Налогообложение недропользования теория, практика, перспективы

--PAGE_BREAK--
1.2          
 Экологические, экономические и правовые  аспекты
проблемы недропользования
Наряду с трудовыми ресурсами и искусственно созданными средствами производства природные ресурсы являются основой экономического роста.

Природные ресурсы долгое время имели бесплатный характер и являлись источником удовлетворения все возрастающих человеческих потребностей. Состав, масштабы их использования изменялись в процессе исторического развития человечества. Это обусловлено, во-первых ростом потребностей людей, во-вторых уровнем технологических возможностей (способностью добыть и переработать ресурсы) и в-третьих экономической целесообразностью использования ресурсов (величиной затрат и получаемого эффекта).

В настоящее время преобладает техногенный тип экономического развития. Основными чертами такого развития являются быстрое и истощающее использование невозобновимых видов природных ресурсов и сверхэксплуатация возобновимых ресурсов со скоростью превышающей скорость их восстановления. При этом наносится значительный экономический ущерб являющийся стоимостной оценкой деградации природных ресурсов загрязнения окружающей среды в результате человеческой деятельности.

Безудержное развитие данного типа экономики привело к возникновению глобальных экологических проблем, каждая из которых способна привести к деградации человеческой цивилизации. Экологические проблемы связаны с воздействием человека на природу и обратным влиянием изменяющейся природы на человека. Антропогенные изменения окружающей природной среды, достигая определенного уровня, приобретают необратимый характер, и природа теряет способность к саморегулированию, что в конечном результате подрывает естественные условия существования и воспроизводства самого человека.

Все экологические проблемы тесно связаны с другими глобальными мировыми проблемами, они влияют друг на друга: возникновение одних приводит к появлению или обострению других.

В настоящее время выделяют четыре основных критерия устойчивого развития на длительную перспективу. Данный подход основывается на классификации природных ресурсов и динамике их воспроизводства.

1. Количество возобновимых природных ресурсов должна не уменьшаться в течение времени, то есть должен обеспечиваться режим простого воспроизводства.

2. Использование невоспроизводимых природных ресурсов темпами, не превышающими создание их замены за счет воспроизводимых.

3. Внедрение малоотходных, ресурсосберегающих технологий приведет к уменьшению отходов.

4. Загрязнение окружающей среды в будущем не должно превышать его современный уровень. Возможность минимизации загрязнения до социально и экономически приемлемого уровня.

Эти критерии должны учитываться при разработке концепций устойчивого развития. Таким образом, они позволят сохранить окружающую среду  для следующих поколений и не ухудшить экологические условия проживания современного поколения.

Таким образом, рациональное природопользование является необходимым условием устойчивого развития любой страны, региона и отдельной территории. Истощение природных ресурсов связаны в основном с внешними экологическими последствиями экономической деятельности.

Для данного исследования интерес представляют те аспекты решения проблем сохранения и восстановления природных ресурсов, которые касаются экономических и финансовых рычагов управления. В этой области  выделяют шесть основных направлений:

1. Эколого-экономический учет природных ресурсов;

2. Установление четкого режима прав собственности на природные блага (ресурсы, потенциал, «услуги» экосистем);

3. Экономическое воздействие на хозяйствующие субъекты негативно влияющие на природные ресурсы;

4. Финансирование деятельности по сохранению природных ресурсов;

5. Определение социально-экономической ценности природных ресурсов, основанной на стоимостной оценке;

6. Реализация ценности природных ресурсов в принятии решений.

Система эколого-экономического учета. Современная система учета природных ресурсов базируется на природных кадастрах отдельных видов ресурсов, их основным недостатком является узкая специализация. Для более эффективного управления природопользованием необходимо ввести комплексный учет, основу которого будет представлять природно-ресурсный потенциал территории (ПРПТ). Такой подход решит вопрос информационной комплексности о состоянии природных систем.  Данный кадастр должен представлять собой систематическую информацию о ПРПТ, отражая информацию о природных ресурсах и природных условиях территории. Ведение такого кадастра должно осуществляться структурными подразделениями специальной федеральной службы на основе типовых документов, составом которых определяется периодичность его заполнения.

Кадастровая форма предоставления природно-экономической информации о природных ресурсах является общепризнанной в мировой практике. Современная система природно-ресурсных кадастров должна включать в себя следующие ключевые компоненты:

1. Государственная регистрация природопользователей;

2. Количественный учет природных ресурсов;

3. Бонитировка природных ресурсов;

4. Экономическая оценка природных ресурсов.

В идеале кадастры природных ресурсов должны представлять собой комплекс качественных, количественных и территориально-адресных показателей оценки состояния природно-ресурсного потенциала, его изменения под воздействием природных, техногенных и экономических факторов.

В действительности же существующая система не в состоянии обеспечить управление рациональным природопользованием на региональном уровне, основными причинами тому служат:

— обособленность различных ресурсных кадастров, следовательно, невозможность комплексной оценки ПРПТ;

— кадастровой оценкой охвачены не все виды природных ресурсов.

Комплексный территориальный кадастр природных ресурсов (КТКПР) необходимо рассматривать с двух сторон. С одной стороны, это банк территориально организованных данных природно-ресурсного потенциала конкретной территориально-административной единицы и экологической ситуации на определенный момент. С другой данный кадастр — это автоматизированная система сопоставления этих данных, обосновывающая принятие конкретных решений в сфере управления природопользованием. Введение в практику КТКПР позволит предприятиям более эффективно и рационально использовать в своей хозяйственной деятельности природные ресурсы.

Включение оценки природных ресурсов в комплексный территориальный кадастр необходимо, так как, во-первых, является элементом природно-ресурсного потенциала любой территории, а во-вторых, оценка отдельных видов ресурсов будет не полной без включения показателей, характеризующих уровень биоразнообразия как фактора устойчивости природной среды в целом. Таким образом, включение биоразнообразия в систему кадастра позволит повысить их информационную и практическую значимость.

Сложность и особенность реализации этой задачи заключается в том, что Россия обладает огромной территорией, поэтому оценка природного потенциала должна идти по принципу «снизу вверх», то есть детальные оценки необходимо осуществлять на региональном уровне в физических показателях, которые потом должны быть переведены в стоимостные. Из этих структурных блоков, в конечном счете, должен складываться обзор на национальном уровне, а на его основе уже можно будет разрабатывать стратегии.

Права собственности на природные ресурсы. Для сохранения природных ресурсов большое значение имеет определение четких прав собственности на все его компоненты: чем четче определен институциональный статус блага (ресурса), тем легче осуществить контроль над ним. Право собственности является одним из самых важных для человека, оно определяет владельца ресурса, его привилегии и ограничения,  а также и ответственность в отношении использования ресурса.

При отсутствии прав собственности невозможно создание рынка и соответственно невозможно экономически оценить предоставляемые блага: а именно  данные ресурсы.

При разработке прав собственности необходимо учитывать интересы всех заинтересованных сторон, достигнуть при этом совместимости экологических и социальных (экономических) систем в установлении режимов собственности. К тому же экологические ресурсы отличаются тем, что выгоды от их запасов и потоков меняются во времени, и, следовательно, важно учесть интересы, как современного общества, так и будущего поколения, то есть эффективность ресурсопользования на долгую перспективу.

Такое применение прав пользования, основанное на рыночных механизмах, введено в практику сравнительно недавно. Их основное преимущество заключается в том, что они способны реализовывать экологические цели, передавая одновременно с этим проблему распределения прав на усмотрение рынка, то есть конкуренция между ресурсопользователями осуществляется на базе рынка. Кроме того, данные права пользования обладают стимулирующим эффектом, их эффективность определяется функцией ценности (стоимости) передаваемых прав. Следовательно, их стоимость можно повысить путем:

— передачи другим для максимизации возможной прибыли;

— более мелкой их фрагментации на отдельные составляющие, особенно это касается  веществ, загрязняющих окружающую среду;

Все выше сказанное позволяет сделать следующие выводы: 

1. Деградация  природных ресурсов неумолимо влечет за собой разрушение среды обитания самого человека.

2. Для эффективного управления сохранением природных ресурсов необходимо предпринять следующие шаги:

— внедрить в практическое использование комплексную систему учета природных ресурсов территории на основе единого кадастра природно-ресурсного потенциала;

— определить четкий режим прав собственности на все компоненты полезных ископаемых  и разработать механизмы их реализации, перспективным шагом в этом направлении было введение рыночных механизмов в систему правовой собственности;

— обеспечить полноценное финансирование природоохранных мероприятий и программ.

Правовые проблемы сохранения, восстановления и рационального использования природных ресурсов. Забота об охране окружающей среды первоначально проявилась только на уровне отдельных государств и привела к принятию многочисленных законодательных актов по защите окружающей среды в целом и ее различных компонентов (вода, воздух, земля, лесные ресурсы, животный мир и т. д.)

Однако мировой опыт показал, что только национальной политики в области охраны окружающей среды недостаточно по причине масштабности и транснационального характера многих проблем окружающей среды и что необходимо принять международные нормы.

Развитие Российского законодательства идет по пути не только конкретизации системы мер по охране отдельных видов растений, животных и сред их обитания, но также регулирования природопользования в отдельных природных зонах.

Положительно то, что данное законодательство охватывает почти весь комплекс ресурсов, существующие же пробелы представляется возможным устранить при более детальной и эффективной реализации мер, определенных данным законодательством.      

Человеческая цивилизация не могла бы развиваться без использования минеральных ресурсов. Однако добыча полезных ископаемых имеет не только плюсы, но и значительные минусы. Одной из проблем, с которой сталкиваются страны, обладающие значительными запасами минерального сырья, является замедление их развития. Парадоксально, но богатство недр не способно повысить уровень благосостояния населения на продолжительный период времени.
               Добыча полезных ископаемых происходит практически по всему миру, в этой сфере заняты миллионы людей, которые разрабатывают залежи более 150-ти минералов, каждый из которых требует использования уникальной технологии добычи и переработки [5, с. 645-646]. Общим для всех предприятий добывающей отрасли является их значительная энергоемкость.  Многие добывающие предприятия используют огромное количество воды — токсичные отходы часто загрязняют землю и водоемы. Для того чтобы добыть многие виды сырья, требуется отправить в отвал значительное количество пустой породы (к примеру, многие компании извлекают медь из сырья, содержащего не более одного процента этого металла). Одним из побочных продуктов добычи полезных ископаемых является пыль, которая постоянно висит в воздухе и угрожает здоровью местных жителей.

 Шахты, рудники, промыслы и т. д. оказывают значительное влияние на жизнь людей, которые живут вблизи от них. При этом насколько это воздействие носит позитивный или негативный характер — неизвестно, фактически, оценка зависит от точки зрения наблюдателя. Начало добычи полезных ископаемых в районе, экономика которого ранее базировалась на сельском хозяйстве, приводит к колоссальным изменениям в жизни местного населения. Работа на шахте становится более привлекательной, чем обработка земли, поскольку заработок горняков в подавляющем большинстве случаев превышает заработок местного крестьянина. Это, в свою очередь, приводит к переоценке ценностей и часто к уничтожению традиционных для данной местности укладов жизни, традиций и пр. Статистика показывает, что, как правило, на шахты и в рудники идут работать молодые неженатые мужчины. Они часто живут в весьма спартанских условиях, вдалеке от изысков цивилизации. Последствиями этого становится рост потребления спиртных напитков, иногда наркомания, бурное развитие проституции и т. д.

   Еще большие проблемы возникают, когда запасы полезных ископаемых в данном районе оказываются исчерпанными или их производство становится нерентабельным. Когда наступает день закрытия шахты или разреза, тысячи и десятки тысяч местных жителей остаются без работы, не имея никаких иных средств к существованию. Более того, многие из них не в состоянии использовать свои знания и умения нигде, кроме как в сфере добычи полезных ископаемых. В этом случае, хозяйство региона может оказаться полностью разрушенным, а восстановление традиционной экономики в этом
районе становится очень трудным и непростым  делом.

  Принято считать, что проблема заключена не в добыче полезных ископаемых как таковой, а в качестве управления этим процессом. Если доходы от добычи полезных ископаемых составляют большую часть национального дохода, то это грозит бюджетными потрясениями, например, в случае, если снижаются мировые цены на данный вид сырья или происходит некий катаклизм (пожар, вооруженный конфликт, землетрясение и пр.), который приводит в негодность часть добывающей инфраструктуры.

Существует прямая зависимость между запасами сырья и темпами экономического роста. Чем богаче государство минеральными, природными и сельскохозяйственными ресурсами, тем медленнее растет его экономика. Наоборот, наиболее обделенные ресурсами страны развиваются быстрее всех.
           Стратегическая опора экономики на добычу полезных ископаемых малоперспективна. Государства, делающие ставку на разработку своих недр, рискуют оказаться в проигрыше, поскольку последние десятилетия разведанные запасы металлов, топлива и пр. значительно увеличились, что привело к снижению цен на практически все виды минерального сырья.

Система недропользования в том виде, в каком она существует сегодня в России, не позволяет не только решать текущие и стратегические задачи государства, но и просто эффективно разрабатывать нефтяные месторождения. Среди основных причин, определяющих неудовлетворительное функционирование данной системы недропользования, можно отметить следующие.
            У государства отсутствует полноценная концепция долгосрочного развития добывающей промышленности в рамках общеэкономической программы. Так, нет внятного ответа на вопрос, в каком объеме и для чего необходимо добывать в России нефть сегодня и через 10-15 лет. Почему, например, нужно сегодня распределять практически все разведанные запасы нефти и увеличивать добычу с уровня 323 млн тонн, если внутреннее потребление составляет около 120 млн тонн нефтепродуктов в год [11, с. 8-18]?

У власти нет четкого представления о том, какая система недропользования и в каких случаях лучше – концессионная или контрактная. При выборе способа распределения лицензий государство не может отдать предпочтение аукционам или конкурсам. В результате происходят постоянные метания из одной крайности в другую, от конкурсов к аукционам, от лицензий к СРП (соглашение о разделе продукции) и т. д.

Из-за отсутствия эффективной методологии оценки фундаментальной стоимости запасов не оценивается стоимость лицензии на разработку месторождений. В результате лицензии распределяются по большей части не оптимально – либо слишком дешево на денежных аукционах, либо на конкурсах с не реализуемой на практике программой работ. В обоих случаях месторождения распределенного фонда подолгу простаивают в ожидании начала освоения и добычи. Это неудивительно, поскольку обеспеченность запасами большинства российских ВИНКов  (вертикально интегрированные нефтяные компании) превышает 30 лет (более чем в два раза выше, чем у западных конкурентов). В этих условиях отсутствуют стимулы не только для разведки и разработки новых месторождений, но и эффективного использования имеющихся балансовых запасов в соответствии с полученными лицензиями.

Задержка с вводом месторождений в промышленную эксплуатацию связана в основном с отсутствием реального контроля за выполнением условий лицензионных соглашений. В частности, государство практически не применяет механизм отзыва лицензий. Это вызвано тем, что справиться с ВИНКами становится все трудней, поскольку они непрерывно укрупняются за счет поглощения мелких конкурентов. В результате сегодня губернаторы выбираются, а федеральные министры назначаются в соответствии с желаниями олигархов.

Таким образом, государство не в состоянии навести элементарный порядок в стратегически важной отрасли. Между тем в вопросах недропользования достаточно лишь разумно использовать мировой опыт [28, с. 85].

Среди основных приоритетов проводимой в последние годы налоговой реформы назывались, в том числе, такие как достижение ­максимально справедливого ­уровня налоговой нагрузки на российский средний и крупный бизнес, имея в виду, что налоговое бремя не должно стать препятствием
на пути экономического развития и роста.

Вступивший в силу в конце 90-х годов Налоговый кодекс Российской Федерации, стал, по сути, ключевым нормативным ­документом, задачами которого было установление единых правил и ­условий для обеспечения устойчивых темпов экономического ­развития, а также повышения деловой ­активности российского бизнеса.

Однако продекларированные в начале реформы цели и задачи не подтверждаются реальными действиями. 

На сегодняшний день Налоговый кодекс не обеспечивает в должной мере решение поставленных перед ним ранее задач по стимулированию развития бизнеса и росту экономики, а является инструментом создания избыточной налоговой нагрузки на бизнес. Это уже обусловило тенденцию к снижению объемов инвестиций как в горно-металлургическом комплексе, так и в ряде других областей реального сектора российской экономики.

По мнению ряда специалистов, основной проблемой, мешающей сегодня налоговым органам реализовать свои функции с полной и положительной отдачей, является отсутствие тщательно проработанной системы, которая бы полноценно сочетала в себе механизмы правового регулирования стимулирующей, регулирующей и фискальной функций, в том числе в отношении налогового администрирования недропользования [9, с.6-9].

Исходя из всего вышесказанного можно подвести итог, что существует множество проблем, связанных с недропользованием, основные из которых представлены  на рис. 1.2 [9, с. 6-9].

Среди всех вышеперечисленных проблем, немаловажную роль играет лицензирование недропользователей, т. е. удостоверение право ведения поисков и оценки месторождений полезных ископаемых, не связанных с самой добычей этих полезных ископаемых: используемые для строительства и эксплуатации подземных сооружений.

  езных ископаемых и пойдет речь в следующем пункте.тоиртельства и эксплумых, не связанных с самой добычей эРис. 1.2. Проблемы недропользования
Подробнее о лицензировании и методе оценки полезных ископаемых и пойдет речь в следующем пункте.
1.3 Лицензирование в недропользовании как фактор, влияющий
на исчисление ресурсных платежей
В соответствии с ч. 5 ст. 7 Закона Российской Федерации «О недрах» [1] участку недр, предоставляемому в соответствии с лицензией для геологического изучения без существенного нарушения целостности недр (без проходки тяжелых горных выработок и бурения скважин для добычи полезных ископаемых или строительства подземных сооружений для целей, не связанных с добычей полезных ископаемых), по решению уполномоченного федерального органа исполнительной власти придается статус геологического отвода. В границах геологического отвода могут одновременно проводить работы несколько пользователей недр и их взаимоотношения определяются при предоставлении недр в пользование.

Согласно п. 6.2. действующего Положения о порядке лицензирования пользования недрами, утвержденного Постановлением Верховного Совета Российской Федерации от 15 июля 1992 г. № 3314-1 [4], лицензия на геологическое изучение недр удостоверяет право ведения поисков и оценки месторождений полезных ископаемых и объектов, используемых для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Лицензия на детальное изучение (разведку) месторождений полезных ископаемых отдельно не предоставляется, право разведки предусматривается в лицензии на добычу полезных ископаемых. Лицензия на геологическое изучение недр дает право изучения только того вида (или видов) полезного ископаемого, который указан в лицензии, и не дает ее владельцу приоритетного права на получение лицензии на право добычи полезных ископаемых. Такое предположение обусловлено тем, что конструкция норм п. 1 и 4 ст. 10 Закона Российской Федерации «О недрах» предполагает не обязанность, а право органов на предоставление права пользования участками недр.

Действительно, упомянутыми нормами установлено, что основанием возникновения права пользования участками недр является решение Правительства Российской Федерации,  принятое при установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых пользователем недр, проводившим работы по геологическому изучению участков недр внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа Российской Федерации. Таким основанием является также решение комиссии, которая создается федеральным органом управления государственным фондом недр и в состав которой включаются также представители органа исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации. Указанная комиссия рассматривает заявки о предоставлении права пользования участками недр при установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых, за исключением участков недр внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа Российской Федерации.

В случае если выявленное в процессе поисков и оценки месторождение полезного ископаемого выходит за границы предоставленного в соответствии с лицензией геологического отвода, то по заявке владельца лицензии на соответствующую сопредельную территорию органами, предоставляющими лицензию, участок недр может быть увеличен таким образом, чтобы в него входило все месторождение. Владелец лицензии на поисковые работы по мере их проведения может отказаться от части выделенного геологического отвода с соответствующим пересчетом платы за право пользования недрами, подав в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти соответствующее письменное заявление.

На основании ст. 7 Закона Российской Федерации «О недрах» в соответствии с лицензией на пользование недрами для добычи полезных ископаемых, строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, образования особо охраняемых геологических объектов, а также в соответствии с соглашением о разделе продукции при разведке и добыче минерального сырья участок недр предоставляется пользователю в виде горного отвода – геометризированного блока недр. При определении границ горного отвода учитываются пространственные контуры месторождения  полезных ископаемых, положение участка строительства и эксплуатации подземных сооружений, границы безопасного ведения горных и взрывных работ, зоны охраны от вредного влияния горных разработок, зоны сдвижения горных пород, контуры предохранительных целиков под природными объектами, зданиями и сооружениями, разносы бортов карьеров и разрезов и другие факторы, влияющие на состояние недр и земной поверхности в связи с процессом геологического изучения и использования недр. Предварительные границы горного отвода устанавливаются при предоставлении лицензии на пользование недрами. После разработки технического проекта, получения от него положительного заключения государственной экспертизы, согласования указанного проекта с органами государственного горного надзора и государственными органами окружающей природной среды документы, определяющие уточненные границы горного отвода (с характерными разрезами, ведомостью координат угловых точек), включаются в лицензию в качестве неотъемлемой составной части. Пользователь недр, получивший горный отвод, имеет исключительное право осуществлять его в границах пользования недрами в соответствии с предоставленной лицензией.

В соответствии  с п. 6.5 Положения о порядке лицензирования пользования недрами допускается одновременное предоставление нескольких лицензий на право добычи полезных ископаемых по группе близко расположенных месторождений одному заявителю, если экономически рентабельной является только общая разработка указанных месторождений одним предприятием.

Согласно п. 6.3. этого Положения установлено, что лицензия на право добычи полезных ископаемых может выдаваться на разработку всего месторождения полезного ископаемого или его отдельной части. Разработка одного месторождения полезного ископаемого разными пользователями недр должна проводиться по согласованной технологической схеме, исключающей нерациональное использование недр. Координация действий пользователей недр возлагается по их решению на одно из предприятий, которому другие предприятия доверяют исполнение функций координатора. Указанное условие фиксируется в лицензиях на право разработки этого месторождения.

Как видно из приведенных норм законодательства, предоставление права пользования недрами регулируется значительным по объему комплексом правовых средств, объектом которого являются участки недр. Однако часто на практике строение предоставляемого в пользование участка недр характеризуется большим разнообразием морфологии и размеров отдельных элементов, особенно в сложнодислоцированных метаморфических толщах. Процессуальный порядок предоставления участков недр, учитывающий особенности их сложной структуры, как в случаях предоставления горного отвода, так и в случаях предоставления геологического отвода, не установлен. Это обстоятельство создает почву для путаницы и как следствие этого – нарушение прав субъектов предпринимательской деятельности, претендующих на получение лицензии, на пользование участками недр, предусмотренных ст. 9 Закона Российской Федерации «О недрах» [14, с. 25].

Например, имеющейся геологической, инженерно-геологической, гидрогеологической и горно-технической информации, обусловленной сложностью строения участка недр, при предоставлении таких участков в пользование, как правило, недостаточно. К сказанному следует добавить значительную изменчивость дизъюнктивной структуры массива, которую практически достаточно сложно оценить в рамках информационной системы вероятностного отражения объективного состояния геологической среды.

По данным Управления горного и металлургического надзора Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на упомянутую проблему накладывается также нехватка специалистов маркшейдерского профиля, способных работать с высокоточными прямоугольными координатами. Следует также упомянуть то обстоятельство, что в лицензиях устанавливаются предварительные границы в весьма неточных географических координатах. Один только перевод из географических координат в прямоугольные может дать расхождение в сотни метров, а порой и в километры, что весьма существенно, особенной в случаях смежных горных отводов, принадлежащих разным недропользователям.  Если игнорировать эти обстоятельства может случиться так, что дорогостоящие нефтегазодобывающие скважины глубокого заложения в реальности окажутся на чужом горном отводе, и их эксплуатация будет сопровождаться сложными взаиморасчетами, проблемами с другими недропользователями.

В ходе доразведки, проектирования и последующей разработки месторождений, имеющих сложное строение, зачастую выявляются участки недр, содержащие некоторые объемы полезных ископаемых, которые выходят за установленные границы лицензионного участка. Невовлечение таких запасов в разработку на практике приводит к их потере, т. к. расширение границ горного отвода законодательством Российской Федерации о недрах не предусмотрено.

При производстве горных работ объективно технически сложная проблема уточнения границ горных отводов с учетом всей совокупности геологических, инженерно-технических, гидрогеологических, горно-технических и иных факторов в целом решена даже в отношении участков недр, имеющих сложное строение. Существует механизм оформления актов горных отводов органами государственного горного надзора, единственными из федеральных органов исполнительной власти, имеющими в своем составе маркшейдеров. На этом механизм закреплен в ведомственных актах Госгортехнадзора России, которые в силу локальности регулирования отношений ограничены рамками системы управленческих и надзорных полномочий Госгортехнадзора России. Другими словами, наиболее важные для охраны недр нормы этих актов не имеют такой же всеобщности и верховенства, как законы, доминирующие над иными нормативными правовыми актами. Кроме того, после введения в действие Федерального закона «О техническом регулировании» такие ведомственные акты оказались документами довольно низкого статуса и в последующей перспективе подлежат отмене.

Значительное количество действующих нормативно-методических актов нуждаются в пересмотре и существенной переработке. Подавляющее большинство таких документов были разработаны и утверждены до 80-х годов XXстолетия и в настоящее время нуждаются в существенной переработке в связи с изменением законодательства Российской Федерации и технико-технологических методов [27, с. 75].

Краткий вывод по данному пункту представлен в таблице 1.2.

                                                                                                         Таблица 1.2

Проблемы при лицензировании и пути их решения



Проблемы

Меры, принимаемые для решения  данных проблем

Отсутствие  процессуального порядка предоставления участка недр

Пересмотр и доработка  действующих нормативно-правовых актов

Недостаток геологической, инженерно-геологической, горно-технической и т. д. информации

Допускать пробную добычу полезных ископаемых и выдача лицензии должна реализоваться в том случае, если добыча не ухудшает технико-экономические показатели разработки данного месторождения.

Изменчивость дизъюнктивной структуры, т. е. сложность оценки объективного состояния геологической среды

Разработать порядок предоставления права пользования участками недр, имеющих сложную  структуру; в лицензии указывать условия на добычу попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых

Нехватка специалистов маркшейдерского уровня

Отладить механизм оформления актов  горных отводов органами горного надзора, единственными из федеральных органов исполнительной власти, имеющими в своем составе маркшейдеров.

Установка предварительных границ участка в неточных географических координатах

Обучение специалистов маркшейдерского профиля, способных работать с высокоточными прямоугольными координатами

Невовлечение некоторой доли запасов разработки

Добавить в законодательство РФ о недрах пункт, который касался бы  вопроса о расширении границ горного отвода

Законодательство не учитывает  специфики функционирования  предприятий горнодобывающего комплекса

Установка критериев, которые учитывали бы уникальность месторождения;  необходимость принятия норм, регулирующих отношения, возникающие при открытии месторождения;  учет специфики залегания нефти и газа; учет стадийности горно-геологических работ.



В связи со всем вышеизложенным можно сделать вывод, что, несмотря на все разнообразие природных ресурсов, существует множество проблем и вопросов, связанных с недропользованием, а также с применением методов оценки природных ресурсов, зависящих от множества факторов, а именно: экономические, социальные и т. д., в том числе и принципов налогообложения, о чем и пойдет речь в следующей главе.     продолжение
--PAGE_BREAK--
2 ПРАКТИКА НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ
2.1 Порядок исчисления и уплаты НДПИ
Поскольку НДПИ имеет особо важное  фискальное и регулирующее значение  в системе платежей за природные ресурсы, необходимо рассмотреть его достаточно подробно.

Итак, с 1 января 2002 г. Система платежей при пользовании недрами кроме налога на добычу полезных ископаемых включает:

— разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии;

— регулярные платежи за пользование недрами;

— платежи за геологическую информацию о недрах;

— сбор за участие в конкурсе (аукционе);

— сбор за выдачу лицензии.

Вышеназванные платежи не являются налогами и сборами, так как введены не НК РФ, а законодательством о недропользовании. Однако на налоговые органы возложен контроль за правильным исчислением, своевременностью и полнотой уплаты не только налогов и сборов, но и обязательных платежей, к которым относятся платежи за пользование недрами. Налоговые органы администрируют не все платежи, а только разовые и регулярные платежи за пользование недрами, информация по которым поступает в их распоряжение.

Налог на добычу полезных ископаемых  (НДПИ) наряду с НДС, налогом на прибыль и акцизами относится к числу основных источников поступлений налоговых доходов федерального бюджета России [32].

При этом доля НДПИ в общей сумме  налогов, сборов и других платежей за пользование  природными ресурсами занимает свыше 90% [35], что отображено на рисунке  2.1.

В свою очередь  основная часть поступлений самого НДПИ обеспечивается за счет налогообложения  добычи углеводородов (нефти и газа).

Рис. 2.1.Удельный вес отдельных видов налогов, сборов и других платежей за пользование природными ресурсами в общей сумме

ресурсных платежей за 2007 год в РФ
В этой связи целесообразно отметить, что состояние мировой и отечественной нефтегазодобывающей отрасли характеризуется  в основном  ухудшением качества  ресурсной базы  и увеличением  доли трудноизвлекаемых запасов углеводородов.  Таким образом, решение проблемы не6достатка энергоресурсов  требует осуществления мер по дальнейшему совершенствованию экономических отношений в добывающих отраслях, в том числе путем изменения налогообложения при использовании  природных ресурсов. Эта задача является актуальной как для развитых государств, так и для других стран, где отмечен активный рост экономики.

НДПИ исчисляется и уплачивается пользователями недр с 1 января 2002 г. в соответствии с главой 26 НК РФ.

В связи с этим необходимо рассмотреть основные принципы уплаты и особенности исчисления  НДПИ.

Плательщиками НДПИ являются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые  пользователями недр в соответствии с законодательством РФ.  Из статьи 9 Закона РФ от 21.02.92г. № 2395-1 «О недрах» [1] следует, что  приобретение лицом статуса пользователя недр определяется  моментом государственной регистрации лицензии (разрешения) на право пользования участком недр (далее – лицензия) или вступления в силу соглашения о разделе продукции. При этом не имеет значения вид лицензии: на добычу полезных ископаемых или на иные виды работ по пользованию недрами, при которых осуществляется добыча полезных ископаемых. 

Отсутствие лицензии  на право пользования недрами означает, что нет и обязанности по уплате налога, поскольку в данном случае в соответствии с пунктом 1 статьи 17 НК РФ не определен налогоплательщик [5, с. 63-64]. Однако в такой ситуации лицо, пользующееся недрами без соответствующей лицензии, должно возместить государству убытки.  Это установлено статье 51 Закона «О недрах».

Учет плательщиков НДПИ осуществляется по месту нахождения участка недр, предоставленного им в пользование, в течение 30 календарных дней с момента  государственной регистрации лицензии.  При этом для целей налогообложения местом нахождения участка недр признается территория субъекта   (субъектов) РФ,  где расположен соответствующий  участок недр.

Однако если организация осуществляет добычу полезных ископаемых на континентальном шельфе РФ, в исключительной экономической  зоне  РФ, а также за пределами территории РФ, эта организация подлежит постановке на учет в качестве плательщика НДПИ по месту своего нахождения.

Существуют особенности постановки на учет в налоговом органе  организации или индивидуального предпринимателя в качестве плательщика налога на добычу полезных ископаемых.

Постановка на учет (снятие с учета) происходит в уведомительном порядке. Лицензирующие органы передают в налоговые инспекции соответствующие  сведения о предоставлении прав на пользование природными ресурсами. Те, в свою очередь, направляют налогоплательщику уведомление о постанове на учет в налоговом органе. Если налогоплательщик ведет добычу полезных ископаемых на нескольких участках, расположенных в разных муниципальных образованиях субъекта РФ, постановка на учет производится только в одном налоговом органе.

Объектом налогообложения НДПИ,  согласно статье 336 НК РФ, признаются полезные ископаемые [5, с. 643]:

— добытые из недр на территории РФ;

— извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в соответствии с законодательством РФ о недрах;

— добытые из недр за пределами территории РФ, если эта добыча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией РФ (а также  арендуемых у иностранных государств или используемых  на основании международного договора).

Не признаются объектом налогообложения:

— общераспространенные полезные ископаемые и подземные воды, не числящиеся на государственном балансе  запасов полезных ископаемых, добытые индивидуальным предпринимателям и используемые им непосредственно для личного потребления;

— добытые (собранные) минералогические, палеонтологические и другие  геологические коллекционные материалы;

— полезные ископаемые, добытые из недр при образовании, использовании, реконструкции и ремонте особо охраняемых геологических объектов, имеющих научное, культурное, эстетическое, санитарно – оздоровительное или иное общественное значение. Порядок признания геологических объектов особо охраняемыми геологическими объектами,  имеющими научное,  культурное, эстетическое, санитарно – оздоровительное или иное общественное значение, устанавливается Правительством РФ;

— полезные ископаемые, извлеченные из собственных отвалов или отходов (потерь) горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, если при их добыче  из недр они подлежали налогообложению в общеустановленном порядке;

— дренажные подземные воды,  не учитываемые на государственном балансе запасов полезных ископаемых, извлекаемых при разработке  месторождений полезных ископаемых или при строительстве и эксплуатации подземных сооружений;

Добытым полезным ископаемым в целях налогообложения признается:

— продукция горнодобывающей промышленности  и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству, соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случаи отсутствия указанных стандартов для отдельного  добытого полезного ископаемого – стандарту (техническим условиям) организации (предприятия); 

— продукция, являющаяся результатом разработки месторождения, получаемая из минерального сырья с применением  перерабатывающих технологий, являющихся  специальными видами добычных работ (в частности, подземная газификация и выщелачивание, дражная и гидравлическая разработка рассыпных месторождений, скважинная гидродобыча), а также перерабатывающих технологий, отнесенных в соответствии с лицензией  на пользование недрами к специальным видам добычных работ (в частности, добыча полезных ископаемых из пород вскрыши или хвостов обогащения, сбор нефти с нефтеразливов при помощи  специальных установок).

В статье 337 НК РФ приведен перечень видов полезных ископаемых (они сведены в 16 групп по химическим, физическим и иным свойствам), при добыче которых исчисляется и уплачивается НДПИ.

Налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого, в том числе полезных  компонентов, извлекаемого из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого (статья 338 НК РФ). При этом есть несколько особенностей.

Так, налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении (в единицах массы, объема).

По всем другим полезным ископаемым налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых.

Размеры налоговых ставок и порядок их применения в зависимости от вида полезного ископаемого и условий добычи определяет статья 342 НК РФ.  

Налоговые ставки (отличные от нулевой), применяемые при добыче различных полезных ископаемых, указаны в пункте 2 статьи 342 НК РФ. Самая низкая из них – 3,8% — применяется при добыче калийных солей. А самая высокая – 8% — установлена при добыче кондиционных руд цветных металлов (за исключением нефелинов и бокситов);   редких металлов, как образующих собственные месторождения, так и являющихся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых;  мн6огокомпонентных  комплексных руд, а также полезных компонентов многокомпонентной комплексной руды, за исключением драгоценных металлов;  природных алмазов и других драгоценных и полудрагоценных камней.

Сумма налога по  нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутному газу и  газу горючему природному из всех видов месторождений углеводородного сырья исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки  и величины налоговой базы, определяемой как количество добытого полезного ископаемого,  как соответствующая налоговой ставке  процентная доля налоговой базы, определяемой как стоимость добытого полезного ископаемого.

Сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода (т. е. календарного месяца) по каждому добытому полезному ископаемому. Налог подлежит уплате по месту нахождения каждого участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ. При этом сумма налога, подлежащая уплате, рассчитывается исходя из доли полезного ископаемого, добытого на каждом участке  недр, в общем количестве добытого полезного ископаемого соответствующего вида.

Сумма налога, исчисленная по полезным ископаемым, добытым за пределами территории РФ, подлежит уплате по месту нахождения организации или по месту жительства индивидуального предпринимателя.

НДПИ уплачивается  по итогам налогового периода не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом (ст. 344 НК РФ).

Обязанность представления налоговой декларации возникает, начиная с того налогового периода, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых. При этом декларация представляется в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика не позднее последнего числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом [9, с. 50].

Всему вышеперечисленному можно сделать краткий вывод, который представлен в таблице 2.1.

                                                                                                         Таблица 2.1

Элементы НДПИ



Основные элементы налога

Сущность налога

Налогоплательщики

Организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые  пользователями недр в соответствии с законодательством РФ.

Налоговая база

Стоимость добытых полезных ископаемых; при добыче нефти, газа – количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении

Объект налогообложения

Полезные ископаемые, добытые из недр на территории РФ, извлеченные из отходов добывающего производства, добытые из недр за пределами территории РФ

Налоговая ставка

Различаются по видам добываемых полезных ископаемых.

Налоговый период

Календарный месяц



Для более полного представления о механизме уплаты и исчисления НДПИ, необходимо подробнее рассмотреть  также и способы оценки полезных ископаемых, а точнее, методические основы экономической оценки полезных ископаемых, о чем и пойдет речь в следующем пункте.

2.2 Методические основы экономической оценки полезных ископаемых
В экономической науке исследовались различные методы экономической оценки природных ресурсов и установления размеров платы за их пользование [23].  Наиболее популярные методы отражены в таблице 2.2
[25, с. 464].

                                                                                                         Таблица 2.2

Методы экономической оценки природных ресурсов

Метод

Сущность

Затратный

Оценка природных ресурсов определяется по величине расходов на их добычу, освоение или использование.



Результативный

Экономическую оценку (стоимость) имеют лишь те природные ресурсы, которые  приносят доход. Стоимость ресурсов определяется денежным выражением первичной продукции, получаемой  от их эксплуатации, либо разницей между полученным доходом и текущими затратами.

Затратно — ресурсный

При определении стоимости природных ресурсов соединяются затраты на их освоение и доход от использования.



Рентный

Лучшие ресурсы (использование которых дает относительно большой доход при одинаковых затратах) получают большую стоимость;  затраты на освоение ресурсов ориентированы на некий  средний уровень;  учитывается факт ограниченности данных природных ресурсов. При рентном подходе  обоснована необходимость  разделения  собственника ресурсов и их пользователя для возникновения рентных платежей.



Воспроизводственный

Использование каких-либо природных ресурсов должно подразумевать их восстановление. Стоимость природных ресурсов определяется как совокупность затрат, необходимых для их воспроизводства (или как компенсации потерь) за определенный период.



Монопольно – ведомственный

Размер платежей за пользование природными ресурсами должен соответствовать потребностям финансового обеспечения специализированных федеральных служб (министерств и ведомств), в настоящее время монопольно распоряжающихся (управляющих)  природными
 ресурсами.



При определении количества добытого полезного ископаемого применяется как простой, так и косвенный методы [28, с. 7]. При прямом методе количество добытого полезного ископаемого устанавливается путем непосредственного замера с помощью измерительных средств и устройств маркшейдерскими службами. При невозможности применения прямого метода используется косвенный   метод, который заключается в определении количества  добытого полезного ископаемого по данным о его содержании в добытом (извлеченном)  минеральном сырье. Этот метод отражается в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и изменяется только в случае внесения поправок в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи
полезных ископаемых.

В свою очередь применение на практике каждого из этих методов осуществляется с учетом особенностей добычи того или иного вида полезного ископаемого, которые регулируются нормами иного (неналогового) законодательства. Особо точные методы должны применяться при добыче драгоценных металлов. Так, например, не подлежащие переработке самородки драгоценных металлов, а также уникальные драгоценные камни учитываются отдельно. Налоговая база по ним определяется тоже отдельно. При извлечении драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учета при добыче, осуществляемого в соответствии с законодательством о драгоценных камнях [2]. Оценка стоимости  добытых полезных ископаемых (статья 340 НК РФ) определяется  налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов [5, с. 648-652]:

— исходя из сложившейся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета государственных субвенций;

— исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого;

— исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.

На практике возникают некоторые сложности с определением объекта налогообложения в связи с возможностью оценки стоимости добытого полезного ископаемого исходя из его расчетной стоимости, т. е. затрат на добычу. Учитывая, что расчетная стоимость всегда существенно ниже стоимости, определенной исходя из цен реализации полезных ископаемых, налогоплательщики стремятся использовать именно этот метод оценки. В ряде случаев это приводит к некорректному подсчету затрат на добычу.

Оценка производится отдельно по каждому виду добытого полезного ископаемого исходя из цен реализации   соответствующего добытого полезного ископаемого [5, с. 643].

В связи с вышесказанным, можно сделать вывод об основном недостатке налога на добычу полезных ископаемых – он не делает разницы между высоко-  и низкодоходными нефтедобывающими предприятиями и месторождениями, т. к. ставки дифференцированы только по видам полезных ископаемых [29, с. 21-23].

Производительность скважин может отличаться в десятки раз. Следовательно, не решается вопрос изъятия  дифференциальной ренты с помощью этого налога [25, с. 22]. В настоящее время приняты конкретные меры по изменению системы налогообложения и таможенного регулирования добычи и реализации нефти с целью регулирования уровня рентабельности добывающих компаний. Но, несмотря на  установление с 1 января 2007 г. специфической базовой ставки в размере 419 руб. за одну тонну добытой нефти [3], применение коэффициентов, уменьшающих мировые цены на нефть и степень выработанности участка недр, проблема изъятия ренты при нефтедобыче не решена до конца, так как ставка налога плоская, без дифференциации в зависимости от условий добычи [30, с. 22-24].

Специалисты (эксперты) предлагают много вариантов ее решения, наиболее популярной является идея  установки  уровня налогообложения  на основе  оценки рентного дохода в целом по добывающей промышленности. Эта оценка основана на том, что из суммарной отраслевой выручки вычитаются затраты и некоторый (завышенный) показатель рентабельности. Полученная величина является рентным доходом, подлежащим изъятию.  Предлагается дополнительные доходы, результатом  которых является  внедрение  передовых технологий, повышающих  отдачу нефтяных  пластов, оставлять в распоряжении  недропользователя для дальнейшего  технического совершенствования и, как следствие, снижения соответственно издержек  по добыче сырья.

Следующая идея заключается  в замене налога на добычу  полезных ископаемых  налогом на сверхприбыль. Сверхприбыль определяется как выручка от реализации нефти за вычетом себестоимости и так называемой нормальной прибыли, которая рассчитывается  исходя из  стоимости  основных производственных фондов норматива  рентабельности 15%. Налоговым последствием такого варианта является то, что он стимулирует возможное увеличение затрат разработки  месторождений,  так как сэкономленная величина станет объектом налогообложения. В итоге у недропользователя будет отсутствовать стимул к повышению эффективности добычи сырья. Кроме того, вертикально интегрированные структуры добывающих компаний, используя  трансфертные цены, могут при желании манипулировать рентабельностью.

Возможно совершенствование рентных платежей в недропользовании и при взимании неналоговых платежей. В настоящее время регулярные платежи взимаются  в том числе и за предоставление пользователям недр исключительных прав и оценку месторождений полезных ископаемых, их разведку на континентальном шельфе и в исключительной экономической зоне  РФ и за ее пределами на территориях, находящихся  под юрисдикцией  РФ. Величина регулярных платежей зависит  от экономико – географических  условий,  размера участка недр, вида полезного ископаемого, продолжительности работы, степени геологической  изученности  территории и степени риска. Конкретный размер  ставки регулярного  платежа устанавливается  отдельно для каждого  участка недр, на который  выдается лицензия на пользование недрами. Следовательно, при установлении критериев, более четко  учитывающих особенности используемого участка, появится возможность определять величину платежей с учетом рентной составляющей.

Эксперты рассматривают и возможность изъятия дифференциальной ренты посредством включения соответствующих платежей в лицензионное соглашение. Включение в лицензионное соглашений условий разработки конкретных месторождений даст возможность  учесть многообразие  индивидуальных особенностей  добычи полезных ископаемых: глубины залегания, степени выработанности месторождений, других факторов, и использовать эти показатели при определении уровня платежей. Во всех случаях  при решении проблемы рентных платежей следует не только руководствоваться фискальными интересами государства, но и учитывать их роль в эффективности развития  ТЭК России [23, с. 5].    продолжение
--PAGE_BREAK--
2.3 Соглашения о разделе продукции
Механизм раздела продукции ус­пешно действует сегодня в 64 стра­нах мира, включая Китай, Аргенти­ну, Вьетнам, Индию, Египет, Ниге­рию, Оман и многие другие. СРП обеспечивают рациональное ис­пользование национальных мине­ральных ресурсов и приносят боль­шие доходы государству.

Существуют разные модели СРП — индонезийская, ливийская, перу­анская. В мире нет двух одинаковых СРП: каждая страна имеет свою СРП. Соглаше­ния различаются условиями разде­ла продукции, наличием или отсут­ствием регулярных платежей за пользование недрами (роялти), су­ществованием предельного уровня возмещаемых инвестору затрат (кост-стоп), значимостью разовых платежей (бонусов).

Преимущество СРП — в их уни­версальности. Правовой механизм раздела продукции может быть ис­пользован для действующих проек­тов (месторождений, находящихся в разработке) и для новых, для бога­тых и для бедных, но цена права пользования в каждом конкретном случае будет соответствующей.

Система налогообложения при СРП в виде специального режима налогообложения введена в действие с 1 января 2004 г. принятием специальной гл. 264 НК РФ.

Правовые основы отношений, возникающих в процессе осуществления российских и иностранных инвестиций в поиск, разведку и добычу минерального сырья на российской территории, а также континентальном шельфе и в пределах исключительной экономической зоны нашей страны на условиях СРП, регулируется принятым в 1995 г. Федеральным законом «О соглашениях о разделе продукции». Данный закон до принятия гл. 264 НК РФ определял также и возникающие при этом налоговые отношения. Кроме того, вопросы налогообложения при выполнении СРП были включены в некоторые законодательные акты по налогам и сборам. В частности, в федеральных законах, определяющих порядок и условия уплаты отдельных налогов (налога на имущество предприятий, таможенной пошлины и т. д.), были установлены налоговые и таможенные льготы при выполнении СРП. При этом нормы, установленные указанными законодательными актами, не всегда в полной мере соответствовали нормам Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции».

Включение в состав НК РФ отдельной главы «Система налогообложения при выполнении соглашений о разделе продукции» вызвано необходимостью более четко и полно определить особенности налогообложения при выполнении СРП как в целях создания стабильных условий работы инвесторов, так и в целях соблюдения интересов государства при реализации указанных соглашений. Кроме того, принятие этой главы Кодекса было необходимо для унификации в одном законодательном акте всех вопросов, возникающих при реализации СРП.

Согласно российскому законодательству соглашение о разделе продукции – это договор, в соответствии с которым Российская Федерация предоставляет субъекту предпринимательской деятельности, т. е. инвестору, на возмездной основе и на конкретный срок исключительные права на поиски, разведку, добычу минерального сырья на участке недр, указанном в соглашении, и на проведение связанных с этим работ.

На основе такого соглашения, заключаемого в каждом конкретном случае по отдельному участку недр минерального сырья, полученная в результате разработки данного участка недр продукция подлежит разделу между государством и соответствующим инвестором. 

В соглашении определяются условия, связанные с пользованием недрами, в том числе и порядок раздела произведенной продукции между сторонами соглашения. Кроме того, в нем устанавливается порядок определения общего объема произведенной продукции и ее стоимости. Особое место в соглашении занимает определение части произведенной продукции, которая должна быть передана в собственность инвестора для возмещения его расходов на выполнение работ по соглашению. Эта часть продукции получила название «компенсационная продукция». Состав возмещаемых расходов инвестора также устанавливается в соглашении.

Основные параметры соглашений о разделе продукции формируются в ходе переговоров представителей органов исполнительной власти и потенциального инвестора на основе технико-экономического обоснования по каждому конкретному участку недр. В ходе переговорного процесса может быть выбран в рамках предусмотренного законодательства различный предельный уровень компенсационной продукции, а также схема раздела прибыльной продукции. Перед подписанием каждого конкретного соглашения о разделе продукции должен проводиться анализ его экономической эффективности, т. е. влияния на доходную и расходную части бюджетов всех уровней. Естественно, что заключение каждого конкретного соглашения возможно лишь при условии его эффективности.

Кроме того, необходимо иметь в виду, что указанный специальный налоговый режим применяется только по тем соглашениям, которые заключены в соответствии с Федеральным законом «О соглашениях о разделе продукции».

Налогоплательщиками при выполнении СРП налоговым законодательством признаны организации, являющиеся инвесторами соглашения. Инвестор – это юридическое лицо или создаваемое на основе договора о совместной деятельности объединение юридических лиц, осуществляющие вложение собственных, заемных или привлеченных средств в поиск, разведку и добычу минерального сырья и являющиеся пользователями недр на условиях соглашения о разделе продукции.

Налогоплательщик имеет право поручить исполнение своих обязанностей, связанных с применением данного специального налогового режима, своему уполномоченному представителю, называемому оператором. 

Для применения указанного налогового режима налогоплательщик должен представить в налоговый орган соответствующее письменное уведомление, а также подписанное соглашение о разделе продукции.

Одновременно с этим налогоплательщик обязан представить в налоговый орган еще один важнейший документ. Дело в том, что до подписания соглашения по соответствующему участку недр должен быть проведен аукцион на предоставление права пользования им не на условиях раздела продукции, а на общих основаниях, определенных Законом о недрах. И только в том случае, если на этих условиях аукцион будет признан недействительным в связи с отсутствием желающих принять в нем участие, данный участок недр может быть передан в разработку на условиях раздела продукции. В связи с этим налогоплательщик должен представить в налоговый орган также решение об утверждении результатов данного аукциона и о признании его несостоявшимся в связи с отсутствием участников.   

Важнейшей характерной особенностью системы налогообложения при выполнении СРП является замена уплаты части налогов и сборов, установленных российским налоговым законодательством, разделом произведенной продукции в соответствии с условиями конкретного соглашения. При этом НК РФ предусмотрена возможность применения двух вариантов раздела продукции.

Согласно первому, основному, варианту в соглашении должны быть предусмотрены условия и порядок распределения между государством и инвестором как произведенной, так и прибыльной продукции. При этом предельный уровень передаваемой в собственность инвестора доли произведенной продукции для возмещения его затрат (компенсационная продукция) не должен превышать 75%, а при добыче на континентальном шельфе – 90% общего объема произведенной продукции.

Прибыльная продукция представляет собой произведенную продукцию за минусом той ее части, эквивалент которой используется для уплаты налога на добычу полезных ископаемых, а также за вычетом компенсационной продукции. Законом не предусмотрены предельные нормы распределения прибыльной продукции. Порядок и условия ее распределения должны устанавливаться в каждом конкретном соглашении.

Согласно закону второй вариант может применяться лишь в отдельных случаях как исключение. При использовании этого варианта в соглашении должны быть предусмотрены порядок и условия определения принадлежащих государству и инвестору долей произведенной продукции. Причем пропорции такого распределения определяются в зависимости от геолого-экономической и стоимостной оценки участка недр, показателей технико-экономического обоснования соглашения, а также технического проекта. В то же время НК предусмотрено, что доля инвестора не должна превышать 68% произведенной продукции и соответственно доля государства должна бать не ниже 32%.

В том случае, когда раздел продукции производиться согласно первому варианту, налогоплательщик обязан уплачивать следующие налоги и сборы: НДС, налог на прибыль организаций, ЕСН, НДПИ, платежи за пользование природными ресурсами, плата за негативное воздействие на окружающую среду, плата за пользование  водными объектами, государственная пошлина, таможенные сборы, земельный налог и акцизы.

Вместе с тем законодательством установлено, что суммы уплаченных выше налогов, за исключением налог на прибыль организаций и НДПИ, должны в дальнейшем быть возмещены инвестору в составе возмещаемых расходов.

Одновременно с этим налогоплательщик может быть освобожден от уплаты региональных и местных налогов и сборов по решению соответствующего законодательного или представительного органа местного самоуправления.

Федеральным законодательством установлено, что вне зависимости от принятия или непринятия региональными и местными органами таких решений налогоплательщик в случае применения первого варианта раздела продукции не должен уплачивать налог на имущество организаций в отношении основных средств, нематериальных активов, запасов и затрат, которые находятся на его балансе и используются исключительно для осуществления предусмотренной соглашением деятельности. В том случае, если это имущество используется не для целей, связанных с выполнением работ по соглашению, оно должно облагаться указанным налогом в общеустановленном порядке.

Налогоплательщик также освобождается от уплаты транспортного налога в части принадлежащих ему транспортных средств (за исключением легковых автомобилей), используемых исключительно для целей СРП.

В случае использования транспортных средств не для целей соглашения уплата транспортного налога должна осуществляться налогоплательщиком в общеустановленном порядке.

При выполнении соглашения, предусматривающего второй вариант раздела произведенной продукции, инвестор должен уплачивать единый социальный налог, государственную пошлину, таможенные сборы, НДС и осуществлять платежи за негативное воздействие на окружающую среду. При этом Налоговый Кодекс не предусматривает в данном случае последующего возмещения уплаченных налогов.

Так же как и в первом варианте, налогоплательщик может быть освобожден от уплаты региональных и местных налогов и сборов по решению соответствующего законодательного или представительного органа государственной власти или представительного органа местного самоуправления.

Вне зависимости от применяемых вариантов раздела продукции налогоплательщик освобождается от уплаты таможенной пошлины в части товаров, ввозимых на российскую таможенную территорию для выполнения работ по соглашению, предусмотренных программами работ и сметами расходов, утвержденными в установленном соглашением порядке, а также в части продукции, произведенной в соответствии с условиями соглашения и вывозимой с российской таможенной территории.

Если инвестор не освобожден от уплаты региональных и местных налогов и сборов, то его затраты по уплате указанных налогов и сборов должны возмещаться на сумму фактически уплаченных налогов и сборов за счет соответствующего уменьшения доли произведенной продукции, передаваемой соответствующему субъекту РФ.

Таким образом, обобщая перечень уплачиваемых при выполнении СРП налогов, можно сделать следующие выводы, которые представлены в
 виде таблицы 2.3 [30, с. 86-88].

Как уже отмечалось, специальный режим налогообложения при выполнении СРП с принятием соответствующей главы НК РФ может применяться только в том случае, если в результате проведения аукциона на разработку конкретного участка недр на общеустановленных условиях уплаты налогов не выявились желающие принять в нем участие. Тем самым должно быть подтверждено, что данный участок недр экономически невыгодно разрабатывать на общих основаниях, т. е. для его разработки требуются значительно большие финансовые ресурсы, чем для разработки иных месторождений. При разработке на условиях СРП удлиняются сроки разработки таких участков, а соответственно и сроки окупаемости вложенных средств. В связи с этим система налогообложения при выполнении СРП является более льготной, чем общий режим налогообложения. Но вместе с тем потенциальным инвесторам необходимы государственные гарантии стабильности данного специального налогового режима. Для обеспечения таких гарантий в НК РФ предусмотрено, что в случае несоответствия положений самого Кодекса или других федеральных налоговых законов, а также налоговых законодательных актов субъектов Федерации и нормативных правовых актов органов местного самоуправления условиям соответствующих соглашений должны применяться условия этих соглашений.

Единственное исключение сделано при уплате НДС. В случае изменения в течение срока действия СРП ставки этого налога исчисление и уплата НДС должны осуществляться налогоплательщиком по этой измененной налоговой ставке.

Кодексом также установлено, что система налогообложения при выполнении СРП должна применяться в течение всего срока действия соответствующего соглашения. В том случае, если в течение срока действия соответствующего соглашения произойдут изменения наименований каких-либо налогов и сборов без изменений при этом элементов налогообложения, такие налоги и сборы должны исчисляться и уплачиваться при выполнении соглашения с новым наименованием.

Единственное исключение сделано при уплате НДС. В случае изменения в течение срока действия СРП ставки этого налога исчисление и уплата НДС должны осуществляться налогоплательщиком по этой измененной налоговой ставке.

Кодексом также установлено, что система налогообложения при выполнении СРП должна применяться в течение всего срока действия соответствующего соглашения. В том случае, если в течение срока действия соответствующего соглашения произойдут изменения наименований каких-либо налогов и сборов без изменений при этом элементов налогообложения, такие налоги и сборы должны исчисляться и уплачиваться при выполнении соглашения с новым наименованием.

В том же случае, если в течение срока действия соответствующего соглашения изменились порядок уплаты налогов и сборов, а также формы, порядок заполнения и сроки представления налоговых деклараций без изменения налоговой базы, налоговой ставки и порядка исчисления налога, уплата налогов и сборов, а также представление налоговых деклараций должны производиться в соответствии с измененным законодательством о налога и сборах.

Если СРП заключены до вступления в силу Федерального закона «О соглашениях о разделе продукции» и соответствующей главы НК РФ, то должны применяться условия освобождения и уплаты налогов и сборов, а также порядок исчисления, уплаты и возмещения уплаченных налогов и сборов, которые предусмотрены в соответствующих соглашениях

                                                                                                               

                                                                                                                     Таблица 2.3

Варианты налогообложения при выполнении СРП





Традиционный (обычный) вариант раздела продукции

Прямой вариант раздела продукции (налоги возмещению не подлежат)

Инвесторы уплачивают

Налог на прибыль организаций

ЕСН

НДПИ

Государственная пошлина

Инвесторам возмещаются

НДС

Таможенные сборы

ЕСН

НДС

Платежи за пользование природными ресурсами

Плата за негативное воздействие на окружающую среду

Плата за негативное воздействие на окружающую среду



Плата за пользование водными объектами

Государственная пошлина

Таможенные сборы



Земельный налог

Акциз



Инвесторы не уплачивают



Налог на имущество организаций в отношении имущества, используемого исключительно для осуществления деятельности, предусмотренной соглашениями

Таможенную пошлину по товарам, ввозимым на таможенную территорию РФ для выполнения работ по соглашению, предусмотренных программами работ и сметами расходов, утвержденными в установленном соглашением порядке, а также продукции, произведенной в соответствии с условиями соглашения и вывозимой с таможенной территории РФ



Транспортный налог в отношении принадлежащих инвестору транспортных средств (за исключением легковых автомобилей), используемых исключительно для целей соглашения 

Региональные и местные налоги и сборы по решению соответствующего законодательного (представительного) органа государственной власти или представительного органа местного самоуправления



При выполнении СРП объект налогообложения, налоговая база, налоговый период, налоговая ставка и порядок исчисления ряда налогов определяется с учетом ряда особенностей.

В первую очередь необходимо отметись характерные особенности определения налоговой базы, исчисления и уплаты НДПИ, а также налога на прибыль организации при выполнении первого вариант соглашений, предусматривающего раздел не только произведенной, а также и прибыльной продукции.

Сумма НДПИ, подлежащего уплате в бюджет, определяется налогоплательщиком исходя из соответствующей главы НК РФ, но с учетом следующих особенностей: налоговая база при добыче нефти и газового конденсата должна определяться как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении отдельно по каждому соглашению, налоговая ставка при этом установлена в размере 419 руб. за одну тонну с учетом коэффициентов. Сумма НДПИ при добычи нефти и газа исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставке (с учетом коэффициентов) и величины налоговой базы.

При определении суммы налога на прибыль налогоплательщик должен помнить, что объектом налогообложения считается прибыль, полученная налогоплательщиком в связи с выполнением соглашения, т. е. доход от выполнения соглашения, уменьшенный на величину расходов.

При этом доходом налогоплательщика от выполнения СРП считается стоимость прибыльной продукции, принадлежащей инвестору, а также полученные им внереализационные доходы, определяемые в общеустановленном порядке.

Стоимость прибыльной продукции определяется как произведение объема прибыльной продукции и цены произведенной продукции, установленной в соглашении. При этом цена нефти не может быть ниже среднего за отчетный период уровня цен сырой нефти марки «Юралс», определяемого как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых ранках нефтяного сырья за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем отчетном периоде.

Расходами налогоплательщика считаются обоснованные и документально подтвержденные расходы, произведенные им при выполнении соответствующего соглашения.

Состав расходов, размер и порядок их признания должны определяться в общеустановленном порядке, но с учетом следующих особенностей.

Обоснованными расходами при этом являются расходы, произведенные налогоплательщиком в соответствии с программой работ и сметой расходов, утвержденными в установленном порядке, а также внереализационные расходы, непосредственно связанные с выполнением соглашения.

Характерной особенностью исчисления расходов налогоплательщика при выполнении СРП является их разделение на расходы, возмещаемые за счет компенсационной продукции (возмещаемые расходы), и на расходы уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль.

Как уже отмечалось, возмещаемыми расходами считаются затраты, понесенные налогоплательщиком в отчетном или налоговом периоде при выполнении работ по соглашению в соответствии с программой работ и сметой расходов. Они подразделяются на затраты, произведенные налогоплательщиком до и после вступления конкретного соглашения в силу.

Расходы, произведенные до вступления соглашения в силу, могут быть признаны возмещаемыми, если соглашение заключено по ранее не разрабатываемым месторождениям полезных ископаемых и эти расходы не были предъявлены ранее недропользователем участка недр для целей исчисления в общеустановленном порядке налога на прибыль.

Указанные расходы должны быть отражены налогоплательщиком в смете расходов, предъявляемой одновременно со сметой расходов на первый год работ по соглашению.

Расходы на освоение природных ресурсов, перечень которых определен для всех налогоплательщиков налога на прибыль в НК РФ, включаются в состав расходов одновременное в течение 12 месяцев.

Затраты на приобретение, сооружение, изготовление, доставку и подготовку к использованию амортизируемого имущества включаются в состав возмещаемых расходов в сумме фактических расходов при условии их включения в программу работ и смету расходов. При этом начисление амортизации по таким расходам не производится.

Управленческие расходы, расходы на информационные и консультационные услуги, расходы на рекламу и т. д. подлежат возмещению в размере норматива этих расходов, установленного соглашением, но не более двух процентов общей суммы расходов, возмещаемых налогоплательщику в отчетном или налогом периоде. Превышение сумы управленческих расходов над установленным нормативом должно быть учтено при формировании налоговой базы инвестора по налогу на прибыль. Подлежат возмещению также фактически уплаченные  налогоплательщиком перечисленные выше федеральные, региональные и местные налоги.

Российским налоговым законодательством установлен также конкретный перечень расходов, которые не могут быть признаны возмещаемыми. К ним в первую очередь относят расходы, осуществленные налогоплательщиком до вступления в силу соответствующего соглашения. Сюда, в частности, отнесены затраты на приобретение пакета геологической информации для участия в аукционе на право пользования участком недр на условиях соглашения. Одновременно не признаются возмещаемыми и отдельные виды расходов, понесенные налогоплательщиком после вступления соглашения в силу. Среди них – НДПИ, а также оговоренные в соглашении разовые платежи за пользование недрами. К этой категории относят платежи, включая проценты по полученным кредитным и заемным средствам, а также комиссионные выплаты по ним и другие расходы, связанные с получением и использованием заемных средств для финансирования деятельности по соглашению. Кроме того, не подлежат возмещению расходы на НИОКР, судебные и арбитражные расходы, расходы на возмещение причиненного ущерба, расходы в виде недостачи материальных ценностей в производстве и на складах предприятий торговли в случае отсутствия виновных лиц и т. д.  

Расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль, включают общеустановленные для всех налогоплательщиков по данному налогу затрату, учитываемые в целях налогообложение и не включенные в состав возмещаемых расходов. При этом в указанные расходы не должны включаться сумы налога на добычу полезных ископаемых.

Как и по любому другому налогу, налоговой базой которого служит доход, при налогообложении дохода, полученного налогоплательщиком в виде части прибыльной продукции, важно определить дату получения дохода. Ею признается последний день отчетного или налогового периода, в котором был осуществлен раздел продукции.

Налоговой базой для налога на прибыль при реализации СРП является денежной выражение подлежащей налогообложению прибыли. При этом налоговая база должна определяться раздельно по каждому соглашению. В том случае, если налоговая база для соответствующего налогового периода отрицательная величина, для этого налогового периода она признается равной нулю. Но при этом налогоплательщику предоставлено право уменьшить налоговую базу на величину полученной отрицательной величины в последующие налоговые периоды в течение 10 лет, следующих за тем налоговым периодом, в котором получена отрицательная величина, но не более срока действия соглашения.

Налоговая ставка устанавливается при подписании соглашения и должна соответствовать действующей на тот момент ставке налогообложения
прибыли организации.

Определенные особенность имеются в порядке уплаты НДС при выполнении СРП. При реализации СРП установлены следующие дополнительные операции, не подлежащие налогообложению по НДС:

— передача на безвозмездной основе имущества, необходимого для выполнения работ по утвержденному в установленном порядке соглашению между инвестором и оператором, т. е. организацией непосредственно осуществляющей выполнение работ по соглашению;

— передача организацией, являющейся участником не имеющего статуса юридического лица объединения организаций, выступающих в качестве инвесторов в соглашении, другим участникам такого объединения соответствующей доли произведенной продукции, полученной инвестором по условиям
соглашения;

— при передаче налогоплательщиком в собственность государства вновь созданного или приобретенного им имущества, использованного для выполнения работ по соглашению и подлежащего передаче государству в соответствии с условиями соглашения.   

При выполнении СРП за налогоплательщиком сохраняется обязанность предоставления в налоговые органы налоговых деклараций по месту нахождения участка недр. Декларации при этом составляются отдельно по каждому налогу, соглашению отдельно от других видов деятельности налогоплательщика. В том случае, если участок недр расположен на континентальном шельфе РФ или в пределах исключительной экономической зоны, налогоплательщик должен представлять налоговые декларации по указанным налогам в налоговые органы по местонахождению налогоплательщика.

Налогоплательщик подлежит постановке на учет в налоговом органе по месту нахождения участка недр. Если в качестве инвестора по соглашению выступает объединений организаций, не имеющих статуса юридического лица, на учет по месту нахождения участка недр обязаны встать все организации, входящие в состав указанного объединения. Исключение сделано лишь при разработке предоставленных в пользование на условиях соглашения участков недр, расположенных на континентальном шельфе РФ или в пределах ее исключительной экономической зоны. В этом случае постановка налогоплательщика на учет производится в налоговом органе по месту нахождения данного налогоплательщика.

Налогоплательщик обязан в течение 10 дней с даты вступления  в силу соответствующего соглашения подать заявление о постановке на учет в налоговом органе и получить в налогом органе свидетельство о постановке на учет. В данном свидетельстве содержатся следующие данные: наименование соглашения, дата вступления соглашения в силу и срок его действия, наименование участка недр, предоставленного в пользование и указание его местонахождения, а также указание на то, что данный налогоплательщик является инвестором по соглашению или оператором соглашения и что в отношении этого налогоплательщика применяется данный налоговый режим.

По данной главе можно сделать вывод, что, несмотря на все существующие трудности при исчислении и уплате НДПИ,  СРП, каждый налогоплательщик выбирает один из наиболее близких ему методов оценки полезных ископаемых. Таким образом, после рассмотрения теории и практики налогообложения недропользователей, необходимо осветить некоторые направления развития системы налогообложения, т. е. перспективы данного налога, на примере российского опыта налогообложения и существующих при этом проблем, о чем и пойдет речь в следующей главе.    продолжение
--PAGE_BREAK--
3 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ СИСТЕМЫ
НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ
3.1 Отечественный опыт налогообложения недропользования
Система налогообложения Российской Федерации с момента обретения независимости существенно не изменилась. Налоговый кодекс введен в действие 31 июля 1998 г. – первая глава, и 5 августа 2000 г. – вторая глава,  в настоящее время в стране проводится работа по внесению в него изменений в связи с улучшением экономической ситуации и необходимостью повышения стимулирующей функции налогов.

Для всех организаций предусмотрена единая система налогообложения, т. е.  добывающие предприятия страны подлежат налогообложению без учета специфики своей деятельности (табл. 3.1).

                                                                                                     Таблица 3.1

Система налогообложения недропользователей



Вид налога

Налогооблагаемая база

Ставка в 2007 году

1

2

3

Налог на прибыль юридических лиц

Доход (прибыль), исчисленный как разница между совокупным доходом и вычетами, определенными в соответствии с законодательством

24%

НДС

Оборот по реализации и импорт товаров (услуг, работ)

18%

Акцизный налог на:


Стоимость реализованной продукции



-автомобильный бензин

3 629 р. 00 коп за 1 т



-дизтопливо

1 080 р. 00 коп за 1 т

-моторные масла для дизельных и карбюраторных двигателей

2 951 р. 00 коп за 1 т

Налог на имущество юр.  лиц

Среднегодовая стоимость основных средств и нематериальных активов

не могут превышать 2,2%,

НДПИ при добыче:



Стоимость добытой продукции



-газа



147 р. за 1000м3

Окончание табл. 3.1





1

2

3

-нефти



147 р. за 1 т

-газового конденсата

17,5%

Водный налог

Объем водных ресурсов, использованных для производственных технических нужд

Ставки дифференцированы

Земельный налог

Кадастровая стоимость земельного участка

1,5%, дифференцирование налоговых ставок в зависимости от категории земель

Единый социальный налог

Фонд оплаты труда

26%


Дальнейший материал будет рассмотрен на примере нефтегазовых компаний ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг», т. к. именно нефтегазовые компании являются основными плательщиками НДПИ, т. е. основная доля платежей в бюджет РФ поступает именно от таких компаний.

 Для добывающих предприятий наиболее значимыми налогами являются НДС, акцизы, НДПИ, ЕСН и налог на прибыль (табл. 3.2). Рассмотрим налоги и сборы, уплачиваемые ОАО «Лукойл».

                                                                                                         Таблица 3.2

Структура налогов и сборов, уплачиваемых предприятиями
 ОАО «Лукойл» и его дочерними и зависимыми обществами, млн. долл. США



Вид налога

2007 г.

2006 г.

2005 г

НДС

4 575

4 253

3 948

Акцизный налог

734

610

654

Налог на прибыль

3 507

2 773

2 467

Налог на имущество

284

219

210

Земельный налог

74

59

43

Налог за пользование недрами

8 482

7 281

5 590

Прочие налоги

105

160

162


Как видно из таблицы 3.2, налоги (кроме налога на прибыль) выросли в 2007 году на 16%, или на 1 292 млн долл. США, по сравнению с 2006 годом в результате увеличения НДПИ в основном из-за увеличения его ставки на 16,0%. Если же сравнивать 2006 г. и 2005 г., то можно сказать, что рост налогов обусловлен главным образом ростом НДПИ на 1 691 млн долл. США. Прочие налоги в 2005 году включали в себя 150 млн долл. США, начисленных по результатам налоговых проверок предприятий. Наиболее понятна таблица 3.2 при демонстрации рис. 3.1 [34].

Рис. 3.1.Налоги и сборы, уплачиваемые ОАО «ЛУКОЙЛ»
Общий объем расходов компании по налогу на прибыль по сравнению с 2006 годом увеличился на 734 млн долл. США или на 26,5%. Это связано с увеличением прибыли до уплаты налогов на 2 761 млн долл. США или на 26,9%. По сравнению с 2005 годом общий объем расходов компании по налогу на прибыль увеличился в 2006 году на 306 млн долл. США или на 12,4%. Это связано с ростом прибыли до уплаты налогов 1 347 млн долл. США, или
на 15,1%.

И все же основным налогом для недропользователей остается НДПИ. Он оказывает наибольшее влияние на формирование финансовых показателей, так как учитывается в общих затратах и соответственно уменьшает прибыль добывающих предприятий.

В  Российской Федерации в дополнение к налогу на прибыль существует целый ряд других налогов, базой для уплаты который является выручка или количественные показатели: налог на добычу полезных ископаемых, акцизные сборы и экспортные тарифы, налог на имущество, единый социальный налог, НДС, прочие местные налоги и сборы.

Средние ставки налогов, применяемых для налогообложения нефтяных компаний Российской Федерации можно увидеть в таблице 3.3 [31, с. 74-75].
                                                                                                         Таблица 3.3

Ставки налогов, применяемые для налогообложения

 нефтяных компаний РФ



Наименование

 налога

Ед. измер.

2007

год

Изменение

к 2006 г., %

2006

год

Изменение

к 2005 г., %

2005

год

1

2

3

4

5

6

7

Пошлины на экспорт нефти

Долл/т

206,70

4,9

197,01

50,8

130,62

Пошлины на экспорт продуктов нефтепереработки



— легкие дистилляторы (бензин), средние дистилляторы (реактивное топливо), дизельное топливо и гайзоли

Долл/т



151,59

5,7

143,40

55,4

92,26

— жидкие топлива
(мазут)

Долл/т

81,64

5,7

77,27

46,5

52,73

Акцизы на продукты нефтепереработки



  — прямогонный бензин

Руб./т

2657,0

-

2 657,0

-

-

  — дизельное топливо

Руб./т

1080,0

-

1 080,0

-

1 080,0

НДПИ на:



— нефть

Руб./т

2472,6

9,1

2 265,6

20,8

1 876,2

Окончание табл. 3.3

1

2

3

4

5

6

7

— природный газ

Руб/1000м3

147,00

-

147,00

8,9

135,00



Размер налога за пользование недрами зависит от двух факторов: стоимости добываемого сырья (цены) и ставки налога.

Учитывая стратегическое значение продукции нефтегазовой отрасли, в том числе ее влияние на финансовое состояние других отраслей экономики, государство считает необходимым регулировать цены на углеводородное сырье для добывающих предприятий. С одной стороны, ограничение роста цен на нефть, природный газ и конденсат в определенной мере сдерживает инфляционные процессы, но, с другой стороны, нефтегазодобывающие предприятия не покрывают все затраты по добыче, т.е. обеспечивается лишь безубыточная их работа. При создавшихся условиях добыча нефти практически для всех предприятий убыточна, и эти убытки перекрываются прибылью от добычи газа.

Для добывающих предприятий нефтегазовой отрасли такая практика регулирования цен не позволяет создавать финансовые ресурсы для обеспечения собственного развития. Это особенно важно для малорентабельных нефтедобывающих предприятий с трудноизвлекаемыми и падающими запасами углеводородного сырья.

Причиной изменения  ставок налогов, применяемых для налогообложения нефтяных компаний в России, в 2007 г. по сравнению с 2006 г. стала динамика мировых цен на нефть марки «Юралс». Эти ставки привязаны к мировой цене на нефть и изменяются вслед за ней. Ниже приведены методики расчета таких налогов.

Ставка налога на добычу полезных ископаемых для нефти до 31 декабря 2006 г. определялась следующим образом. Базовая ставка составляет 419 руб. за метрическую тонну добытой нефти и в дальнейшем котируется в зависимости от мировых рыночных цен на нефть марки «Юралс» и обменного курса рубля. Ставка налога равна нулю, если средняя мировая рыночная цена на нефть марки «Юралс» в течение налогового периода меньше или равна 9,00 долл./барр. Дополнительный прирост мировой рыночной цены на нефть марки «Юралс» на 1 долл./барр. выше установленного минимального уровня (9,00 долл./барр.) ведет к росту ставки налога на 1,61 долл./т добычи (или на 0,22 долл./барр. при использовании коэффициента пересчета, равного 7,33).

Другим недостатком НДПИ можно было назвать единую до 1 января 2007 г. ставку для всех месторождений, отсутствие ее дифференцирования.

Начиная с 1 января 2007 г. налоговая ставка дифференцируется в зависимости от стадии разработки и степени выработанности запасов конкретного участка недр. Ставка равняется нулю для сверхвязкой нефти, а также нефти, добываемой в определенных областях  Восточной Сибири в зависимости от срока разработки и объемов добычи. Для других месторождений формула расчета налоговой ставки, описанная выше, умножается на коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр. Коэффициент равняется единице для участков недр с выработанностью менее 80%. Увеличение степени выработанности конкретного участка недр на каждый дополнительный один процент свыше показателя в 80% влечет за собой снижение коэффициента на 0,035. минимальное значение коэффициента составляет 0,3%. Оценка степени выработанности запасов осуществляется на основании установленных государственных данных о запасах и объемах добычи нефти по каждому участку недр.

Налог на добычу природного газа исчисляется с использованием фиксированной ставки. В настоящий момент эта ставка составляет 147 рублей за 1 000 м3нля природного газа.зных искоапемых бъемах добычи нефти по каждому участ, умножается на коэффициент, характеризующий степень вы  природного газа и действует с 1 января 2006 года.

Ставка экспортных пошлин на нефть определяется исходя из действующей прогрессивной шкалы расчета. Ставка пошлины равна нулю в том случае, если средняя мировая цена на нефть марки «Юралс» меньше или равна 15,00 долл./барр. (109,50 долл./т). Каждый дополнительный прирост рыночной цены на 1 долл./барр. В интервале цен от 15,00 до 20,00 долл./барр. (146,00 долл./т) ведет к росту экспортной пошлины на нефть на 0,35 долл./барр. В интервале цен от 20,00 до 25,00 долл./барр. (182,50 долл./т) каждый дополнительный прирост рыночной цены на 1 долл./барр. Ведет к росту экспортной пошлины на нефть на 0,45 долл./барр. Если рыночная цена нефти марки «Юралс» превышает 25,00 долл./барр., то при расчете рыночных цен на 1,00 долл./барр. Прирост экспортной пошлины на нефть составляет 0,65 долл./барр.

Ставки вывозных таможенных пошлин на нефть устанавливаются Правительством Российской Федерации на двухмесячные периоды. Ставки пошлин в определенном периоде зависят от международных цен на нефть марки «Юралс» за два месяца, предшествующих данному периоду. Таким образом, метод расчета экспортной пошлины на нефть, используемый российским Правительством, приводит к двухмесячной разнице между колебаниями цен на нефть и изменением экспортной пошлины.

Ставки экспортных пошлин на нефтепродукты определяются постановлениями Правительства Российской Федерации. Величина ставок зависит от внутреннего спроса на нефтепродукты, а также конъюнктуры на мировом рынке нефти.

Экспорт нефти и нефтепродуктов в страны СНГ, за исключением Украины, не облагается экспортными пошлинами. Начиная с 1 января 2007 года, изменились правила таможенного регулирования между Россией и Белоруссией. Нефть, экспортируемая с территории России в Белоруссию, подлежит обложению таможенной пошлины. В результате последних изменений в таможенном законодательстве РФ для расчета ставки пошлины на экспорт нефти из России в Белоруссию установлен коэффициент, равный 0,293 и применяемый с 1 февраля 2007 г. к ставке экспортной пошлины на нефть, установленной Правительством РФ.

По мнению некоторых специалистов, НДПИ и экспортные пошлины во многом дублируют друг друга, поскольку их ставки пропорциональны физическим объемам нефти и экспортным ценам. Принципиальное различие между ними заключается в том, что НДПИ взимается со всей добычи, а экспортная пошлина – только с экспорта нефти.

Что касается налога на прибыль, уплачиваемого нефтяными компаниями, то он имеет гораздо меньшее значение, чем НДПИ и экспортные пошлины. Налоговая реформа, уменьшившая ставку налога на прибыль с 35 до 24%, привела к тому, что поступления от этого налога резко сократились; в 2000 г. нефтяные компании заплатили около четырех млрд долларов США, а в 2003 г. – всего 3,1 млрд долларов США. Изменения, произошедшие при уплате налога продемонстрированы на рис. 3.2 [36].

Одновременно с увеличением ставки налога за пользование недрами был предусмотрен механизм, через который осуществлялся дифференцированный подход к налогообложению недропользователей. Министерством финансов, исходя из необходимости формирования средств для развития добывающих предприятий, устанавливалась определенная часть налога за пользование недрами, которая оставалась в их ведении. Однако этот механизм учитывал только финансовое состояние добывающих предприятий, а не специфику недропользования — различные условия добычи нефти и газа. Поэтому на практике увеличение ресурсов для инвестиций не произошло: при высокой дебиторской задолженности добывающие предприятия остались должниками перед бюджетом (рис. 3.3) [36]. Из начисленных налогов в бюджет поступает только треть данных налогов.

В 2007 г. ставка налога за пользование недрами снижена с одновременной отменой механизма оставления части налога добывающим предприятиям. С этого года для всех добывающих предприятий установлен единый механизм налогообложения.

До 2002 г. существовали три налога, непосредственно связанные с добычей нефти: налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), налог на пользование недрами (роялти) и акциз на нефть. Первые два налога взимались по адвалорным ставкам с выручки компании, а акциз – по специфической ставке с добычи. Активное использование трансфертных цен привело к тому, что налоговая база по оборотным налогам сильно занижалась. Акциз потерял свое значение после девальвации рубля в 1998 г.


Рис. 3.2.Динамика изменения налоговой нагрузки по предприятиям

ОАО «ЛУКОЙЛ»
Поскольку данная система не удовлетворяла государство, с начала 2002 г. эти три налога были заменены НДПИ, который взимается в настоящее время с нефтедобычи по специфическим ставкам, зависящим от экспортных цен на нефть. Этот налог легко администрируется, и в настоящее время на него приходятся основные поступления в бюджетную систему Российской Федерации от нефтяных компаний.

Рис. 3.3.  Динамика изменений недоимки по НДПИ

Вследствие того, что НДПИ взимается по специфической ставке, величина которой зависит от экспортных цен, этот налог занимает промежуточное положение между акцизом и роялти. НДПИ несколько лучше, чем акциз, но хуже роялти, поскольку не вся цена на нефть идет на экспорт и средняя цена реализации нефти значительно ниже экспортной. Превращение НДПИ в роялти возможно при условии возникновения полноценного внутреннего рынка нефти, что в среднесрочной перспективе не предвидится.  Исправить ситуацию можно, введя справочные цены на основе обратного отсчета от корзины нефтепродуктов. Но здесь возникает проблема определения этих цен, не очень сложная, но дающая возможность для развития коррупции. Сбор же роялти в натуральном виде – нефтью, которую можно экспортировать и использовать для внутренних нужд государства, — в ближайшее перспективе маловероятен.

Из табл. 3.1 видно, что ставка налога за пользование недрами, являющегося по существу аналогом роялти – ресурсной ренты, обусловлена только видом добываемого полезного ископаемого и не учитывает ни особенностей месторождений, ни качества извлекаемых запасов, ни трудности их извлечения и периода разработки, но учитывается степень выработанности участка.

Так, предприятия, имеющие худшие условия добычи, в 2007 г. должны вносить налог  в том же размере, что и предприятия, имеющие лучшие условия. То есть единый механизм налогообложения, не учитывающий объективный рост издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, способствует ухудшению финансового состояния предприятий, добывающих нефть из низкодебитных скважинах.

Практика показывает, что затраты добывающих предприятий, работающих в сложных горно-геологических условиях, растут более быстрыми темпами (табл. 3.4) [37]. При этом рост цен в большинстве случаев отстает от роста затрат и НДПИ.

Таким образом, построенная без учета специфики добычи углеводородов налоговая система затрудняет эксплуатацию низкорентабельных месторождений, а высокое налоговое бремя лишает добывающие предприятия источников инвестиций, что препятствует разработке новых запасов. Это приводит к нерациональному использованию запасов нефти и газа и в конечном итоге к ухудшению состояния сырьевой базы и безвозвратным потерям. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей.
                                                                                                         Таблица 3.4

Затраты нефтегазодобывающих предприятий на добычу нефти

в 2007 году, млн долл. США



Показатель

ОАО «ЛУКОЙЛ»

ОАО «ТНК-ВР Холдинг»

Затраты

13 418

15 986

Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки

27 982

29 573

Налог за пользование недрами

8 482

6 067



Кроме того, по мнению ряда экспертов, привязка к мировым ценам на нефть является существенным недостатком НДПИ. Именно из-за этого НДПИ выполняет еще и функцию изъятия части конъюнктурного дохода, что совершенно не свойственно этому налогу. Существовавшая до 1 января 2007 г. плоская ставка НДПИ, которая зависела только от мировых цен, была якобы одинаковой для всех. На самом деле это не так: чем больше была доля экспорта, тем меньше компания платила НДПИ по отношению к доходам от экспорта. Поэтому часть налоговой нагрузки перекладывалась на экспортную пошлину.

В этих условиях существует два пути стабилизации финансового состояния нефтегазодобывающих предприятий:

— повышение цен, которое в настоящее время невозможно, так как приведет лишь к увеличению дебиторской задолженности предприятий;

— максимально возможное снижение затрат.

Учитывая, что значительную долю (пятая часть) в затратах занимают налоги, наиболее действенным решением представляется использование уже апробированных в мировой практике подходов налогообложения недропользователей на основе дифференциации ставок роялти в зависисмости от природных и иных условий добычи и предоставления льгот вплоть до полной отмены некоторых налогов на месторождениях с падающей добычей или трудноизвлекаемыми запасами нефти и газа. В соответствии с этим подходом ставки роялти устанавливаются в зависимости от рентабельности и дебита скважин (табл. 3.5) [31, с. 74-76].

                                                                                                         Таблица 3.5

Ставки роялти по отдельным странам



Страна

Добыча в сутки, тыс. баррелей

Ставка, %

1

2

3

Абу-Даби

До 100

12,5

До 200

16

Свыше 200

20

Алжир

-

20 и ниже (в зависимости от рентабельности и дебита скважин)

Аргентина



12 – общая

51 – для низкорентабельных
 месторождений

Камерун

До 0,69

2

До 6,9

6

Китай

До 20

0

До 30

4

До 60

8

До 80

10

Свыше 80

12,5

Египет



0-10 в зависимости от рентабельности и дебита скважин

Франция

До 1

0

До 2

6

До 6

9

Свыше 6

12

Марокко

До 70

0

Свыше 70

12,5

Таиланд

До 2

5

До 5

6,25

До 10

12,5

Свыше 10

15

Туркмения

До 3, 649

0

До 7 ,299

2

Казахстан

До 9,7

2

До 19,4

2,5

До 29,1

3

Сегодня аналогичный подход используется при налогообложении земли, который учитывает ее плодородность, месторасположение земельных участков и ряд других факторов.

Расчет роялти по скользящей шкале фактически и служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты. С другой стороны, изменением ставки роялти государство создает для компаний финансовые стимулы для работы в нужном для страны направлении.

В целях совершенствования механизма налогообложения недропользователей в Российской Федерации предлагается введение дифференциации действующих ставок на основе поправочных коэффициентов, учитывающих следующие факторы добычи (рис. 3.4) [29, с. 20-24].

На первом этапе (период апробации – два года с момента введения дифференциации ставок), основной целью которого  является создание благоприятного налогового режима для добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и вновь открытых месторождений, было предложено внедрить дифференциацию только по критерию выработанности месторождения (отношение накопленной добычи к утвержденным извлекаемым (балансовым запасам).

На начальной стадии разработки месторождения, когда производятся дополнительные затраты на добычу углеводородного сырья (бурение новых скважин, обустройство, прокладка нефте- и газопроводов и т. п.), предлагается нулевой поправочный коэффициент, т.е. полное освобождение от уплаты налога. На завершающей стадии разработки – этапе падающей добычи в связи с постепенным истощением запасов (выработкой месторождения), когда для добычи сырья вновь требуются дополнительные материальные затраты, поправочный коэффициент имеет значение менее единицы, т. е. базовая ставка снижена в зависимости от степени выработки запасов, определенной по данным последнего опубликованного баланса запасов.

Введение на первом этапе дифференциации ставки налога лишь по одному критерию не привело к значительному улучшению финансового состояния добывающих предприятий, однако позволило отработать механизм для дальнейшего внедрения поправочных коэффициентов и соответственно минимизировать сопутствующие этому процессу издержки и риски.



Рис. 3.4.  Факторы, используемые для введения поправочных

коэффициентов по налогообложению недропользователей
На втором этапе (составляет два года), целью которого является создание благоприятного инвестиционного климата, предполагается введение поправочных коэффициентов по шести факторам (1-6).

На третьем этапе (еще два года) должны быть внедрены корректирующие коэффициенты с учетом пяти оставшихся факторов (7-11).

Предлагаемая система дифференциации ставок на основе понижающих коэффициентов позволит увеличить прибыль предприятий и улучшить их инвестиционные возможности. По оценке специалистов, применение дифференцированного подхода (с учетом цены на добычу углеводородного сырья и затрат на уровне 2006- 2007 гг.) позволит в целом по предприятиям поднять рентабельность (отношение прибыли к затратам) почти в два раза.

Поэтапное внедрение механизма дифференциации ставки налога за пользование недрами снизит риски, связанные с усложнением администрирования этого налога (исчисление, контроль за правильностью расчетов, возможности занижения уровня дебита, завышения выработанности с целью сокращения налогов) и недопоступлением его в бюджет.

Полный экономический эффект будет достигнут лишь после третьего этапа, когда «заработают» все критерии. При введении предлагаемых критериев дифференциации ставка налога для отдельных добывающих предприятий может измениться (уменьшиться) в 10 раз. Это снизит налоговую нагрузку на предприятия, что позволит продлевать сроки рентабельной разработки месторождений, обеспечивая максимально возможную добычу нефти.

Дифференциация ставок позволят разрабатывать так называемые замыкающие месторождения, нерентабельные при единой ставке НДПИ. Кроме того, дифференциация налоговых ставок вводится для того, чтобы изымать сверхдоходы с пользователей более качественными запасами, содержащими легкую малосернистую нефть, имеющими низкую себестоимость добычи, скважины которых характеризуются высоким дебетом, малой выработанностью и обводненностью, и т. д. Таким образом, дифференциация налоговых ставок увеличивает конкурентоспособность компаний, работающих на низкодоходных месторождениях, за счет других компаний, у которых высокодоходные месторождения. Это означает большую «справедливость», поскольку свойства месторождений не зависят от усилий недропользователя. Выделение основных факторов, по которым производится дифференциация налоговых ставок, а также желание переложить налоговое бремя с менее эффективных на более эффективные месторождения согласуются с принципами дифференциальной ренты.

Хотя единого мнения относительно необходимости дифференциации НДПИ среди экспертов не имеется,  все сходятся в одном – объективной методологии для учета всех важных горно-геологических и экономико-географических факторов разработано быть не может. Кроме того, горно-геологические свойства месторождения меняются в процессе его эксплуатации. Эти изменения могут быть связаны с особенностями разработки, используемыми технологиями и т. д. Ни одна модель дифференциации НДПИ не сможет учесть всех подобных изменений. Это означает, что со временем даже правильно построенная модель будет давать сбои.

Таким образом, сложная система дифференциации НДПИ, построенная на основании учета множества геолого-географических факторов, в том числе опирающаяся на устаревшие понятия рациональности недропользования, будет крайне неэффективной. Кроме того, ее непрозрачность создаст самые благоприятные условия  для коррупции, от которой в значительной степени удалось избавиться, введя экспортные пошлины и единые ставки НДПИ
[26, с. 3-8].

В вариантах «с закрытием нерентабельных скважин» предполагается, что вывод из эксплуатации нерентабельных скважин определяется только экономическими причинами. Поскольку такое решение не может приниматься без учета необходимости соблюдения технологической схемы разработки месторождения и политики компании по сохранению рабочих мест в узкоспециализированных населенных пунктах района нефтедобычи, при моделировании НДПИ предлагается рассматривать также варианты без перевода таких скважин в бездействующий фонд.

Различное сочетание использования параметров нефтедобычи, инвестирования и льготного налогообложения позволит получить большое число возможных сценариев, из которых для анализа можно  отобрать около 19 (включая варианты по доле доходов, направляемых на инвестиции), наиболее реальных и интересных в отношении их социально-экономической эффективности (как с точки зрения государства (бюджета), так и с точки зрения компаний).

Экономическая эффективность применения различных сценариев льготного налогообложения оценивалась по нескольким критическим параметрам.

Первый из них – величина удельных доходов или убытков (для бюджета и для компаний) на одну тонну прольготированной (по рентабельности добычи или по дебиту – в сценариях с льготированием по скважинам; по комплексу параметров – в сценарии с льготированием по месторождению) добытой нефти, рассчитанной по данным отчетности компаний. При сравнении результатов расчетов основное внимание необходимо будет обратить на возможность стабилизации или роста добычи нефти и увеличения доходов бюджета.

Второй важной характеристикой модельных сценариев нефтедобычи является динамика изменения выработанности месторождения. Учитывая социальную значимость уровня населения в нефтепромысловых районах, сценарии, предполагающие досрочное (до конца прогнозного периода) исчерпание запасов месторождения, следует считать неперспективными. Поэтому из дальнейшего анализа необходимо будет исключить те варианты, по которым полная выработанность месторождения вследствие форсированной добычи нефти достигается ранее 2025 года.

Причем полная отмена НДПИ для малодебитных скважин позволяет в большей степени повысить как добычу нефти, так и накопленные доходы бюджета, чем применение к НДПИ понижающего коэффициента. Рассмотрим результаты исследования в виде таблицы 3.6 [32, с. 84-87].

Тем не менее в настоящее время именно такой подход наиболее реализуем из-за отсутствия в большинстве российских нефтедобывающих компаний поскважинного учета добычи нефти и затрат на добычу. Однако необходимость наиболее полной отработки нефтяных месторождений в условиях истощающихся запасов неизбежно приведет государство к разработке механизма дифференциации НДПИ на уровне скважин как наиболее полно обеспечивающего точечное льготирование нефтедобычи, что подтверждается опытом развитых нефтедобывающих стран. Помимо стимулирования более полной отработки запасов такое «адресное» льготирование, как показывают результаты модельных расчетов, может обеспечить рост доходов бюджета от нефтедобычи и поддержания высокого уровня занятости в нефтедобывающих регионах.

Рассматривая НДПИ необходимо рассмотреть еще одну особенность, связанную с полезными ископаемыми, а именно особенности  и характеристики соглашений о разделе продукции, действующих на данный момент на
территории РФ.

                                                                                                         Таблица 3.6

Результат исследования  предлагаемых сценариев



Результат исследования

Характеристика результата

Льготирование нерентабельных скважин ведет к значительному росту доходов компаний.

Однако при инвестировании этих доходов (как вместе с прибылью от реализации дополнительно добытой нефти, так и без таковой) в строительство новых скважин значительно возрастает добыча нефти, что ведет к досрочному исчерпанию запасов месторождения.

При льготировании малодебитных скважин добыча нефти в целом по месторождению растет, но динамика изменения выработанности месторождения существенно не отличается

При этом в большинстве вариантов к концу прогнозного периода накопленные доходы бюджета превышают базисный уровень. В целом, очевидно, что с точки зрения государства льготирование добычи из малодебитных скважин предпочтительней льготирования добычи из нерентабельных скважин. При этом льготное налогообложение добычи из малодебитных скважин в «перспективных» вариантах позволяет либо замедлить падение ежегодной добычи, либо изменить тренд добычи с падающего на растущий.

Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка

Применение понижающего коэффициента к НДПИ для лицензированного участка в целом недостаточно эффективно с точки зрения государства: легкость администрирования налогообложения в этом сценарии оборачивается в среднесрочной перспективе падением уровня занятости населения из-за досрочного вывода месторождения из эксплуатации.



Сегодня в России действуют практически всего три соглашения, заключенных в режиме СРП: «Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинское месторождение.В настоящее время инвестором про­екта «Сахалин-1» является консорциум компаний Exxon Neftegas Ltd (30%), японской SODECO (30%), российских ЗАО «Роснефть-Астра» (8,5%) и ЗАО «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), индийской ОНГК «Видеш Лимитед» (20%). «Сахалин-2» разрабаты­ваютShell Sakhalin Holdings В. V. (55%), Mitsui Sakhalin Holdings В. V. (25%) иMitsubishi Corporation (20%). Работы по освоению Харьягинского месторождения ведут TotalFinaElf, Norsk Hydro, «ЛУКОЙЛ» и Ненецкая нефтяная компания
 [12, с. 42-44].

В 2007 году регулярных платежей за добычу полезных ископаемых (роялти) при выполнении соглашений о разделе продукции поступило около 12,7 млрд. руб. Кроме того, планируется получить в 2008 году 0,9 млрд. руб. доходов в виде доли прибыльной продукции государства при выполнении указанных соглашений. Администратором этих доходов является Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России). Стоимостный эквивалент от реализации доли прибыльной продукции государства по соглашению о разделе продукции «Сахалин-1» и Харьягинского месторождения подлежит распределению по следующим нормативам:

— в федеральный бюджет — 50%;

— в бюджеты Сахалинской области и Ненецкого автономного
округа — 50%.

Как известно, в 2006 году возникла проблема с реализацией проекта «Сахалин-2». Этот проект предполагает освоение Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, извлекаемые запасы которых составляют 150 млн. тонн нефти и 500 млрд. куб. м газа.

В сентябре 2006 года Минприроды России по инициативе Генеральной прокуратуры России отменило положительное заключение экологической экспертизы по «Сахалину-2» и заявило о возможности отзыва лицензий на недропользование по проектам разработки российских месторождений на условиях соглашения о разделе продукции.

Почти все российские эксперты считают, что все упомянутые соглашения заключались на кабальных для нашего государства условиях. Договоренности рассчитаны на 15-30 лет, в течение которых допущенная к месторождению компания должна вносить в местный бюджет фиксированные суммы в уплату за добытое сырье. Как показала практика, платежи эти совершено незначительны. Потому что начинать делиться продукцией компания по закону может лишь после того, как инвесторы покроют все расходы по освоению месторождения. Когда же будет получена первая прибыль, дивиденды в казну будут выплачиваться в зависимости от рентабельности. Но к этому времени нефти в разрабатываемом месторождении может вообще не остаться.

А рентабельность можно снизить совершенно разными способами, например оплатой инвестором многомиллионных расходов на персонал поставщика, финансовых, маркетинговых услуг. Российскими уполномоченными лицами при проверке действующих соглашений уже в 2003 году были отмечены переплаты по некоторым мероприятиям в десятки раз больше по сравнению с уровнем затрат на аналогичные мероприятия, которые делают другие нефтегазодобывающие компании, работающие в обычном налоговом режиме.

По расчетам Департамента государственной политики и регулирования в области природопользования МПР России, в настоящее время от «Сахалина-2» РФ ежегодно получает около 20 млн. долл. роялти. Компания добывает 1, 5-2 млн. тонн нефти в год. Если взять цену по 60 долл. за баррель и перевести баррели в тоннаж, то получим около 400 долл. за тонну нефти. Соответственно, если бы здесь действовал обычный налоговый режим, т. е. 50- 55% от выручки, то с каждой тонны нефти РФ имела бы 200 долл. налогов. За год получилось бы 300-400 млн. долл. в данный же момент РФ имеет, всего 20 млн. долл.

Известно, что к числу основных проблем, возникших с «Сахалином-2», относится резкий скачок в увеличении размера возмещаемых затрат. Российская сторона к этому не готова.

По данным Минпромэнерго РФ, даже при самых пессимистичных прогнозах, исходящих из цены нефти в 32-35 долл. за баррель, суммарные доходы от трех проектов («Сахалин-1», «Сахалин-2» и Харьягинского) могут достигать 104, 9 млрд. долл. Из них только от проекта «Сахалин-1» может быть получено до 2054 года при самом неблагополучном сценарии — цене нефти 35 долл. за баррель — 52, 2 млрд. долл. При этом доля России в доходах этого СРП составит 58% (8% — роялти, 35% — налог на прибыль, 15% — прибыльная продукция). При реализации «Сахалина-2» при цене нефти 34 долл. за баррель государству будет выплачено до 2045 года около 50, 1 млрд. долл. Доходная доля России может составить как минимум 48%. Самое маленькое СРП — Харьягинский проект — принесет государственной казне 2, 58 млрд. долл. Доля России достигает соответственно 88%. Доходы от этих проектов не учитывают затраты на привлечение подрядных организаций на сумму 16, 7 млрд. долл., из которых на долю российских подрядчиков приходится 9,4 млрд. долл [14, с. 92-95].

Сейчас, когда цена на нефть достаточно высока, становится понятно, что выручка от разработки этих месторождений могла бы быть гораздо большей. Поэтому широкого применения в настоящее время данный режим не получит в силу высоких цен на энергоносители, предоставляемых налоговых преференций и незаинтересованности недропользователей. Что касается экологических нарушений, то, инвесторы обязаны возмещать ущерб, нанесенный природе за счет личных средств и не вносить их в смету.

Следует также отметить, что предполагается внести в Государственную Думу другой закон, уточняющий порядок доступа к российским ресурсам. Речь идет о новой версии Закона «О недрах» [6]. При этом по главному пункту нового закона — доступ иностранных инвесторов к стратегическим месторождениям — разногласий между заинтересованными министерствами не имеется. В последнем варианте законопроекта значительно ужесточены критерии отнесения месторождений к стратегическим, доступ к которым закрыт для иностранных компаний. Теперь стратегическими месторождениями являются участки с запасами свыше 70, 0 млн. тонн нефти (ранее — 150 млн. тонн), 50 млрд. куб. м газа (ранее — 1, 0 трлн. куб. м), 50 тонн золота (ранее — 700 тонн) и 500, 0 тыс. тонн меди (ранее — 10, 0 млн. тонн). В результате согласно последнему варианту законопроекта список стратегических месторождении, помимо имеющихся пяти, пополнился еще 65 участками.    продолжение
--PAGE_BREAK--
3.2 Региональные особенности социально-экономических и экологических  проблем рационального использования полезных ископаемых
Иркутская область входит в состав Сибирского федерального округа Российской Федерации и расположена в южной части Восточной Сибири. Общая площадь территории области — 774,8 тыс. кв. км, что составляет 4,6% от территории России.

Население области составляет 2 513,8 тыс. чел. (на 01.01.2007 г.) В состав области входят 33 муниципальных района, 9 городских округов, 67 городских поселений, 365 сельских поселений. Основная часть населения области (79%) проживает в городской местности [35].

Минерально-сырьевая база области характеризуется комплексностью и представлена практически всеми видами полезных ископаемых и занимает следующие места, что представлено в таблице 3.7 [34]:

                                                                                                        

                                                                                                         Таблица 3.7

Полезные ископаемые Иркутской области



Занимаемое

место

Полезные ископаемые

Первое место

Редкие металлы (ниобий, цезий, рубидий), благородные металлы (золото россыпное и рудное) и цветные камни (лазурит, чароит, мраморный оникс, офикальцит).

Второе место

Неметаллические полезные ископаемые (слюда-мусковит, магнезит, фосфит), каменная и калийная соль, химические чистые известняки, литий, стекольные и формовочные пески.

Третье место

Тальк, графит.

Четвертое место

Апатит и группа полезных ископаемых для стройиндустрии (гипс, мрамор, граниты, долериты, сиениты, глины, песчано-гравийные смеси, бутовый камень и др.).



Пятое место

Топливно-энергетические ресурсы (нефть, уголь, газ).


             Кроме всего выше перечисленного область богата черными металлами (железо, марганец), подземными полезными ископаемыми, и, кроме того,   минеральными водами.

Указанные полезные ископаемые являются не только одной из ведущих основ развития производительных сил области, но и важнейшей составляющей экономической безопасности России. В соответствии с этим создание надежной многокомпонентной минерально-сырьевой базы обеспечит удовлетворение текущих и перспективных потребностей экономики России с учетом социальных, демографических, оборонных, экологических и других факторов на территории области. Поэтому обеспечение устойчивого развития экономики области и России минеральными ресурсами с учетом возрастающей потребности в них требует заблаговременного восполнения и расширения добывающих мощностей, наращивания масштабов воспроизводства минерально-сырьевой базы на перспективу с ориентацией сырьевого самообеспечения с существенной долей
экспорта.

Область входит в число первых десяти субъектов Российской Федерации по запасам газа и конденсата, обладает существенными запасами и ресурсами нефти. Из 54 учтенных государственным балансом запасов полезных ископаемых на территории области видов минерального сырья добывается 20 видов на 500 месторождениях полезных ископаемых. По масштабам переработки горной массы ведущее положение в области занимает добыча золота, угля, железных руд. В структуре промышленной продукции области доля горно-добывающей отрасли составляет около 12% [30]. Далее, в нижеприведенной схеме по стоимости первичного товарного продукта представлена доля полезных ископаемых в горно-добывающей отрасли области (см. рис. 3.5.) [34].

Суммарная годовая стоимость товарного продукта составляет более 18 млрд. рублей.

Особенности геологического строения региона обусловили нахождение в области широкого разнообразия месторождений полезных ископаемых.

Недропользователями в 2007 г. обеспечен следующий объем добычи основных полезных ископаемых в Иркутской области [34], что показано
в табл. 3.8.

Данная таблица проиллюстрирована рисунком 3.6 [32].

Фактически в 2007 г. поступления платежей за пользование недрами в консолидированный и областной бюджеты складывались из следующих видов: налог на добычу полезных ископаемых, платежи при пользовании недрами, задолженность и перерасчеты по отмененным налогам, сборам (платежи за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы).


Рис. 3.5. Доля полезных ископаемых в горно-добывающей

отрасли Иркутской области
Доля поступлений показана в таблице 3.9 (в тыс. руб.) [36].

                                                                                                                  Таблица 3.8

Объем добычи полезных ископаемых в Иркутской области



Полезное
ископаемое

Ед. изм.

2006 г.

2007 г.

Отношение (%) 2007 г. к 2006 г.

1

2

3

4

5

Золото

кг

15 184

14 633

96

Уголь

млн.т

11,9

10,8

91

Железные руды

млн.т

11,3

11,7

103

Каменная соль

тыс.т

1 126,6

1 151,9

102

Цементное
сырьё

тыс.т

807,2

970,7

120

Нефть

тыс.т

167,4

156,5

94

Газ

млн.м3

135,8

201,3

148

Конденсат

тыс.т

23,5

39,2

167



Фактическое поступление платежей за пользование недрами соответствует прогнозным показателям, что позволяет сделать вывод о реальном прогнозировании бюджета в части поступления платежей за пользование недрами и
стабильной работе предприятий, являющихся недропользователями.

Платежи и сборы по аукционам на предоставление прав пользования месторождениями общераспространенных полезных ископаемых, переоформление лицензий составили за 2007 г. составили 1 632,6 тыс. руб. [31].

Несмотря на то, что доля налогов и сборов за пользование природными ресурсами в областном бюджете составляет 1,7% (302 114,9 тыс. руб. – по состоянию на 2007 год) в общей сумме налоговых доходов (17 471 800,9 тыс. руб.), однако существуют очень серьезные проблемы, связанные с добычей полезных ископаемых на территории области, края [36].

Наиболее понятна данная таблица при демонстрации следующих рисунков (рис. 3.7 и 3.8) [34].

             Одной из серьезных проблем является экологическая проблема использования природно – ресурсного потенциала.

XX век стал веком углубляющегося экологического кризиса, веком столкновения природы и ее естественных законов развития с законами цивилизации, которые на сегодняшний день не обеспечивают должной охраны окружающей среды и экологической безопасности. Несмотря на то, что, начиная с 90-х годов в России происходил спад производства, состояние окружающей среды все еще продолжает ухудшаться.                                                                                                  

     Немалую роль в процессе деградации природной среды и ухудшения здоровья населения играет промышленное производство, и в частности химическая отрасль, которая только по объему сброса загрязненных сточных вод занимает второе место среди промышленных производств. В 2007 году показатели сброса в водные объекты выросли на 119 млн. куб.м. по сравнению с 2006 годом. Более четверти отраслевых выбросов вредных веществ приходится на предприятия, расположенные в Татарстане, Башкортостане, Мурманской и Иркутской областях [22, с. 56-60].

Рис. 3.6. Объем добычи полезных ископаемых в Иркутской области
Объем образования твердых токсичных отходов в этой отрасли промышленности за последние семь лет вырос почти в три раза. По данным МПР России объем образовавшихся за 2007 год отходов в целом по отрасли оценивается в 116,4 млн. тонн, из них IV класса опасности — 11,98 млн. тонн, V класса опасности — 102,16 млн. тонн. Наличие в производственном цикле и, следовательно, в выбросах, сбросах и образующихся отходах вредных веществ высокой токсичности является существенной особенностью химического производства. Опасностью для здоровья человека и окружающей среды является также то, что около 75% из вредных веществ  недостаточно изучены, отсутствует информация об их токсических свойствах. Эти вещества, накопленные в природной среде, проникают в организм человека через воду, воздух и пищу, что естественно приводит к необратимым процессам, происходящим с его здоровьем, причем, существенное влияние эти вещества могут оказать на состояние здоровья будущих поколений.

                                                                                                                    Таблица 3.9

Поступление платежей за пользование недрами



Бюджеты

Налог на добычу полезных ископаемых

Регулярные платежи за пользование недрами

Разовые платежи при наступлении определенных событий

Ожидаемые поступления в 2008 г.

План на 2007 г.

Факт на 01.12.07г

Планна 2007

Факт на 01.12.07г

План на 2007

Фактна 01.12.07

Област-ной

348 613

352 600

6 335

6 935



180

354 948

Консолидированный

348 613

352 600

6 335

6 935



357

390 000



Именно предприятия химической отрасли во многом определяют высокое содержание токсических веществ в окружающей среде, к которым относятся диоксины и иные диоксиноподобные вещества. Кроме того, именно химическое производство представляет собой потенциальный источник техногенных аварий, связанных с  существенным износом основных фондов.

Особо хотелось бы обратить внимание на существенное негативное воздействие на окружающую среду предприятий горнохимического комплекса, которое связано с взрывными работами и как следствие — со значительным нарушением почвенного покрова и водного баланса территорий, повышением уровня загрязненности атмосферы, изменением естественного ландшафта. Фактически после отработки месторождения образуется территория, на которой полностью отсутствует почвенный покров, растительность и микроорганизмы и которую можно отнести к зоне бедствия.

При этом отсутствие научно-обоснованной концепции  переработки и утилизации токсичных отходов, апробированных наилучших существующих технологий, несовершенство технологических процессов и незавершенность технологических циклов, существенный износ основных фондов (около 70%) приводит к накоплению вредных веществ химического производства в окружающей среде и критическому ухудшению ее состояния [20, с. 40-44].

Рис. 3.7. Доля платежей в областной бюджет Иркутской области в 2007 году
Поэтому вопрос обеспечения экологической безопасности химической отрасли промышленности напрямую связан с вопросом охраны окружающей среды и обеспечением здоровья населения, реализацией конституционных прав граждан на благоприятную окружающую среду. Проведенные исследования доказывают прямую зависимость роста заболеваемости от состояния окружающей среды на территориях, загрязненных химическим производством.

Кроме вышеперечисленной проблемы существуют проблемы рационального использования природных ресурсов [9, с. 6-9], что более подробно рассмотрено   в  нижеследующей таблице 3.10.




Рис. 3.8.  Платежи в консолидированный бюджет в 2007 году
Реализация политики в области охраны окружающей среды и рационального природопользования осуществляется через решение основных задач, направленных на улучшение состояния окружающей среды и обеспечения здоровья населения Иркутской области, а именно путем участия:

— в реализации федеральной политики по экологическому  развитию;

— в определении основных направлений охраны окружающей среды;

— в разработке нормативов качества окружающей среды, содержащих соответствующие требования и нормы не ниже требований и норм, установленных на федеральном уровне;

— в обеспечении реализации областных государственных целевых программ в области охраны окружающей среды;

— в обеспечении организации проведения экономической оценки воздействия на окружающую среду хозяйственной и иной деятельности;

— в обеспечении формирования заявок на финансирование мероприятий, реализуемых на территории Иркутской области, для включения в федеральные целевые программы в области охраны окружающей среды [34].
                                                                                                    Таблица 3.10

Проблемы рационального использования природных ресурсов



Проблема

Содержание проблемы

1

2

Отсутствие геолого-экономической оценки выявленных объектов ОПИ

Отсутствие прогнозно-поисковых исследований, геолого-экономической оценки выявленных объектов ОПИ включая подготовку запасов прогнозируемых ресурсов, а также обоснования инвестиционной привлекательности конкретных видов и запасов ОПИ. Кроме того, отсутствует научно-методическое сопровождение развития и использования МСБ ОПИ, направленное на повышение эффективности ее использования.

Проблема при оценке месторождений ОПИ

Оценка месторождений ОПИ, их лицензирование до настоящего времени производится на заявочной основе, без подтверждающих расчетов финансово-экономического обоснования целесообразности освоения того или иного объекта.



Использование подземных вод, не относимых к ОПИ

Неизученной остается проблема, связанная с потреблением подземных вод, не относимых к ОПИ. Отсутствует прогноз потребностей под трубопроводное строительство, строительство технологических дорог лесного комплекса и др.



Нарушение законодательства при разработке ОПИ

На территории имеют место нарушения требований законодательства при разработке и использовании МСБ ОПИ, включая несанкционированную добычу этого вида сырья. Владельцы лицензий осуществляют добычу в отсутствии технических проектов отработки месторождений, технические проекты не проходят государственной экспертизы, объемы работ по добыче не согласовываются уполномоченными органами Ростехнадзора.



Необходимость принятия целевой программы развития МСБ



Требуется срочная реализация мер, направленных на эффективное использование МСБ в Иркутской области по ОПИ, посредством принятия на уровне края комплексной целевой программы развития МСБ  [38].

Не выполнение условий лицензионных соглашений

В отдельных случаях добыча ведется на земельных участках, не отведенных, в соответствии с законодательством порядке, платежи за фактическое пользование землей не осуществляются. Недропользователями не выполняются условия лицензионных соглашений. При реорганизации юридических лиц – пользователей недр лицензии своевременно не переоформляются. Имеют место факты несвоевременного перечисления НДПИ, а также несоответствия объемов добычи ОПИ представляемых в налоговых декларациях и государственной статистической отчетности

Неэффективное осуществление контроля

Осуществление контроля, за выполнением требований законодательства при разработке и использовании ОПИ и меры пресечения к нарушителям осуществляется неэффективно. За период 2005-2007 годов выдана 171 лицензия, по которым проверено выполнение лицензионных обязательств по 35 лицензиям, или 20,4 %. В результате выявленных нарушений в 2006 году было наложено только 2 штрафа на общую сумму 7,0 тыс. руб. В 2007году наложено — 7 штрафов на общую сумму 82,0 тыс. руб., из них взыскано 5 штрафов на сумму 19,0 тыс. руб., или 23,1%.

Неэффективное использование выданных лицензий

Выданные лицензии на право пользования участками недр, содержащими ОПИ, недропользователями использовались в 2006г неэффективно. Из выданных за период 2005-2007 годов 106 лицензий на право пользования участками недр, содержащими ОПИ, в 2005 году не осуществляли добычу по разному роду причин 37 владельцев лицензий, в 2007 году — 39. Удельный вес недропользователей, осуществляющих добычу ОПИ, в данный период составил 65%.



Наличие сдерживающих факторов

Сдерживающие факторы (длительный цикл по времени в разработке и составлении документации, прохождении согласований, малое количество предприятий оказывающих услуги по отработке проектной документации и подсчета запасов, рост цен на проведение экспертиз и разработку проектов, оформление и получение ссуд и ряд других), не позволяют недропользователям своевременно оформить и получить разрешительную документацию на право использования ОПИ, своевременно приступить к добыче. Вследствие этого, снижается наполняемость бюджета субъекта Российской Федерации по НДПИ.





Таким образом, по данной главе можно сделать вывод, что, несмотря на все сложности, с которыми столкнулась наша налоговая система в отношении пользователей недр, можно с уверенностью сказать, что на сегодняшний день в нашем государстве, все-таки происходят первые шаги по исправлению сложившейся системы, т. е. принимаются новые законы, поправки к ним, разрабатываются новые месторождения, происходит привлечение инвесторов к этим месторождениям и т. д.     продолжение
--PAGE_BREAK--