WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 8 | 9 || 11 | 12 |   ...   | 44 |

РАО Газпром экспортирует около 35%производимого газа. С учетом более высоких цен реализации на внешнем рынке доляреализации газа по свободным (нерегулиемым государством) ценам составляет60-70% всей выручки от продажи газа. Другими словами, для РАО Газпром доляреализации газа по регулируемым ценам составляет лишь 30-40%, и в соответствиис предложенным в законопроектах критерием Газпром от акциза должен перейти наНДД. По словам авторов законопроекта это изначально не входило в планыразработчиков. Предложенный ими критерий был ориентирован на реализацию газа навнутреннем рынке, т.е. не отражает реальную структуру продаж, и, таким образом,должен быть изменен. При этом для Газпрома, на наш взгляд, нет основанийрадикально менять систему налогообложения, т.е. следует сохранить существующуюсхему, основанную на акцизе.

Выделение одного Газпрома из числаплательщиков НДД не будет, однако, достаточным. Если исключить Газпром из числаплательщиков НДД, но оставить возможность перехода на этот налог длянезависимых производителей газа, то последние окажутся в более выгодныхусловиях по сравнению с Газпромом, по крайней мере при реализации новыхкапиталоемких проектов. Это будет означать, во-первых, создание неравныхусловий конкуренции, во-вторых, сам Газпром будет стремиться к выделениюдочерних и вновь создаваемых структур в формально независимые предприятия,которые имели бы более выгодные условия работы (прежде всего при освоении новыхместорождений).

Поэтому, на наш взгляд, целесообразноограничить применение НДД только добычей жидких углеводородов, т.е. нефтии газового конденсата. Для этого нужно ввести критерий, позволяющийотделить нефтяные проекты (к которым применяется НДД) от газовых, приреализации которых может также добываться некоторое количество нефти илигазового конденсата. Для новых месторождений выделение нефтяных проектоввозможно на основе имеющихся данных геологической оценки лицензионного участка.В качестве критерия здесь можно принять долю запасов нефти и газовогоконденсата в общих запасах углеводородов, сосредоточенных на данномлицензионном участке. Например, доля запасов нефти и газового конденсата вобщих запасах углеводородов лицензионного участка (в пересчете на нефтянойэквивалент) должна составлять не менее 70%.

В то же время при реализации нефтяныхпроектов может добываться и определенное количество природного газа, если егозапасы присутствуют на данном лицензионном участке. В этом случае доходы отреализации газа должны учитываться при расчете дополнительного дохода, и вседобытые углеводороды должны облагаться НДД. Но по газу также платится акциз,который должен учитываться в затратах при расчете дополнительногодохода.

При условии распространения НДД не толькона новые, но и на разрабатываемые месторождения, такое выделение может бытьпроизведено как на основе структуры производимых углеводородов (в пересчете нанефтяной эквивалент), так и на основе структуры выручки от их реализации.Например, если выручка от реализации газа в общей выручке превышает 50%, тодобыча углеводородов на данном лицензионном участке (совокупности лицензионныхучастков) не подпадает под НДД. В этом случае все производители газа, кроменефтяных компаний, оказываются за рамками применения данногоналога.

2. Часть 1 статьи 466 проекта НалоговогоКодекса, принятого в первом чтении, ограничивает применимость НДД новыми лицензионными участками. Впроекте не определено, что понимается под новыми лицензионными участками, нопредположительно этот термин относится к лицензиям, выданным после того, какзакон о НДД вступит в действие. В то же время по большинству месторожденийРоссии лицензии уже выданы. Многие месторождения, для которых лицензии еще невыданы, в настоящее время фактически экономически неэффективны. Поэтомуограничение НДД только новыми лицензиями может фактически свести к нулю данныйналог. В то же время распространение НДД на старые месторождения может иметьнеблагоприятные последствия для бюджета. Кроме того, если цель НДД заключаетсяв поощрении новых инвестиций, то необязательно распространять НДД на старыеместорождения, так как капиталовложения уже сделаны. Поэтому целесообразноограничить применение НДД новыми инвестициями в нефтедобычу, но более широко,чем только по лицензиям, выданным после того, как НДД вступит вдействие.

3. Часть 6 статьи 466 проекта НалоговогоКодекса, принятого в первом чтении, разрешает налогоплательщикам объединятьлицензионные участки при определении налоговых обязательств по уплате НДД. Этосоздает значительные возможности для ухода от налога. Дело в том, что привладении большим количеством лицензий и последовательной разработкелицензионных участков дополнительный доход и налоговые обязательства,возникающие на введенном в разработку лицензионном участке после возмещенияпроизведенных капитальных затрат, будут погашаться инвестициями в новыеместорождения, что может приводить к длительной отсрочке налоговых выплат.Возможности собрать НДД были бы повышены, если бы от каждого производителятребовалось определять налоговые обязательства по каждому лицензионному участкуотдельно.

4. В состав расчетных вычитаемых затрат впроекте Налогового Кодекса, принятом в первом чтении, включаются затраты,принимаемые к вычету в соответствии с параграфом 4 главы 30 проекта Кодекса, вкоторые входят проценты, выплачиваемые по кредитам и займам, полученным нацели, непосредственно связанные с производством и реализацией продукции (ст.468, часть 3, пункт 1; ст. 289, 291, 302). Расходы на выплату процентов недолжны, однако, вычитаться при расчете налоговой базы НДД, если только заемныесредства не включаются в доход, а выплаты по займам не включаются в качествезатрат. В противном случае расходы будут завышены.

5. Расчетные вычитаемые затраты,возмещение которых переносится на следующий налоговый период, не корректируютсяс учетом инфляции (см. ст. 468, часть 3, пункт 3 проекта Налогового Кодекса,принятого в первом чтении). В периоды высокой инфляции это будет приводить кбыстрому обесценению невозмещенных в отчетном налоговом периоде затрат изавышению налоговой базы.

6. Накопленный доход, на основе которогоопределяется значение Р-фактора и ставки налога, не должен уменьшаться навеличину НДД. В противном случае значение Р-фактора будет занижено. В то жевремя все остальные налоги и обязательные платежи, включая роялти и налог наприбыль, при расчете накопленного дохода должны вычитаться.

7. Предлагаемый механизм определения иприменения налоговых ставок (налоговые ставки, определяемые значениемР-фактора, применяются ко всей налоговой базе) создает возможность предельногоуровня налогообложения прироста дополнительного дохода, который может превышать100%. 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 единицаувеличения «а» привела к увеличению налогового обязательства на две единицы.Таким образом, небольшое увеличение «а» приводит к потенциально значительномуувеличению налогового обязательства, потому что новая более высокая ставкаприменяется ко всей налоговой базе. Это создает сильные стимулы к завышениюрасходов 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 обеспечитьдостаточно точный учет доходов и затрат, особенно по лицензионным участкам, запредыдущие налоговые периоды. Кроме того, проект закона о НДД позволяетконсолидацию лицензионных участков (применительно к старым месторождениямконсолидация неизбежна, так как по большинству из них не ведется отдельный учетдоходов и затрат), что создает возможности для занижения производителями своихналоговых обязательств.

3. РЕФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМЫНАЛОГООБЛОЖЕНИЯ

МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОГОСЕКТОРА ЭКОНОМИКИ

3.1. ПЛАТЕЖИ ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ(РОЯЛТИ)

Роялти должны сохранить свою функциюплатежа собственнику ресурсов (государству) за право пользования недрами. Ониявляются базовым видом платежа, обеспечивающим определенную стабильностьналоговых поступлений. Вместе с тем следует пересмотреть установленныепропорции распределения роялти между бюджетами разного уровня. Согласно закону«О недрах» при добыче углеводородов 40% данных платежей направляется вфедеральный бюджет и 60% - в территориальные, в том числе 30% - в бюджетсубъекта РФ и 30% - в местный бюджет. В то же время при добыче углеводородов натерритории автономного округа, входящего в состав области или края, роялтипоступают в бюджет данной области или края за счет половины суммы платежей,поступающих в федеральный бюджет, то есть федеральная доля в этом случаесоставляет 20%. Поскольку большая часть нефти (73,3% в 1999 г.) добываетсяименно в таких автономных округах, прежде всего в Ханты-Мансийском,средневзвешенная федеральная доля роялти составляет в настоящее время лишь25,3%.

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). Именно по такой паритетной схеме будет распределяться большая частьданных платежей. Средневзвешенная федеральная доля роялти при такомраспределении составит 52,7% (табл. 3.1.1).

Следует совершенствовать механизмустановления ставок роялти. Необходимы разработка и принятие соответствующейнормативной базы для применения 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 зависимостьот степени истощения месторождения. Например, при выработанности начальныхизвлекаемых запасов нефтиот 76% до 90% ставка роялти снижается наполовину, при выработанности свыше 90% роялти не взимаются(ставка равна нулю). В качестве показателя истощенности месторождения может такжеиспользоваться показатель обводненности продукции.

Таблица 3.1.1

Расчет средневзвешенной федеральной долироялти (по условиям 1999 г.)

Добыча нефти игазового конденсата в 1999г., млн. т

Удельный вес вобщей добыче нефти и газконденсата, %

Федеральная доляроялти при действущей системе рапределения, %

Федеральная доляроялти 60%

Федеральная доляроялти 75%

1. Автономныеокруга

в составеобласти,

края

223,5

73,3

20,0

50,0

70,0

в том числе:

Ханты-Мансийский

АО(Тюменскаяобл.)

170,0

55,7

20,0

50,0

70,0

Ямало-Ненецкий АО

(Тюменскаяобл.)

30,0

9,8

20,0

50,0

70,0

ЭвенкийскийАО

(Красноярский край)

21,6

7,1

20,0

50,0

70,0

Ненецкий АО

(Архангельская обл.)

1,9

0,6

20,0

50,0

70,0

2. Остальныерегионы

81,5

26,7

40,0

60,0

75,0

Средневзвешенная

федеральнаядоля

роялти

25,3

52,7

71,3

Возможно также изменение ставок роялти взависимости от уровня мировых цен на нефть, то есть введение скользящей ставкироялти: ставка увеличивается при превышении определенного уровня цены. В этомслучае роялти обеспечивали бы учет не только горно-геологических иэкономико-географическихусловий конкретных месторождений, но и изменения мировых цен нанефть.

В целях стимулирования инвестиций вразработку новых месторождений возможно освобождение производителей от уплатыроялти в первые один-два года с момента начала промышленной добычи нефти (“каникулы”роялти).

Действующая система налогообложенияпозволяет вертикально интегрированным нефтяным компаниям минимизировать своиналоговые обязательства по ресурсным платежам, в частности, по роялти, путем реализациидобытой нефти в рамках самой компании по внутрикорпоративным (трансфертным) ценам, значительнозаниженным по сравнению с ее реальной рыночной стоимостью. В связи этим основойреформирования системы налогообложения нефтяного сектора должен быть переход кприменению для целей исчисления налогов рыночных цен на нефть, который позволил бы преодолеть негативныеналоговые последствия трансфертного ценообразования.

Pages:     | 1 |   ...   | 8 | 9 || 11 | 12 |   ...   | 44 |



© 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.