Методы оптимизации налогообложения нефтедобывающих компаний России

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Экономические науки


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ КОМПАНИЙ РОССИИ
© Катышева Е. Г. *
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург
В статье охарактеризованы изменения механизмов фискальной политики государства в отношении нефтедобывающих предприятий- определены последствия налогового маневра для нефтяной отрасли и экономики в целом. Установлено, что в сложившихся макроэкономических условиях целесообразным является эволюционный переход от налоговой системы, основанной на количественных показателях, к системе, базирующейся на финансовом результате. Рассмотрены альтернативные варианты перехода от НДПИ к налогу на дополнительный доход или налогу на финансовый результат.
Ключевые слова нефтедобывающие компании, налогообложение, НДПИ, налог на дополнительный доход, налог на финансовый результат.
Основными элементами действующей в настоящее время в России фискальной политики в отношении нефтедобычи являются налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и таможенная пошлина на экспорт нефти. Величина этих платежей привязана к среднему за соответствующий месяц уровню биржевых цен на нефть марки Urals. Взимание НДПИ и экспортных пошлин нацелено на изъятие в бюджет сверхдоходов добывающих компаний, возникающих при росте мировых цен на нефть.
В течение 2014 г. параметры налогообложения предприятий нефтегазового комплекса подвергались существенным и разнонаправленным изменениям и в условиях высоких цен на нефть привели к росту доходов федерального бюджета. Следует подчеркнуть, что в дальнейшем, в условиях активно нисходящей динамики цен на нефть существующие механизмы фискальной политики позволили обеспечить отставание темпов снижения доходов нефтяных компаний от темпов снижения цен на нефть (табл. 1).
Необходимо отметить определенную стимулирующую роль расширения перечня налоговых льгот для нефтедобывающих компаний. В 2014 г. были приняты поправки в Налоговый кодекс РФ, расширяющие возможности применения налоговых каникул по НДПИ при добыче углеводородного сырья в ряде российских регионов. В частности, до 2022 г. продлена возможность использования налоговых каникул по НДПИ для новых нефтяных месторождений Восточной Сибири (Якутия, Иркутская область, Красноярский край), Ненецкого автономного округа и полуострова Ямал в Ямало-Не-
* Доцент кафедры Экономики, учета и финансов, кандидат экономических наук, доцент.
нецком автономном округе. Ряд месторождений в Японском море включен в перечень акваторий, где применяется налоговый режим, стимулирующий добычу углеводородов на шельфе. Кроме этого, с 3% до 13% увеличена предельная выработанность залежей баженовской нефти, позволяющая применять нулевую ставку НДПИ. Данная поправка существенно расширяет возможности применения льготного режима, стимулирующего разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). По оценкам Минэнерго Р Ф, льгота для ТрИЗ позволит ввести в эксплуатацию дополнительно до 40 месторождений в Западной Сибири, что может привести к росту объемов добычи из нетрадиционных залежей с 4,5−5,5 млн. т в год в 2014 г. до 9−15 млн. т в год в 2020 г. [1].
Таблица 1
Зависимость доходов федерального бюджета РФ и российских нефтедобывающих компаний от цены на нефть марки Urals в 2014 г.
Цена Urals, $/барр. Доход федерального бюджета РФ (НДПИ + таможенная пошлина), $/барр. Экспортный доход нефтедобывающих компаний после уплаты НДПИ и таможенной пошлины, $/барр.
110 78,7 31,3
105 74,5 30,5
100 70,3 29,7
95 66,0 29,0
90 61,8 28,2
85 57,5 27,5
80 53,3 26,7
75 49,0 26,0
70 44,8 25,2
65 40,5 24,5
60 36,3 23,7
Источник: [1].
Также в 2014 г. вступил в действие новый механизм расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть с применением особых формул. Тем самым, льготу по уплате указанных пошлин получили 7 месторождений. Еще по 17 месторождениям предельные объемы нефти, вывозимой из России с уплатой пониженных экспортных пошлин, пока не установлены.
Наиболее значимым изменением системы налогообложения компаний нефтяной отрасли стало введение нефтяного налогового маневра. С 2015 г. в России вступил в силу закон № 366-ФЗ от 24. 11. 2014, устанавливающий параметры нефтяного налогового маневра на 2015−2017 гг. и радикально изменяющий пропорции фискальной нагрузки в нефтедобыче с переносом акцента от экспортной пошлины на НДПИ.
Под нефтяным налоговым маневром понимается снижение вывозных таможенных пошлин с одновременным повышением НДПИ и корректиров-
кой соотношений пошлин на нефть и нефтепродукты для балансировки интересов бюджета, нефтяной отрасли и потребителей внутреннего рынка. Однако основной принцип налогообложения нефтедобывающей отрасли остается неизменным и по-прежнему базируется на количественных показателях: базой налогообложения является объем добытой или экспортированной нефти. За период с 2015 г. по 2017 г. экспортные пошлины на нефть должны уменьшиться в 1,7 раза при таком же росте НДПИ [1]. Скорректированная динамика базовой ставки НДПИ представлена в табл. 2.
Таблица 2
Динамика базовой ставки НДПИ на нефть
Период Ставка НДПИ, руб. /т
В редакции до 01. 01. 2015 В редакции после 01. 01. 2015
2014 г. 493 —
2015 г. 530 766
2016 г. 559 857
2017 г. — 919
Источник: ст. 342 Налогового кодекса РФ.
Размер экспортной пошлины на нефть определяется как 4 долл. /барр. плюс фиксированная доля от цены нефти марки Urals, превышающей 25 долл. /барр. До введения налогового маневра эта доля составляла 59%. С учетом корректировки в рамках маневра учитываемая в формуле стоимостная доля экспорта уменьшилась до 42% в 2015 г.
Согласно Постановлению Правительства Р Ф от 29. 03. 2013 № 276 «О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти, и признании утратившими силу некоторых решений Правительства Российской Федерации» (в ред. Постановления Правительства Р Ф от 29. 11. 2014 № 1274) в 2016 и 2017 гг. стоимостную долю экспорта в формуле расчета пошлины планируется довести до 36% и 30% соответственно.
Однако, рассматривая указанные изменения, следует учитывать, что экспортируется около 50% добываемой нефти, а сумма НДПИ рассчитывается исходя из общего объема добычи.
Основными целями нефтяного налогового маневра являются:
1. Рост доходов бюджета и нефтедобывающих компаний. По данным Минфина Р Ф, введение маневра обеспечит дополнительные поступления в федеральный бюджет в размере 247 млрд руб. в 2016 г. и 250 млрд руб. в 2017 г. [5].
2. Установление пошлины на нефть не выше пошлины Казахстана для минимизации рисков бюджетных потерь в рамках ЕврАзЭС- гармонизация российского налогового законодательства с законодательствами стран-партнеров по ЕврАзЭС и ВТО.
3. Обеспечение на период 2015 — 2017 гг. приемлемого уровня рентабельности для производителей автобензина и создание финансовых возможностей для модернизации НПЗ с помощью переноса введения 100%-но пошлины на темные нефтепродукты и сохранения высокого уровня таможенной субсидии НПЗ.
4. Ускорение модернизации нефтепереработки путем сохранения дифференциации между светлыми и темными нефтепродуктами в пользу светлых.
5. Обеспечение нейтральности маневра для нефтедобычи с помощью компенсации снижения экспортных пошлин на нефть увеличением НДПИ на нефть.
6. Недопущение резкого роста цен (более 2 рублей за литр) на внутреннем рынке топлива [3] путем снижения акцизов на моторные топлива.
При разработке параметров маневра предполагалось, что он приведет к росту доходов нефтяных компаний. При прогнозируемой в сентябре 2014 г. цене на нефть марки Urals в размере 100 долл. /барр. выигрыш составил бы в 2015 г. 0,72 долл. /барр., в 2016 г. — 0,96 долл. /барр., в 2017 г. -2,69 долл. /барр. [2]. Однако из-за особенностей формул расчета НДПИ и экспортных пошлин резкое падение цены на нефть в 2015 г. привело к тому, что при снижении цены на нефть также уменьшился и выигрыш нефтедобычи от налогового маневра (перелом тенденции наблюдается при цене на нефть ниже 55 долл. /барр. [4]).
Необходимо отметить, что нефтяной налоговый маневр разрабатывался Правительством Р Ф при следующих официальных параметрах для федерального бюджета: цена на нефть Urals — 100 долл. /барр., курс доллара -37,7 руб. /долл. Однако фактический уровень цен на нефть уже в конце I квартала 2015 г. составил 52,5 долл. /барр.
Оценивая эффективность налогового маневра по сравнению с действующей до конца 2014 г. системой, можно сформулировать основные результаты налогового маневра:
а) в условиях высоких цен на нефть (свыше 72,4 долл. /барр.) налоговый маневр был выгоднее для компаний по сравнению с действовавшей налоговой системой (с учетом введения 100%-ной пошлины на темные нефтепродукты). Выигрыш компаний оценивался в 7 млрд долл. [3] и достигался за счет роста цен на нефтепродукты на внутреннем рынке и снижения компенсационных выплат странам ЕврАзЭС-
б) снижение цен на нефть приводило к тому, что в прогнозируемых условиях маневр оказывался менее выгоден для компаний (потери компаний оценивались в 1 млрд долл. [3], масштаб эффекта налогового маневра практически незаметен по сравнению с эффектами от падения цен на нефть и девальвации курса рубля к доллару США-
в) в условиях высоких цен налоговый маневр должен был обеспечить рост доходов бюджета по сравнению с действовавшей налоговой системой. Фактически по результатам I квартала 2015 г. маневр оказался нейтрален для бюджета-
г) введение налогового маневра сохранило эффективность действующих льгот по НДПИ. Поскольку налоговый маневр предусматривает компенсацию снижения экспортной пошлины на нефть увеличением базовой ставки НДПИ, а льготы по НДПИ рассчитывались как процент от базовой ставки, то при сохранении механизма льготирования налоговый маневр приводил бы к резкому росту величины льгот в абсолютном выражении. Для сохранения прежнего уровня льгот была произведена корректировка механизмов расчета НДПИ-
д) налоговый маневр уменьшил фискальную роль экспортных пошлин и, следовательно, нивелировал негативное воздействие специфики установления размеров данных платежей для компаний. Согласно действующему законодательству, экспортные пошлины на нефть устанавливаются с учетом фактических цен на нефть за предыдущий период с лагом в 1,5 месяца, поэтому при росте цены формируется премия нефтяным компаниям, а падение цены, наоборот, приводит к росту выплат-
е) налоговый маневр носит среднесрочный характер (3 года), что существенно ограничивает регулирующую роль таможенных пошлин, поскольку при таком горизонте планирования крайне сложно выстраивать таможенно-тарифную политику. Следовательно, изменение таможенных пошлин не может стать стимулом к улучшению инвестиционного климата в отрасли-
ж) эффективность налогового маневра для различных компаний неодинакова даже при нейтральности маневра для нефтяной отрасли в целом, что объясняется особенностями портфеля активов разных компаний (соотношение нефтедобычи и нефтепереработки, наличие льгот по НДПИ и пошлинам, особенности логистики и т. д.).
На основании изложенного можно утверждать, что введение налогового маневра в целом окажет негативное влияние на нефтяную отрасль и экономику России.
Негативные последствия введения налогового маневра сводится к следующему:
а) для государства: дестимулирование развития обрабатывающего сектора- возможное снижение поступлений в региональные бюджеты и дорожные фонды- ухудшение инвестиционного климата в стране.
б) для нефтегазового комплекса: сокращение инвестиционных проектов, прежде всего со стороны малых независимых компаний- рост издержек и снижение рентабельности в сфере нефтепереработки-
сокращение инвестиционных программ в сфере нефтепереработки- чрезмерная ориентация нефтедобывающих и перерабатывающих компаний на экспортные рынки- повышение налоговой нагрузки на проекты разработки месторождений, которым ранее были предоставлены налоговые льготы- дестимулирование производства высококачественных сортов топлива. в) для прочих отраслей и населения: рост цен на нефтепродукты для промышленности, транспорта, населения- ускорение инфляции- возможный дефицит нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке.
Таким образом, в большей мере негативный эффект проявится при реализации проектов, ориентированных на внутренний рынок.
На основании изложенного можно заключить, что в сложившейся ситуации целесообразным является переход нефтедобывающей отрасли на более гибкую систему налогообложения, основанную, главным образом, на показателях финансовых результатов. Перенос налоговой нагрузки с валовых показателей на финансовый результат (дополнительный доход) позволил бы приблизить российскую систему налогообложения к мировой практике.
Рассмотрим два вида налогов, основанных на экономике добычи: налог на дополнительный доход и налог на финансовый результат.
Основной принцип налога на дополнительный доход (НДД) заключается в том, что величина налога поставлена в прямо пропорциональную зависимость от накопленной рентабельности конкретного проекта: чем выше отношение накопленных доходов затрат, тем выше налоговая ставка.
Фактор накопленной рентабельности (Р-фактор) является более устойчивым критерием, чем норма доходности на капитал (IRR), которая используется в мировой практике. Значение IRR при отрицательном годовом денежном потоке обнуляется, тогда как у фактора накопленной рентабельности такого недостатка нет: его значения устойчивы вне зависимости от знака годового денежного потока.
Попытка внедрения НДД была предпринята еще в 1998 г. в виде законопроекта о данном налоге, согласно которому ставка НДД варьировалась от 0 до 60% при изменении значений Р-фактора от 1,0 до 2,0 соответственно (табл. 3).
НДД был предназначен для замены акциза на нефть, существовавшего в тот период. Однако в дальнейшем концепция налогообложения нефтяной отрасли принципиально изменилась. В 1999 г. была введена таможенная пошлина на нефть, а с 2002 г. объемы добытой нефти начали облагаться НДПИ, заменившим собой акциз на нефть, плату за добычу и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Таким образом, проект НДД утратил свою актуальность. Основной причиной отзыва проекта послужило опасение сложностей налогового администрирования, поскольку НДД создает дополнительные стимулы к повышению затрат и занижению прибыли.
Кроме этого, в 2000 г. с ростом мировых цен на нефть и объемов добычи доля нефтяных доходов в федеральном бюджете возросла с 3% до 40%, что существенно повысило риски государства при реформировании системы налогообложения.
Таблица 3
Шкала зависимости ставки НДД от значения Р-фактора
Р-фактор Ставка НДД, %
Менее 1,0 0
свыше 1,0 до 1,2 15
свыше 1,2 до 1,3 20
свыше 1,3 до 1,4 30
свыше 1,4 до 1,5 40
свыше 1,5 до 2,0 50
свыше 2,0 60
Источник: [6].
Альтернативным вариантом системы налогообложения, основанной на результате работы нефтедобывающей компании, является налог на финансовый результат (НФР). Данный налог аналогичен нефтяному налогу, применяемому в Норвегии, и более прост по сравнению с НДД. Налоговой базой в данном случае выступает прибыль предприятия от деятельности по добыче нефти, а ставка налога является фиксированной. НФР, в отличие от НДД, в меньшей степени нацелен на налогообложение природной ренты, однако значительно проще с точки зрения администрирования.
На официальном уровне законопроект о введении НФР был внесен в Государственную Думу в августе 2014 г. В соответствии с данным законопроектом НДПИ для предприятий, разрабатывающих отдельные участки недр, в рамках специального налогового режима должен быть заменен налогом на прибыль от реализации добытой нефти (НФР). Ставка налога предусмотрена на уровне 60%.
Следует отметить, что НФР не отменяет налога на прибыль, и суммарный налоговый платеж нефтедобывающих компаний в случае введения НФР составит 80% прибыли (в Норвегии данный показатель принят на уровне 78%: 28% - корпоративный налог на прибыль и 50% - нефтяной налог). Законопроектом предусмотрен аплифт (вычет из налоговой базы) в размере 40% от капитальных вложений и остаточной стоимости имущества на момент перехода, применяемый в течение 4-х лет по 10% ежегодно.
Экспериментальное внедрение новой модели налогообложения планируется на 16 специально отобранных проектах — месторождениях разного размера с разной степенью выработанности. Данные месторождения расположены на территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов и принадлежат четырем крупнейшим ВИНК — «Роснефть», «Газпром», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз».
Анализ, проведенный авторами работы [6] показывает, что переход на НФР с указанными параметрами выгоден только для высокозатратных проектов, не имеющих льгот. Для месторождений, у которых затраты на добычу ниже среднеотраслевых либо имеются льготы, НФР становится менее выгодным по сравнению с действующей системой налогообложения. Кроме этого, очевидно, что принятие законопроекта повлечет за собой перераспределение доходов бюджета в пользу регионального уровня вследствие увеличения базы налога на прибыль. И наконец, на наш взгляд, применение НФР не ко всей отрасли, а к отдельным проектам, может создать у ВИНК стимулы к перераспределению затрат на добычу на тех лицензионных участках, которые попадают под НФР. Учитывая изложенное, можно заключить, что налогообложение прибыли по суммарной ставке 80% с учетом 40%-ного аплифта является чрезмерным, особенно при переходе на новую систему только нескольких проектов и отсутствия опыта администрирования затрат по лицензионным участкам.
Проведем сравнительный анализ механизмов НФР и НДД. Оба налога базируются на финансовом результате, и поэтому могут ошибочно считаться синонимами. Необходимо подчеркнуть, что между НФР и НДД существуют следующие принципиальные различия:
1. Налоговой базой НДД является денежный поток от добычи нефти, представляющий собой разность между доходами и расходами по лицензионному участку (капитальные затраты списываются в год их осуществления). Налоговую базу НФР формирует прибыль от добычи нефти.
2. Ставка НФР фиксирована и дополняет налог на прибыль предприятий. Ставка НДД определяется в зависимости от накопленной рентабельности проекта. Фиксированные ставки шире распространены в мировой практике (например, в Норвегии, Великобритании, Канаде, США) и более просты в применении. Использование гибкой шкалы ставки налога на основе рентабельности позволяет увеличивать ставку по мере роста окупаемости инвестиций, однако может вызвать у инвесторов стремление находиться в области низкой налоговой ставки. Выходом из данной ситуации, на наш взгляд, может послужить сокращение разницы между минимальной и максимальной ставками до 20−30%.
3. НДД может применяться только к новым месторождениям. Вместе с тем он является более гибким налоговым инструментом, поскольку до достижения определенной доходности ставка НДД невелика. Ставка НФР, напротив, зафиксирована на весьма высоком уровне, что для большинства новых проектов снижает инвестиционную привлекательность по сравнению с действующей налоговой системой.
4. НДД уменьшает базу налога на прибыль, тогда как НФР применяется совместно с налогом на прибыль и рассчитывается исходя из
одной и той же базы. При этом НДД не приводит к необходимости изменения учета налога на прибыль, что сохраняет пропорции распределения налогов между бюджетами разных уровней.
Изложенное позволяет заключить, что каждая из рассмотренных систем налогообложения нефтедобывающей отрасли имеет свои особенности применения и должна выбираться исходя из приоритетов государства в конкретный период времени. Сегодня для России приоритетным является обеспечение стабильных доходов бюджета, однако при этом также важно сохранение уровня добычи и инвестиций в отрасль при рациональном использовании недр. С учетом этого, на наш взгляд, целесообразным является сбалансированное сочетание налогообложения на основе валовых показателей и на основе финансовых результатов.
В условиях применения различных систем налогообложения с учетом особенностей конкретных месторождений ставка НФР в размере 60% представляется завышенной. Такая ставка была предложена с целью сохранения текущего уровня налогообложения добычи. Снижение ставки НФР до 30−50% потребует не только сохранения НДПИ, но и установления ненулевой ставки для лицензионных участков, на которых уплачивается НФР [6]. В данной ситуации НФР должен выступать не в качестве замены НДПИ, а как его дополнение.
Кроме этого целесообразным представляется выбор системы налогообложения в зависимости от стадии развития проекта. Для зрелых проектов более эффективен НФР, тогда как НДД предпочтителен для начальных стадий разработки месторождений. При этом НДД возможно использовать с сохранением НДПИ, ставка которого будет расти по мере снижения таможенной пошлины.
С целью уточнения параметров налогов и получения объективных результатов необходимо осуществлять тестирование новых налоговых механизмов на репрезентативной выборке: подбор объектов для эксперимента должен производиться исходя из принципа прозрачности, в выборку должны попасть объекты, находящиеся в разных регионах, на разных стадиях добычи, с разными геологическими условиями. В настоящее время такие объекты предложены нефтедобывающими компаниями, что носит субъективный характер.
Эффективность применения той или иной системы налогообложения для конкретного объекта, на наш взгляд, должна определяться путем независимой экспертизы, с формированием рабочей группы, включающей представителей отрасли и органов государственной власти. Это позволит разработать налоговые механизмы, учитывающие интересы всех сторон, и определить последствия изменения налоговой системы для региона и компаний. В дальнейшем, после тестирования новых налоговых механизмов на выбранных проектах, может быть установлена целесообразность широкого внедрения НФР или НДД в рамках всей отрасли.
Список литературы:
1. Мещерин А. Не налоговый рай, но и не круги ада // Нефтегазовая вертикаль. — 2015. — № 1. — С. 24−29.
2. Рубцов А., Ежов С. НФР — основа следующего маневра // Нефтегазовая вертикаль. — 2015. — № 1. — С. 44−48.
3. Рубцов А., Ежов С. К чему ведет налоговый маневр? // Нефтегазовая вертикаль. — 2015. — № 12. — С. 28−32.
4. Узяков М., Баев В. Налоговый маневр: в чью пользу? // Эксперт. -2015. — № 17. — С. 27−29.
5. Эдер Л., Филимонова И. Пессимистические последствия // Нефтегазовая вертикаль. — 2015. -№ 1. -С. 41−42.
6. Налоговая реформа нефтяной отрасли: основные развилки [Электронный ресурс]. — Режим доступа: ht: tp://vygon. consuШng/upload/iЫock/ 6b7/vygon_consulting_upstгeamtaxreform. pdf (дата обращения: 09. 02. 2016).

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой