WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 10 |

7. Предлагаемый механизм определения и применения налоговых ставок (налоговые ставки, определяемые значением Р-фактора, применяются ко всей налоговой базе) создает возможность предельного уровня налогообложения прироста дополнительного дохода, который может превышать 100%. Например, предположим, что в данный налоговый период налоговая база (дополнительный доход) равна 20 и компоненты Р-фактора следующие: a=150, b=100. Это означает, что ставка налога равна 40%, а налоговое обязательство равно 8. Предположим теперь, что «а» было бы равно 151. Тогда ставка налога была бы 50%, а налоговое обязательство было бы равно 10. Заметим, что одна единица увеличения «а» привела к увеличению налогового обязательства на две единицы. Таким образом, небольшое увеличение «а» приводит к потенциально значительному увеличению налогового обязательства, потому что новая более высокая ставка применяется ко всей налоговой базе. Это создает сильные стимулы к завышению расходов и занижению доходов около пороговых значений Р-фактора.

8. Распространение НДД не только на новые, но и на старые месторождения является проблематичным, так как сложно обеспечить достаточно точный учет доходов и затрат, особенно по лицензионным участкам, за предыдущие налоговые периоды. Кроме того, проект закона о НДД позволяет консолидацию лицензионных участков (применительно к старым месторождениям консолидация неизбежна, так как по большинству из них не ведется отдельный учет доходов и затрат), что создает возможности для занижения производителями своих налоговых обязательств.

2.3. Направления реформирования

На основе проведенного выше анализа можно сделать следующие основные выводы.

1. Целесообразно введение НДД для новых месторождений. При этом под новыми месторождениями следует понимать все месторождения, разработка и добыча нефти на которых будут начаты после принятия закона о НДД. Поскольку на большую часть неосвоенных месторождений лицезии уже выданы, не следует ограничивать применение НДД только месторождениями, лицензии на разработку которых будут выданы после введения закона в действие. Налоговые обязательства по уплате НДД по каждому лицензионному участку должны определяться отдельно.

Применение НДД будет стимулировать инвестиции за счет фактического освобождения инвесторов от налога вплоть до полного возмещения капитальных затрат. В то же время снижение общих налоговых поступлений от нефтяного сектора будет незначительным, так как удельный вес новых месторождений в общей добыче нефти в России достаточно мал. Так, в 1998 г. доля новых месторождений (месторождений, введенных в эксплуатацию в течение последних пяти лет) в общей добыче нефти составила лишь 5-6%, а месторождений, введенных непосредственно в 1998 г. – менее 1%.

2. Целесообразно ограничить область применения НДД добычей только жидких углеводородов, т.е. нефти и газового конденсата. Для этого необходимо ввести критерий, позволяющий отделить нефтяные инвестиционные проекты от газовых. Для новых месторождений выделение нефтяных проектов возможно на основе имеющихся данных геологической оценки лицензионного участка. В качестве критерия здесь можно принять долю запасов нефти и газового конденсата в общих запасах углеводородов, сосредоточенных на данном лицензионном участке (например, их доля должна составлять не менее 70%).

3. Целесообразно сокращение числа градаций шкалы НДД. Большое число градаций данной шкалы создает дополнительные стимулы к завышению расходов и занижению доходов, так как в результате не только уменьшается налоговая база, но и снижается ставка налога (из-за уменьшения значения Р-фактора). Кроме того, создаются стимулы к завышению расходов и занижению доходов около пороговых значений Р-фактора, так как небольшое увеличение Р-фактора приводит к значительному увеличению налогового обязательства. Единая налоговая ставка, в отличие от прогрессивной, не создает таких стимулов, однако она не позволяет учесть разнообразие геологических и экономических условий освоения российских нефтяных месторождений, то есть различия в экономической эффективности проектов (в случае высокоэффективных проектов это будет приводить к недополучению государством значительной части ресурсной ренты). Оптимальным решением, на наш взгляд, является введение шкалы НДД, состоящей из трех градаций (таблица 12).

Таблица 12

Ставки налога на дополнительный доход от
добычи углеводородов

Р-фактор (t – 1)

Ставка ( t ), %

Свыше 1,00 до 1,30

20

Свыше 1,30 до 2,00

40

Свыше 2,00

60

При величине Р-фактора до 1,00 ставка налога равна 0.

4. При определении дополнительного дохода расчетные вычитаемые затраты, невозмещенные в текущем налоговом периоде, должны индексироваться с учетом инфляции, а расходы на выплату процентов, выплачиваемые по кредитам и займам, полученным на цели, связанные с производством и реализацией продукции, не должны вычитаться при расчете налоговой базы НДД.

5. Накопленный доход, на основе которого определяется значение Р-фактора и ставки налога, не должен уменьшаться на величину НДД. В то же время все остальные налоги и обязательные платежи, включая роялти и налог на прибыль, при расчете накопленного дохода должны вычитаться.

Если для новых месторождений введение налога на сверхприбыль представляется оправданным, то вопрос о выборе механизма налогообложения старых (разрабатываемых) нефтяных месторождений требует дополнительного анализа. В принципе, по отношению к старым месторождениям возможно применение различных налоговых схем, в основе которых могут лежать:

  1. Акциз
  2. НДД
  3. Специальный налог на прибыль
  4. Специальный адвалорный налог
  5. Роялти.

Рассмотрим более подробно преимущества и недостатки каждого из указанных вариантов.

1. Акциз

Сохранение акциза на нефть в существующем виде является наименее предпочтительным вариантом. Данный налог имеет весьма серьезные недостатки:

  1. Носит явно выраженный регрессивный характер (при снижении прибыльности добычи доля изъятия ренты государством увеличивается, и наоборот).
  2. Не имеет под собой достаточного объективного механизма учета горно-геологических и экономических условий добычи, что допускает значительный субъективизм при установлении ставок (то есть потенциально создает вполне определенные предпосылки к коррупции).
  3. Не стимулирует инвестиции.
  4. Не реагирует на изменение горно-геологических условий в процессе эксплуатации месторождения (истощение).
  5. Не реагирует на изменение внешних экономических условий производства (мировых цен).
  6. Затрудняет прогнозирование эффективности инвестиционных проектов (изменение акциза фактически труднопредсказуемо).

Для преодоления некоторых из указанных недостатков в 1997 г. была предпринята попытка разработки специальной методики дифференциации ставки акциза на нефть, которая учитывала бы горно-геологические и экономико-географические условия разработки конкретных нефтяных месторождений. Методика была разработана в Топливно-энергетическом независимом институте при участии специалистов Министерства топлива и энергетики РФ, Министерства экономики РФ, а также нефтяных компаний. Рассмотрим более подробно предложенный методический подход.

Согласно разработанной «Методике дифференциации ставок акциза на нефть, включая стабилизированный газовый конденсат, по отдельным месторождениям в зависимости от их горно-геологических и экономико-географических условий», дифференциация средневзвешенной ставки акциза на нефть по отдельным месторождениям осуществляется на основе ряда объективных горно-геологических и экономико-географических факторов. В качестве факторов, характеризующих горно-геологические и экономико-географические условия месторождений, приняты:

— коэффициент извлечения нефти (КИН);

— накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов (Кист);

— обводненность добываемой продукции (В);

— районный коэффициент к заработной плате (Р);

— расчетная ставка транспортного тарифа (Т).

Ставка акциза Ак (в рублях за 1 тонну) для конкретного (к - того) месторождения рассчитывается, исходя из системы уравнений:

Ак = Аср + О1к + О2к + О3к + Е (1 + Дк ),

ΣДк

Аср = Σ (Ак * Дк)

ΣДк

где:

1) Аср - средневзвешенная ставка акциза, установленная Федеральным законом "Об акцизах" (рублей за 1 тонну);

2) Дк - количество добытой и реализованной с к-того месторождения нефти (тонн);

3) Е - поправка для выхода на средневзвешенную ставку акциза (рублей за 1 тонну);

4) О1к - отклонения, обусловленные горно-геологическими особенностями объектов разработки (рублей за 1 тонну):

а) для месторождений, разрабатываемых не более 5 лет с начала промышленной разработки, и аномальных месторождений (месторождения с начальными извлекаемыми запасами нефти не более 2 млн. тонн, месторождения с глубиной залегания основных объектов разработки более 3,5 км, месторождения с расстоянием до нефтепровода более 30 км и др.):

О1к = -27,09 - 0,1/КИНк, где КИНк - коэффициент извлечения нефти по к-тому месторождению (по государственному балансу).

б) для месторождений, разрабатываемых более 5 лет с начала промышленной разработки:

О1к = -3,526 + 51,09 КИНк - 4,72 Кист.к - 19 Вк, где Кист.к - накопленный отбор от начальных извлекаемых запасов по к-тому месторождению (по государственному балансу) и Вк - обводненность добываемой продукции по к-тому месторождению (по государственному балансу), в том числе: для истощенных месторождений удельный вес накопленного отбора от начальных извлекаемых запасов при Кист.к > 0,81 и удельный вес обводненности при Вк > 0,91 применяются с повышающим коэффициентом, равным 2; для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти удельный вес коэффициента извлечения нефти при КИНк < 0,21 применяется с понижающим коэффициентом, равным 0,8.

в) для месторождений, разрабатываемых с использованием тепловых методов, ставка акциза равна нулю.

5) О2к – отклонения, обусловленные региональными различиями в заработной плате (рублей за 1 тонну);

6) О3к – отклонения, обусловленные различиями в транспортном тарифе (рублей за 1 тонну).

Предложенная методика имеет ряд серьезных недостатков. Во-первых, она не учитывает всех факторов, влияющих на величину ресурсной ренты, например, продуктивности месторождения (чем больше продуктивность, тем меньше эксплуатационные затраты на тонну добытой нефти и тем больше дополнительная прибыль), которая зависит не только от обводненности, но и от пластового давления и других факторов. Во-вторых, расчет отклонений, позволяющих дифференцировать ставку акциза, осуществляется на основе статистически усредненных коэффициентов, отражающих усредненное влияние того или иного фактора. Фактическое же значение отклонения для конкретного месторождения всегда отличается от теоретического (рассчитанного по уравнению регрессии), что неизбежно будет приводить к выигрышу для одних нефтяных компаний и к потерям, возможно, весьма значительным, - для других.

Видимо, именно вследствие указанных недостатков предложенная методика оценивается специалистами как неадекватная. Более того построение достаточно адекватной методики, применимой ко всем месторождениям, ведущими специалистами считается в принципе невозможным. Условия каждого конкретного месторождения достаточно уникальны, число влияющих факторов достаточно велико. Это не позволяет построить сколько-нибудь приемлемую методику определения величины сверхприбыли, применимую ко всем месторождениям.

Очевидно, именно поэтому «Методика дифференциации ставок акциза на нефть», утвержденная специальным постановлением Правительства РФ № 165 от 2 февраля 1998 г., так и не была до сих пор применена на практике.

В проекте федерального закона «О плате за пользование недрами», подготовленном депутатами Государственной Думы Ю.Теном и С.Доном при участии специалистов ТЭНИ в 1999 г., предложен другой подход. Ставка акциза устанавливается отдельно по каждому месторождению в зависимости от степени истощенности запасов и некоторых других факторов. Законопроектом предлагается установить следующие ставки акциза:

Степень истощенности запасов в процентах на 1 января очередного календарного года

Ставка акциза в рублях за тонну

Более 90

0

Более 80, но менее или равно 90

или

Менее 5

20

Более 50, но менее или равно 80

или

Более 5, но менее или равно 20

55

Более 20, но менее или равно 50

80

Для месторождений, на которых среднее содержание воды в извлекаемой жидкости превышает 95% или вся извлекаемая нефть добывается с помощью термических методов, а также изолированных месторождений, ставка акциза равна 0. Для месторождений, на которых среднее содержание воды в извлекаемой жидкости превышает 90%, ставки акциза предлагается устанавливать в размере 20 руб. за тонну.

Такой подход имеет определенные преимущества по сравнению с рассмотренным выше. Проблема, однако, на наш взгляд, заключается в теоретической несостоятельности самого такого налога, как «дифференцированный акциз», то есть акциз, дифференцированный по отдельным производителям или месторождениям в зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий добычи нефти. Такой налог фактически является дублирующим по отношению к уже существующему рентному платежу – роялти и в этом смысле является избыточным.

Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |   ...   | 10 |



© 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.