Налогообложение недропользователей разделяется на сколько моделей

Обновлено: 28.04.2024

Переход на НДД — это правильная системная мера и постепенное расширение периметра необходимо, но для его корректной настройки профильным регуляторам требуется более системно подойди к вопросу анализа эффективности пилотных проектов

С 1 января 2019 года впервые в российской практике введен налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья. Введение НДД осуществлено в пилотном режиме — по результатам апробации должно быть принято решение о расширении периметра применения налога. Предварительный анализ по отдельным месторождениям показывает, что переход на новый фискальный режим выгоден как для недропользователей, так и для государства. Однако уже в 2020 году возникли вопросы со стороны Минфина России в части ожидаемых поступлений в федеральный бюджет. Поэтому профильным регуляторам и отрасли необходимо более системно подойди к вопросу анализа эффективности пилотных проектов, согласовать единую методику оценки и мониторить фактические результаты применения НДД на всех месторождениях периметра.

30 лет обсуждений введения НДД в России

Формирование российской налоговой системы в начале 1990-х происходило одновременно с ростом популярности использования финансовых показателей при налогообложении добычи углеводородов вместо повсеместно используемых до этого валовых налогов с добычи — роялти. В Великобритании роялти для новых лицензий был отменен еще в 1982 году (окончательная отмена произошла в 2002-м) и было введено дополнительное налогообложение прибыли от добычи углеводородов на шельфе. В Норвегии в 1990-е также осуществлялась постепенная отмена роялти, а сформированная к 1992 году система налогообложения доходов от добычи на основе суммарной ставки налога на прибыль 78% с некоторыми изменениями существует до настоящего времени.

Отличием законопроектов об НДД 1990-х являлась шкала зависимости ставки налога от накопленной рентабельности проекта. Чем выше Р-фактор (отношение накопленных доходов к накопленным затратам), тем выше налоговая ставка. В варианте 1998 года ставка налога увеличивалась от 0% при Р-факторе менее 1 до 60% при Р-факторе, превышающем 2. Налоговая база НДД — это чистый денежный поток от добычи, то есть доходы за вычетом капитальных и эксплуатационных расходов с возможностью переноса убытков.

НДД предназначался для замены акциза на нефть, который также предусматривался данным проектом Налогового кодекса. Ставка акциза на нефть в законопроекте составляла 60 руб./т — исходя из такого значения и выбирались параметры НДД. Одновременно в законопроекте был предусмотрен вариант применения НДД к предприятию в целом. Предполагалось предоставить предприятиям право перейти на НДД, то есть переход на новый налоговый режим должен был быть добровольным.

Однако развитие системы налогообложения пошло по другому пути. В 1999 году была вновь введена таможенная пошлина на нефть, а начиная с 2002 года в Налоговый кодекс вместо трех платежей (акциза на нефть, платы за добычу и отчислений на ВМСБ) на добытую нефть был введен НДПИ.

Ставка введенного в 2002 году НДПИ на нефть составляла 340 руб./т, она умножалась на коэффициент Кц, зависящий от уровня цены нефти марки Urals. К 2005 году ставка выросла до 419 руб./т и была скорректирована формула для определения экспортной пошлины на нефть. В результате с 2007 года начали вводиться многочисленные понижающие коэффициенты по НДПИ.

Система налоговых стимулов по НДПИ и экспортной пошлине позволила начать освоение новых регионов добычи (Восточная Сибирь, Ямал, НАО и т. д.), продлить срок эксплуатации выработанных месторождений, обеспечила операционную рентабельность добычи высоковязкой нефти, создала условия для активизации разработки ТРИЗ и шельфовых месторождений. Но постепенное ухудшение качества ресурсной базы в стране стало требовать введения все новых и новых стимулов, а общая величина льготируемых объемов к 2018 году уже достигла 50% от добываемой нефти. При этом объемы производства в ХМАО, ключевом нефтяном регионе страны, на который приходится половина добычи и бюджетных поступлений, с 2008 года валились ежегодно со средним темпом падения 2% и более.

Сложившаяся ситуация возродила интерес к НДД, который рассматривался как системная альтернатива разросшейся системе льгот и инструмент повышения инвестиционной активности в Западной Сибири. В апреле 2015 года в правительство РФ был направлен новый законопроект, подготовленный на базе законопроекта 1998 года и предусматривающий шкалу зависимости ставки налога от накопленной рентабельности от 0 до 70%. Проектом предполагалась полная отмена НДПИ. В ходе дальнейших действий концепция НДД была значительно доработана, шкала была заменена на фиксированную ставку налога (50%). Такой налог более соответствует мировой практике и имеет преимущество в силу отсутствия скачкообразного изменения ставки.

Особенности введенного режима НДД

1-я группа включает гринфилды в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, НАО и севере ЯНАО, а также в Каспийском море. Это те месторождения, которые до принятия закона могли претендовать на применение особой формулы таможенной пошлины, но лишились этой возможности.

2-я группа включает месторождения, успевшие до принятия закона попасть в примечание 8 ТН ВЭД — утвержденный список месторождений для получения особой формулы таможенной пошлины.

3-я группа включает браунфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью от 0,1 до 0,8 на 01.01.2017 в рамках лимита суммарной годовой добычи нефти и газового конденсата 15 млн тонн в соответствии с закрытым перечнем, включающем 39 лицензионных участков.

4-я группа включает гринфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью запасов менее 0,05. При этом начальные извлекаемые запасы участка недр на 01.01.2017 не могут превышать 30 млн тонн, а суммарные запасы всех перешедших на НДД месторождений — 150 млн тонн.

В марте 2020 года в периметр НДД также была включена новая 5-я группа — месторождения севера Красноярского края, Якутии и Чукотки с выработанностью запасов менее 0,001 на 01.01.2019.

Принятие закона об НДД позволило отказаться от предоставления особой таможенной формулы, которая сыграла положительную роль в освоении нефтяных ресурсов новых территорий, но к которой было много нареканий со стороны Минфина России.

Налоговая база НДД рассчитывается как разница между доходами и расходами, включающими текущие и капитальные затраты. НДД вычитается из базы налога на прибыль, то есть суммарная ставка НДД и налога на прибыль составляет 50%+20%*0,5=60%. Также разрешен учет исторических затрат и перенос убытков с коэффициентом 0,163.

Важным отличием российского варианта НДД от налоговых систем, полностью перешедших на налогообложение прибыли от добычи (в Великобритании, Норвегии), является сохранение высокого уровня валовых налогов, которые уплачиваются вне зависимости от финансовых результатов разработки месторождения. Помимо сохранения НДПИ со ставкой, определяемой по формуле в зависимости от цены нефти, также предусмотрен минимальный НДД. При цене Urals $60 за баррель величина НДПИ составляет 37,5% от выручки, а минимальный НДД — 15% в 2019 и 2020 годах и 11% начиная с 2023 года. Таким образом, суммарная величина валовых налогов составит 48,5–52,5%, что крайне высоко по мировым меркам (для стран, где до сих пор сохранен платеж роялти, его ставка, как правило, не превышает 20%). Поэтому все равно потребовалась дифференциация НДПИ между пилотными группами. Для новых месторождений предусмотрен льготный период, когда применяется понижающий коэффициент Кг и не уплачивается минимальный НДД.

Дифференциация НДПИ для различных пилотных групп НДД

Коэффициент Кг к НДПИ

Гринфилды Вост. Сибири, НАО и севера ЯНАО (добровольный переход)

0,4 — с начала добычи до пятого года после года начала промышленной добычи, 0,6 — шестой год, 0,8 — седьмой год, 1 — с восьмого года

Браунфилды Тюменской обл., ХМАО, ЯНАО, Коми (перечень)

Гринфилды Тюменской обл., ХМАО, ЯНАО, Коми (перечень)

0,5 — с начала добычи до первого года после года начала промышленной добычи, 0,75 — второй год, 1 — с восьмого года

Гринфилды севера Красноярского края, Якутии и Чукотки

0 — с начала добычи до 11-го года после года начала промышленной добычи, 0,2 — 12-й год, 0,4 — 13-й год, 0,6 — 14-й год, 0,8 — 15-й год, 1 — с 16-го года

Для гринфилдов 1-й и 2-й групп в течение 5 лет после года начала промышленной добычи (п. 3 ст. 342.6 Налогового кодекса определяет год начала промышленной добычи как год, на 1 января которого выработанность запасов превысила 0,01) величина налогов составляет 15% выручки от реализации, что примерно соответствует налоговой нагрузке месторождений, пользующихся одновременно льготой по НДПИ для новых месторождений (Ккан=0), и особой формуле таможенной пошлины — 15,6%.

Для месторождений 4-й группы величина валовых налогов достаточно низкая (18,8%), но предоставляется только на один год после года начала промышленной добычи, что нивелирует значимость льготного периода.

После окончания льготного периода (7 лет для 1-й и 2-й групп и 2 года для 4-й группы) ставка валовых налогов у гринфилдов становится такой же, как и у браунфилдов 3-й группы, — 48,5%. Эта величина меньше валовой налоговой нагрузки в действующей налоговой системе без льгот (61,8%), но выше, чем налоговая нагрузка для льготных категорий. К примеру, для выработанных месторождений с Кв≥1 величина налогов составляет 46,4% выручки. При этом надо учитывать, что ставка налогообложения прибыли при переходе на НДД составляет 60% по сравнению с 20% в действующей налоговой системе. Таким образом, выгоду от НДД получают только проекты с высокими затратами и отсутствием фискальных стимулов. К примеру, при затратах на добычу в размере $5 за баррель суммарная величина налогов в режиме НДД сравняется с налогами в действующей налоговой системе (ДНС) без льгот. Вышесказанное говорит о необходимости доработки параметров НДД при расширении периметра его применения.

Как оценивать эффективность пилотов НДД

Введение НДД в 2019 году является пилотным проектом, по его результатам должны быть приняты решения по расширению периметра применения налога и донастройке механизма в случае необходимости. Таким образом, профильными регуляторами должна быть произведена оценка результатов введения НДД и эффективности перехода на новую налоговую систему. В последнее время Минфином России в публичном пространстве озвучиваются оценки бюджетных потерь от перехода на НДД уже в 2019 году, рассчитанные путем сравнения фактических налоговых поступлений от перешедших на НДД месторождений и расчетных доходов, построенных исходя из предположения, что на месторождениях применялась бы действующая налоговая система и при этом прогнозируемые производственные показатели были бы такими же, как фактические.

Между тем задача введения НДД заключается в создании благоприятного для инвестиций налогового режима, способствующего росту добычи, что в итоге привело бы к росту доходов бюджета. В противном случае введение такого налогового режима не имеет смысла для государства. Таким образом, оценки снижения доходов бюджета при неизменных производственных показателях не являются показательными, они могут иметь лишь справочное значение и на них нельзя основывать выводы об успешности пилотного внедрения НДД.

Для 3-й группы месторождений оценка эффективности должна базироваться на изменении показателей, утвержденных в условиях ДНС, по сравнению с фактическими показателями в условиях НДД. Предварительные результаты показывают, что инвестиции в 3-й группе в 2019 году значительно выросли по сравнению с проектными показателями — на некоторых месторождениях до 15 раз. Добыча также выросла, хотя и в меньшей степени, поскольку эффект от дополнительных инвестиций только начал проявляться.

Как мы видим на примере прошедших государственную экспертизу показателей отдельных месторождений, принятие НДД может быть эффективно как для компаний, так и для государства. Доходы государства и инвестиции растут.

Однако налогообложение на основе экономических показателей может нести риски завышения затрат, поскольку они приводят к экономии на налогах. В мировой практике это явление получило название gold plating. К примеру, если применяется система роялти, то, вложив рубль, инвестор уменьшает налоговые обязательства только на ставку корпоративного налога на прибыль (в России — 20%). Если же суммарное налогообложение прибыли от добычи составляет 60%, то при вложении рубля фактические затраты инвестора составят 40 коп., так как 60 коп. будут профинансированы государством за счет снижения налогов. Поэтому также должна быть создана система мониторинга и бенчмаркинга затрат на месторождения, перешедшие на НДД. Это даст государственным органам возможность контролировать налоговую базу НДД, а компаниям позволит избежать обвинений в неправомерном увеличении затрат.

С другой стороны, практика применения действующего закона об НДД показала, что компании зачастую не могут списать экономически обоснованные расходы при добыче (например, затраты на строительство инфраструктуры, расходы при выполнении буровых работ собственными силами и пр.). При этом в выручку для расчета НДД включаются несуществующие доходы (например, от реализации 95% попутного нефтяного газа). Также в налоговую базу НДД включаются дополнительные доходы от добычи природного газа и конденсата на участке недр, но ставка НДПИ на газ и газовый конденсат сохраняется на уровне действующей налоговой системы. Подобные нормы закона направлены на увеличение доходов бюджета, но это не должно происходить за счет необоснованного увеличения налоговой базы НДД, и закон в этой части также должен быть скорректирован.

Таким образом, переход на НДД — это правильная системная мера и постепенное расширение периметра необходимо. Но для его корректной настройки профильным регуляторам и отрасли требуется более системно подойди к вопросу анализа эффективности пилотных проектов. Должна быть согласована единая методика оценки на основе технико-экономических показателей разработки, а также необходимо осуществлять мониторинг фактических результатов применения НДД на всех месторождениях периметра.

Дарья Козлова, директор по консалтингу в сфере госрегулирования ТЭК VYGON Consulting

Сергей Ежов, главный экономист VYGON Consulting

В недрах Республики Казахстан выявлено более 1200 видов минерального сырья, более чем в 2800 разведанных месторождениях. По объему разведанных запасов нефти Казахстан занимает 13 место в мире, газу и конденсату - 15-е место, свинцу и урану - 1, цинку - 2, марганцу - 3, меди - 4 и золоту - 7 место. Первые разведанные месторождения нефти появились в Казахстане более 100 лет назад.

Как известно, огромные запасы нефти и газа являются прочной гарантией устойчивого развития экономики государства. Налоги и платежи, поступающие в бюджет от недропользователей, являются основной частью доходов государственного бюджета Республики Казахстан.

В связи с чем в Республике Казахстан всегда уделялось и уделяется большое внимание налогообложению недропользователей с целью получения максимальных поступлений в государственный бюджет с одновременным обеспечением приемлемого уровня доходов недропользователям.

Обособленность системы налогообложения недропользователей определена положениями Конституции РК, в соответствии с которыми право собственности на полезные ископаемые, находящиеся в недрах, принадлежит государству, а также международными принципами налогообложения доходов от добычи полезных ископаемых.

Развитие системы налогообложения недропользователей в нашей стране происходило параллельно со становлением рыночных отношений и приходом в Казахстан ведущих международных нефтяных компаний.

Для ознакомления с современной системой налогообложения недропользователей рассмотрим историю развития казахстанского законодательства, регулирующего вопросы недропользования.

Поскольку после обретения независимости Казахстан не мог обеспечить самостоятельное финансирование всего объема недропользования, возникла проблема привлечения иностранных инвесторов из дальнего зарубежья, которые традиционно работали в иных условиях налогообложения.

Для привлечения иностранных инвесторов Казахстан постепенно переходил на принципы налогообложения недропользователей, принятых в странах с рыночной экономикой.

Статьей 12 Кодекса о недрах было установлено, что недра для геологического изучения предоставляются Правительством РК на условиях конкурса предприятиям, организациям, учреждениям и гражданам РК, предприятиям с иностранным участием, иностранным юридическим и физическим лицам на условиях контракта или концессии .

Таким образом, уже в мае 1992 г. в Казахстане была законодательно введена контрактная система недропользования, однако она не была подкреплена детально разработанной системой налогообложения недропользователей. Статьей 32 Кодекса о недрах только указывалось, что ввод платы, размеры ставок, порядок их взимания осуществляются в соответствии с законодательством РК.

Одновременно, как указывалось выше, налоговое законодательство в то время предусматривало три общегосударственных налога за пользование недрами:

1) плата на покрытие затрат по геологоразведочным и геолого-поисковым работам по полезным ископаемым, которую уплачивали все недропользователи;

3) налог на природные ресурсы, который уплачивали золотодобывающие предприятия.

Кроме этого в составе общеобязательных местных налогов и сборов в то время существовала плата за воду, которая включала платежи за пользование отдельно поверхностными и отдельно подземными водами.

Данный Указ определил Кабинет Министров РК в качестве полномочного государственного органа, представляющего РК при заключении и исполнении контрактов на проведение нефтяных операций. Также впервые были определены основные принципы для установления условий налогообложения в заключаемых контрактах.

Учитывая наличие жесткой конкуренции на мировом рынке инвестиционных ресурсов, Республика Казахстан заинтересована в том, чтобы нефтегазовый сектор экономики страны развивался высокими темпами. В этой связи экономическая политика нашего государства должна соответствовать реалиям мирового рынка, чтобы обеспечить достаточную привлекательность капитальным вложениям в нашу республику. Создание налогового законодательства, соответствующего общепризнанным мировым стандартам, - один из главных приоритетов Казахстана в обозримом будущем.

Целью государственной поддержки инвестиций в Республике Казахстан является создание благоприятного инвестиционного климата для развития экономики и стимулирование инвестиций в создание новых, расширение и обновление действующих производств с применением передовых технологий, создание новых рабочих мест с учетом сохранения окружающей среды.

Кроме того, в ст. 283 Налогового кодекса указано, что налогообложение недропользователей разделяется на две модели: первая предусматривает уплату всех видов налогов, вторая - уплату недропользователем доли республики по разделу продукции, и при этом исключаются:

- рентный налог на экспортируемую сырую нефть, газовый конденсат;

- акцизы на сырую нефть и другие полезные ископаемые;

- налог на сверхприбыль;

- налог на имущество.

С момента становления как Республики Казахстан, так и национальной нефтегазовой компании и отечественных инвесторов, в 2003 г. Правительством РК были разработаны и утверждены Парламентом многие изменения в Налоговый кодекс, вступившие в силу с 01.01.2004 г., которые позволяют:

1) максимально упростить методику исчисления специальных платежей недропользователей;

2) уйти от практики договорного установления размеров специальных платежей недропользователей в контрактах;

3) обеспечить максимальную транспарентность механизма налогообложения нефтяных операций;

4) обеспечить гарантированный объем поступлений денежных средств в бюджет с момента начала добычи нефти на месторождениях и при росте мировых цен на нефть.

Необходимость внесения глобальных изменений в Налоговый кодекс в части налогообложения нефтяных операций с 2004 г., а также дополнения 2005 г., которые не предусматривают кардинальных изменений в области налогообложения недропользователей, а имеют уточняющий характер ранее принятых изменений и дополнений, была связана, в основном, с освоением казахстанского сектора Каспийского моря, основными принципами которого являются соблюдение интересов Республики Казахстан при заключении контрактов на недропользование.

Проведению изменений в Налоговый кодекс предшествовала большая аналитическая работа по изучению международного опыта налогообложения нефтяных операций.

Основная цель введения новых условий налогообложения недропользователей - создание благоприятной экономической среды, при которой достигается оптимальное соотношение выгоды государства, то есть адекватное получение доходов бюджета от нефтяных операций и сохранение экономических мотиваций недропользователей.

Однако в ходе усовершенствования методики администрирования налогообложения недропользователей возникает и ряд затруднений, на решение которых направлены вносимые на регулярной основе изменения и дополнения в Налоговый кодекс.

В настоящее время подписаны и вступили в силу около 13 СРП, которые относятся к нефтегазодобыче, в том числе и по таким крупным нефтегазовым проектам, как Карачаганакский и Северо-Каспийский. Следует отметить, что все эти СРП подписаны до вступления в силу нового Налогового кодекса, когда ни в одном законодательном акте не были расписаны основные условия реализации таких соглашений.

Анализ показывает, что указанная специфическая схема экономических и фискальных расчетов СРП, принятая в мировой практике, и схема действующих в Казахстане СРП принципиально отличаются. Основной причиной является недоработанность законодательных актов, регулирующих вопросы в области недропользования, прежде всего налогового законодательства, в котором отсутствует различие в экономических и фискальных расчетах между первым и вторым налоговыми режимами недропользования, т.е. не учтена указанная специфика экономических расчетов СРП.

В соответствии с общей концепцией фискальной политики Казахстана, условия налогообложения, предусмотренные соглашениями о разделе продукции, ориентированы и сохраняют свою инвестиционную привлекательность, в основном, для крупных месторождений. Для мелких и средних месторождений наиболее приемлемым является налоговый режим, предусмотренный первой моделью, которой не предусмотрены гарантии стабильности, что позволит РК гибко регулировать ставки налогов в зависимости от мировых цен на полезные ископаемые и в течение всего срока действия контракта сохранять баланс экономических интересов между РК и недропользователями.

В то же время наше государство не стремится к пересмотру ранее заключенных контрактов в области недропользования, являясь сторонником стабильных деловых взаимоотношений, базирующихся на балансе экономических интересов государства и инвестора, соблюдении конституционного принципа равенства всех перед законом, создании равных условий для всех налогоплательщиков.

В целях усиления контроля за полнотой и качеством исполнения недропользователями налоговых обязательств перед бюджетом и усовершенствования налогового законодательства Казахстана в части недропользования в соответствии с используемыми признанными мировыми лидерами нефтегазовой отрасли международными стандартами, постановлением Правительства РК от 31.01.2003 г. № 114 был создан Межрегиональный налоговый комитет (далее - МРНК).

Проводимая налоговыми органами (в том числе специалистами МРНК) работа в части внесения изменений в Налоговый кодекс на сегодняшний день в целом способствует уменьшению налоговой нагрузки на налогоплательщиков.

Так, с 01.07.2001 г. ставка НДС сокращена с 20 до 16%, а с 01.01.2004 г. - до 15%. Кроме того, значительно снижена ставка социального налога, освобождены от НДС обороты по реализации геологоразведочных и геолого-поисковых работ.

Кроме того, в 2006 г. планируется изменить расчет доли Республики Казахстан по разделу продукции в целях внесения определенной гибкости налоговой системы при заключении государством соглашений о разделе продукции. Необходимость внесения таких изменений обусловлена спецификой проведения морских нефтяных операций, связанных с большим объемом капитальных затрат, в отличие от операций на суше, значительным экологическим риском и отсутствием развитой инфраструктуры.

Так, предполагается установить минимальное и максимальное пороговые значения доли недропользователя в прибыльной продукции от 70 до 90%, а также установить минимальную и максимальную доли поступлений государства до момента окупаемости инвестиций от 5 до 10%.

Вносимые изменения по большинству мелких и средних проектов позволят увеличить рентабельность и привлечь новых инвесторов для разработки месторождений.

Конечно, по сравнению с налоговыми режимами контрактов, заключенных в 1990-х гг., действующее налоговое законодательство представляется более жестким. Однако те налоговые льготы и преференции, которые были предоставлены иностранным инвесторам в нефтегазовом секторе ранее, были обусловлены необходимостью становления и развития республики на начальном этапе, а также привлечением иностранных инвесторов. Поскольку в настоящее время на мировом рынке наблюдается большой спрос на УВС и имеет место прогрессивный рост цен на нефтегазовую продукцию, необходимо в первую очередь соблюдать баланс экономических интересов нашего государства.

Учитывая вышеизложенное, на сегодняшнем этапе развития Республика Казахстан приводит налоговое законодательство в части недропользования в соответствие с мировыми общепринятыми нормами налогового законодательства, что вместе с тем не оказывает отрицательного влияния на процесс заключения иностранными инвесторами с РК новых контрактов. Так, по данным Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК, как компетентного органа по заключению контрактов на недропользование, в 2004 г. было заключено 17 контрактов на недропользование по УВС, в 2005 г. предполагается заключить еще 6, на сегодняшний день из планируемых шести подписано три контракта на недропользование и одно СРП, например:

При разрешительной системе государство на конкурсной основе распределяет лицензии на пользование природными ресурсами и заключает лицензионное соглашение. Хозяйствующая компания при этом сама уплачивает все налоговые сборы. Развитые страны, такие как Соединенные Штаты Америки, Великобритания, Канада, Австралия, Норвегия и др., отдают предпочтение именно этой форме управления недрами.

Основными видами платежей в лицензионной системе являются бонусы, ренталс, роялти и налоги. Бонусы являются разовыми платежами и не служат значительным источником финансовых поступлений для государства. Ренталс (арендная плата) – не зависит от добычи или прибыльности производства, дает государству возможность получать систематический доход с момента заключения соглашения. Роялти рассчитывается как процент валового дохода производителя. В мировой практике величина роялти может доходить до 50–51%, но в большинстве стран равна 12,5–20% стоимости добытой нефти.

При договорной системе предоставление права пользования недрами осуществляется путем заключения договоров между государством и инвестором. И главное отличие между двумя этими системами заключается в том, что при лицензионной, государство вправе по своему усмотрению изменять налоговую нагрузку, при договорной – нет.

Наиболее распространенными вариантами договорной формы являются лицензии и концессии или соглашения о разделе продукции. В этом случае инвесторы получают право только на часть добываемого сырья или доходов от продажи углеводородов. Другая часть передается государству в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Риск поисково-разведочных работ несет инвестор.

Как правило, в чистом виде договорной или разрешительной системы недропользования практически не существует. Во многих государствах, где разработка и добыча полезных ископаемых осуществляется на основе разрешительной системы, недра предоставляются национальным компаниям, находящимся под контролем государства. Они-то и заключают договоры с инвесторами о совместной разработке месторождений полезных ископаемых, о распределении получаемой продукции. В принципе, такой механизм является СРП и характерен для Китая, Азербайджана, Египта, Индонезии, Нигерии, Сирии и других стран, где созданы национальные нефтяные компании.

В России соглашения о разделе продукции регулируются отдельным федеральным законом, и стороной соглашения выступает не специально уполномоченная компания, а непосредственно государство.

Накопленный в этой сфере опыт будет полезен для нашей страны, которая становится крупнейшим игроком на рынке нефтегазовых ресурсов. Природные богатства принадлежат всему обществу, поэтому справедливо, чтобы доходы от их эксплуатации использовались на благо общества, а не только нефтедобывающих компаний. На примере некоторых стан рассмотрим модели взаимодействия государства и нефтегазового бизнеса.

Великобритания. В Соединенном Королевстве Великобритании и Северной Ирландии используется лицензионный режим разработки нефтегазовых ресурсов. За выдачу лицензий отвечает Департамент торговли и промышленности государства. Все лицензии подразделяются на континентальные и шельфовые. Шельфовые выдаются как на добычу, так и на геологоразведку. Основной тип лицензий - на добычу, однако эти лицензии включают в себя весь жизненный цикл месторождения - от геологоразведки до вывода из эксплуатации. Территория, охватываемая такими лицензиями, обычно составляет около 200 км2. Лицензии на геологоразведку выдаются на три года и предоставляют право вести геологоразведку на всей территории континентального шельфа Великобритании, за исключением территорий, на которые распространяются лицензии на добычу. Данный вид лицензии не позволяет бурение скважин глубже 350 м и промышленную добычу углеводородов.

Лицензии на геологоразведку и разработку на континенте идентичны шельфовым лицензиям на добычу. До 1996 г. необходимо было получать лицензию на каждую стадию разработки континентального месторождения (на геологоразведку, на оценочные работы, на разработку и на добычу). Затем бюрократические процедуры были упрощены.

Шельфовая лицензия на добычу и континентальная лицензия на геологоразведку и разработку подразумевают выполнение последовательности стадий работ на месторождении.

Начальный геологоразведочный период для шельфовых проектов составляет четыре года (в особых случаях может быть увеличен), для континентальных проектов - шесть лет. За этот период лицензиат обязан выполнить рабочую программу, которая согласовывается с государством на стадии рассмотрения заявки на выдачу лицензии. При невыполнении программы лицензия аннулируется.

Австралия. В Австралии, так же как и в Норвегии, в основе взаимоотношений государства и нефтегазового бизнеса лежит лицензионный режим. Государство получает свою долю доходов от нефтегазовой деятельности посредством налогов и сборов. Основные налоги - это налог на ресурсную ренту, акциз на нефть, роялти. Кроме этого, нефтегазовый сектор страны уплачивает налог на прибыль в размере 36%.

Нефтяной налог на ресурсную ренту введен в середине 1980-х годов в качестве замены акциза на нефть и роялти для шельфовых проектов. Он уплачивается в процессе осуществления всех проектов на внешней границе территориальных вод и поэтому относящихся к федеральной юрисдикции.

- уплачивается добывающей компанией;

- взимается до начисления налога на прибыль и вычитается из налогооблагаемых поступлений при расчете налога на прибыль;

- начисляется в размере 40% от налогооблагаемых поступлений, которые включают в себя средства, полученные от продажи всей нефти минус все разрешенные затраты;

- разрешенные затраты включают в себя часть капитальных затрат (согласно амортизационным нормативам) и текущие затраты, которые прямо относятся к нефтяному проекту (разведка, разработка, операционные и ликвидационные расходы);

- затраты, которые не вычитаются, включают в себя расходы по финансированию, косвенные административные расходы, налог на прибыль;

- собирается только Федеральным правительством.

В Соединенных Штатах Америки практикуется лицензионная система. За право пользования недрами взимается роялти, которое составляет для континентальных месторождений – 1/8, а для шельфовых – 1/6 выручки от добытых углеводородов. Роялти начинают взиматься сразу после начала добычи нефти из скважины. За пользование недрами в соответствии со стоимостью запасов полезных ископаемых, начисляется арендная плата. При проведении торгов взимается разовый платеж – бонус. За право на проведение поисковых и разведочных работ на определенной территории компании платят ренталс в размере 741 доллар за 1 кв. км в течение первых пяти лет и 1235 долларов за 1 кв. км после пяти лет. Разработчики нефти и газа уплачивают также налог на прибыль – 35%. Отдельные штаты могут устанавливать свой подоходный налог.

Основой государственного регулирования нефтяного бизнеса в Соединенных Штатах Америки является государственный надзор Министерства энергетики за деятельностью крупнейших (Majors) нефтегазовых компаний посредством обработки и анализа сложного комплекса данных. К категории крупнейших (Majors) в Соединенных Штатах Америки относятся публичные акционерные нефтегазовые компании (базирующиеся в Соединенных Штатах Америки или отделения зарубежных компаний, действующих на территории Соединенных Штатах Америки), которые добывают не менее 1% от национальной добычи и (или) контролируют не менее 1% от национальных запасов нефти и (или) газа и (или) контролируют не менее 1% мощностей нефтепереработки или продаж нефтепродуктов.

В Канаде нефтедобывающие компании также выплачивают роялти. Ставки составляют от 8 до 16% стоимости добытой сырой нефти и могут изменяться правительством в одностороннем порядке. Однако в канадском законодательстве существуют административные и судебные процедуры, позволяющие компаниям оспаривать размеры ставок.

В Египте разработка нефтяных месторождений осуществляется на основе СРП. По поводу каждого соглашения издается специальный закон. Все риски, связанные с геологоразведкой, несет компания - недропользователь. Потом создается операционная компания, где участниками являются государство (50%) и частный капитал. Раздел нефти осуществляется в зависимости от величины специального коэффициента – накопленные доходы недропользователя, деленные на его инвестиции.

Разработка нефти и природного газа в Индонезии также осуществляется на основе СРП. Компания уплачивает единовременный и невозвращаемый бонус при подписании СРП. Для большинства нефтяных СРП раздел прибыли устанавливается в соотношении 85 (правительство) к 15. Компания компенсирует предыдущие расходы или оплачивает первые три года работы. После этого месторождение делится пополам между правительством и подрядчиком.

Нигерия использует совместные операционные соглашения и СРП для работы с иностранными инвесторами. Основным акционером является государство, которое и предоставляет добывающим компаниям гарантированный минимум прибыли после уплаты налогов и роялти. Государство уплачивает компаниям бонус в денежной форме за увеличение запасов. Нефть, добытая в соответствии с СРП, разделяется на налоговую – для уплаты налогов, роялти и концессионных платежей правительству, затратную – для возмещения недропользователю капитальных инвестиций и операционных расходов; прибыльную – добытая нефть с вычетом налоговой и затратной. Последняя делится между государством и компанией, с которой договор заключен.

Сравнение налогового режима РК с некоторыми странами приведено в таблице.

1. Налогообложение недропользователей, исходя из основных видов контрактов, разделяется на две модели:

1) первая модель предусматривает уплату недропользователем всех видов налогов и других обязательных платежей, предусматриваемых настоящим Кодексом;

2) вторая модель предусматривает уплату (передачу) недропользователем доли Республики Казахстан по разделу продукции, а также уплату всех видов налогов и других обязательных платежей, предусмотренных настоящим Кодексом, за исключением:

2. Первая модель налогового режима устанавливается во всех контрактах, за исключением контрактов (соглашений) о разделе продукции, для которых устанавливается вторая модель налогового режима.

3. Доля Республики Казахстан по разделу продукции, получаемая по контрактам (соглашениям) о разделе продукции, является источником республиканского и местного бюджетов и поступает в доходы соответствующих бюджетов в размерах, определяемых Законом о республиканском бюджете на соответствующий год.

4. Уровень налоговых обязательств недропользователя, предусматриваемых в контракте (соглашении) по второй модели налогового режима, должен быть не меньше, чем по первой модели.

1. Контракт (соглашение) о разделе продукции является договором, в соответствии с которым Республика Казахстан предоставляет недропользователю на платной основе право на добычу полезных ископаемых на контрактной территории и ведение связанных с этим работ за его счет, и должен содержать следующие условия:

3) форма раздела (натуральная, денежная) прибыльной продукции (продукции, подлежащей разделу после вычета компенсационной продукции);

4) определение части добытой продукции, которая передается в собственность недропользователю для возмещения затрат на выполнение работ по контракту (соглашению) (компенсационная продукция);

5) установление цены и определение стоимости продукции при получении доли продукции в денежном эквиваленте.

2. Отчетным периодом по платежам доли Республики Казахстан по разделу продукции является календарный месяц.

3. Расчет доли Республики Казахстан по разделу продукции представляется недропользователем в территориальный налоговый орган по месту регистрации до 10 числа месяца, следующего за отчетным.

4. Доля Республики Казахстан по разделу продукции уплачивается не позднее 15 числа месяца, следующего за отчетным.

1. Под возмещаемыми затратами понимаются обоснованные затраты недропользователя, фактически понесенные при выполнении программы работ. Предельная доля недропользователя, направляемая на погашение возмещаемых затрат, устанавливается индивидуально по каждому контракту (соглашению) с учетом экономической ценности разрабатываемого месторождения, но не должна превышать80 % от общего объема добытых полезных ископаемых недропользователем в отчетном налоговом периоде. Возмещаемые затраты утверждаются в порядке, предусмотренном контрактом (соглашением).

• затраты на подготовку и разработку технико-экономического обоснования проекта на стадии, предшествующей заключению контракта (соглашения);

• затраты на поисковые, оценочные и разведочные работы, связанные с данным проектом и осуществленные до вступления контракта (соглашения) в силу.

2) затраты, фактически понесенные недропользователем с даты вступления контракта (соглашения) в силу и в течение всего периода его действия, за исключением затрат, указанных в пункте 3 настоящей статьи.

• затраты по статьям, в части их превышения, по которым контрактом (соглашением) установлены ограничения, в том числе административные расходы;

• затраты, связанные с реализацией принадлежащей недропользователю компенсационной продукции и доли прибыльной продукции, включая затраты на доставку этой продукции от пункта доставки (раздела) до пункта реализации, потери при транспортировке, затраты на страхование при транспортировке продукции до пункта назначения, комиссионные и прочие затраты;

• затраты, связанные с ревизией (аудитом) финансово-хозяйственной деятельности, осуществленной по требованию акционеров (учредителей);

• затраты, возникшие в связи с неисполнением или ненадлежащим исполнением недропользователем своих обязательств, установленных соглашением;

• сумму операционных доходов, связанных с получением арендной платы за сдачу в аренду имущества, созданного либо приобретенного по контракту (соглашению), за вычетом затрат, связанных с их получением;

• сумму прочих доходов (штрафов, пени, неустоек и т.д.), полученных от деятельности в рамках контракта (соглашения).

Статья 323. Порядок установления и выплаты роялти и доли Республики Казахстан по разделу продукции в натуральной форме

1. В случае заключения дополнительного соглашения к контракту на уплату роялти в натуральной форме, до момента его подписания в обязательном порядке проводится правовая и налоговая экспертизы соглашения.

2. Натуральная форма выплаты роялти и доли Республики Казахстан по разделу продукции должна быть эквивалентна установленной в контракте для данных платежей денежной форме выплаты.

3. При установлении натуральной формы выплаты роялти и доли Республики Казахстан по разделу продукции в соглашении обязательно указывается:

• получатель от имени государства части продукции, приходящейся на роялти и долю республики (далее - получатель);

4. Сроки передачи недропользователем продукции, передаваемой в счет уплаты роялти и доли Республики Казахстан, в соглашениях должны соответствовать срокам уплаты этих платежей, установленным в контракте на недропользование для выплаты в денежной форме.

При этом недропользователь передает продукцию получателю не позднее срока уплаты платежей, установленного контрактом (соглашением) на недропользование.

5. Получатель в срок уплаты платежей, установленный контрактом (соглашением) на недропользование для выплаты в денежной форме, перечисляет в государственный бюджет сумму роялти и доли Республики Казахстан в денежной форме, исчисленную недропользователем в соответствии с условиями контракта, а также самостоятельно осуществляет контроль за своевременностью и полнотой передачи ему недропользователем соответствующего объема продукции.

6. Недропользователь и получатель представляют в налоговый орган отчетность о размерах и сроках уплаты (передачи) роялти и доли Республики Казахстан в контрактах о разделе продукции в натуральной форме в сроки, установленные контрактом, по форме определяемой уполномоченным государственным органом.

7. За нарушение сроков и полноты перечисления в бюджет средств за полученную продукцию получатель несет ответственность в соответствии с законодательством Республики Казахстан, в том числе к нему применяются штрафы, установленные законодательными актами Республики Казахстан.

Читайте также: