан споказателями прибыльности месторождения. В случае высокоэффективных проектовего применение обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты в пользугосударства. Одновременно улучшаются условия реализации низкоэффективныхпроектов. НДД учитывает изменение горно-геологических условий добычи в процессеэксплуатации месторождения и реагирует на изменение внешних экономическихусловий производства (мировых цен). НДД стимулирует инвестиции в освоение новыхместорождений и позволяет достаточно точно прогнозировать эффективностьинвестиционных проектов, поскольку является расчетной величиной (изменение жеакциза фактически трудно предсказуемо). Для исчисления налога целесообразноприменение модифицированной схемы расчета НДД, предложенной в даннойработе.

7. Устранение или ограничение возможностей занижения налоговыхобязательств. Основным методом заниженияналоговых обязательств по ресурсным платежам является применение трансфертныхцен. Кроме того, получила распространение практика реализации нефти на экспортспециально созданным за рубежом подконтрольным структурам по заниженным ценам.В связи с этим необходимы разработка и применение специальной методикиопределения рыночных цен на нефть для целей исчисления налогов. Такие цены, нанаш взгляд, должны определяться на основе мировых цен. В качестве временногорешения для поставок нефти на внутренний рынок может быть разработана и введенаметодика определения рыночной цены нефти на основе розничных цен реализациинефтепродуктов.

Другим методом уменьшения налоговых выплат является использованиенефтяными компаниями зон льготного налогообложения (ЗАТО и др.). В частности,получила распространение практика реализации продукции нефтедобывающими илинефтеперерабатывающими организациями по заниженным ценам подконтрольнымструктурам, расположенным в зонах льготного налогообложения, осуществляющим еепоследующую перепродажу. В связи с этим необходимо совершенствованиефедерального законодательства в части регламентации налоговых льгот,предоставляемых ЗАТО и другими территориальными единицами с льготным режимомналогообложения.

8. Введение повышенной единой ставки роялти (налога надобычу). Возможным вариантом реформированияналогообложения минерально-сырьевого сектора является установление повышеннойединой ставки роялти, обеспечивающей налоговые поступления государству науровне, соответствующем суммарной величине уплачиваемых в настоящее времяресурсных платежей. В этом случае в нефтяном секторе роялти заменяет тридействующих в настоящее время платежа: плату за пользование недрами, отчисленияна воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть. Порядокисчисления и уплаты данного налога может основываться на действующем порядкеисчисления платы за пользование недрами при добыче полезных ископаемых.Налоговая ставка должна устанавливаться в процентах от стоимости добытой нефти.В то же время на период отладки механизма применения рыночных цен может бытьустановлена специфическая налоговая ставка (в рублях за тонну). В этом случаеставку налога целесообразно корректировать с учетом уровня мировых цен на нефтьи изменения валютного курса рубля. Для истощенных месторождений к базовойставке налога целесообразно применение дополнительного понижающегокоэффициента.

Реализация такого подхода позволит упростить налоговую систему ипривести ее в соответствие с мировой практикой. Установление же специфическойналоговой ставки на период отладки механизма применения рыночных цен позволитпреодолеть негативные налоговые последствия трансфертногоценообразования.

При таком варианте реформирования налог на дополнительный доход отдобычи углеводородов может быть введен для новых месторождений взамен частироялти (например, при применении НДД роялти уплачиваются с коэффициентом 0,2).Такая система является более прогрессивной, поскольку в значительно большейстепени основана на налогообложении доходов.

9. РежимСРП. В настоящее время некоторые российские экономистыи некоторые представители органов государственной власти активно выступают зафорсированное расширение применения в нефтяной промышленности режима СРП,позволяющего обеспечить инвестору стабильные экономические и правовые условиядеятельности в течение всего периода реализации инвестиционного проекта.Нельзя, однако, не учитывать серьезные недостатки системы СРП, связанные преждевсего с индивидуализацией условий соглашений по конкретным проектам. Припроведении переговоров и заключении СРП допускается относительно большаясвобода действий государственных чиновников. В условиях их неопытности икоррупции это может приводить к получению инвестором необоснованно выгодныхусловий реализации проекта и, как следствие, потере государством определеннойчасти доходов от разработки находящихся в его собственности природныхресурсов.

Анализ текущей ситуации свидетельствует, по существу, о ситуациикризиса, сложившейся с реализацией СРП в России. Привлечение инвестиций позаключенным СРП идет очень медленными темпами по сравнению спрогнозировавшимися сроками и объемами. Доходы федерального бюджета отреализуемых СРП крайне низки. Существующий механизм СРП стимулирует инвесторовк завышению издержек при выполнении работ и фактически не предусматриваетответственности инвестора за объемы ресурсов, привлекаемых в проект. Переговорыже по заключению новых соглашений идут крайне медленно.

Для обеспечения интересов государства при применении режима СРПнеобходимо установление определенных ограничений.

9.1. Возмещение затрат. В настоящее время перечень затрат, которые могут бытькомпенсированы инвестору за счет компенсационной продукции определенпостановлением Правительства РФ от 03.07.1999г № 740. Однако этот переченьявляется открытым, то есть управляющий комитет проекта может принимать решенияоб отнесении на затраты практически любых издержек, понесенных инвестором. Всвязи с этим целесообразно формирование исчерпывающего перечня затрат на уровненормативно-правового регулирования. В крайнем случае, формирование такогоперечня необходимо осуществлять на стадии заключения соглашения.

Pages:     | 1 |   ...   | 19 | 20 || 22 | 23 |



© 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.