Проблема дифференциации налога на добычу полезных ископаемых

Налоговые и таможенные платежи топливно-энергетического комплекса составляют львиную долю доходов федерального бюджета, и, по понятным причинам, это очень важная составляющая нашей экономики. Однако по оценке министерства финансов в 2013 году от предоставленных налоговых льгот консолидированный бюджет недополучил 1,8 трлн. рублей или 2,9% ВВП. Наибольшие потери бюджет несет от прямых налоговых льгот. Самые дорогие льготы – по НДПИ для выработанных (156 млрд. руб., или 0,25% ВВП) и новых (89,4 млрд. руб., или 0,14% ВВП) месторождений.

2.2 Проблема дифференциации  налога на добычу полезных  ископаемых

К числу основных проблем развития газовой промышленности относятся:

1. истощение основных газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области, и, следовательно, необходимость освоения новых центров газодобычи на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;
2. нерациональное недропользование (низкий коэффициент извлечения газа) и отсутствие комплексных технологий добычи углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа);
3. увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в структуре минерально-сырьевой базы газовой промышленности;
4. удорожание добычи и транспортировки природного газа;
5. высокий износ основных фондов транспортной и газоперерабатывающей промышленности;
6. наличие инфраструктурных ограничений в сфере трубопроводной транспортировки газа;
7. недостаточный уровень развития газоперерабатывающей и газохимической промышленности.

России принадлежит лидирующее место в мире по добыче газа (более четверти от мировой) и по величине разведанных запасов (около трети мировых). Российская Федерация является крупнейшим экспортером и потребителем природного газа. Начальные суммарные ресурсы газа России составляют 236,1 трлн м3, в том числе 160,3 трлн м3 на суше и 75,8 трлн м3 на шельфе. Из общего объема суммарных ресурсов на 01.01.2011 г. накопленная добыча составила 18,23 трлн м3, или 7,24 %. Преобладающая масса современных разведанных запасов свободного газа (более 72 %) сосредоточена в 28 уникальных (с балансовыми запасами более 500 млрд м3) месторождениях (2,8 % от общего количества месторождений), обеспечивающих свыше 85% всей годовой добычи в стране. В 118 крупных (75-500 млрд м3) месторождениях содержится 22 % разведанных запасов газа страны. На долю 740 мелких и средних месторождений приходится лишь 6 % разведанных запасов. Особенностью сырьевой базы газа является высокая концентрация разведанных запасов (около 78 % от суммарных в стране находится в Западной Сибири, а в пределах ЯНАО - 75 %).

По состоянию на 01.01.2011 г. 69 % российских запасов газа категорий A+B+C1 (33,1 трлн м3) принадлежит ОАО «Газпром», 21 % (10,1 трлн м3) - независимым производителям газа и ВИНК, остальные запасы газа (4,6 трлн м3, или 10 %) сосредоточены в нераспределенном фонде недр.

Продукция нефтегазового комплекса формирует более 20 % ВВП России. В России в 2011 г. добыто 670,5 млрд м3 газа (что на 3,1 % превышает добычу в 2010 году). Крупнейшие производители газа в России - Газпром (509,7 млрд м3) и Новатэк (53,3 млрд м3). Поставлено на экспорт 204 млрд м3 газа. Согласно данным ФТС РФ в 2011 г. объем экспорта природного газа из Российской Федерации в стоимостном выражении составил 58,47 млрд долларов США.18

В настоящее время 30 % добываемого в России природного газа экспортируется, 70 % потребляется внутри страны. Основным внутренним потребителем газа выступает электроэнергетический сектор - около 58 % потребляемого в стране газа используется на производство электроэнергии и тепла.

На основании приведенных данных можно сделать вывод, что в разработке находится около половины всех разведанных запасов газа, заключенных в наиболее экономически эффективных и географически более доступных месторождениях по сравнению с еще не освоенными.

В настоящее время из общего объема добычи на Западно-Сибирский регион приходится около 545 -560 млрд м3, или более 90 %. Надым-Пур-Тазовское междуречье, являющееся главным газодобывающим регионом страны, обеспечено разведанными и подготовленными запасами на 15-16 лет. Выработан-ность запасов гигантских месторождений Западной Сибири, обеспечивающих около 65 % всего объема добычи, - Медвежьего, Уренгойского и Ямбургско-го - достигла, соответственно, 73,2, 44,3 и 35,8 %. На этих месторождениях происходит наибольшее сокращение добычи - около 20 млрд м3 в год. Падение добычи также отмечается на крупнейшем Оренбургском месторождении на 0,7-1 млрд м3 в год. В целом из эксплуатируемых запасов газа 82-85 % характеризуются падающей добычей.

Перспективная региональная структура добычи газа к 2030 г. будет выглядеть следующим образом:

1. в европейской части России за счет освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовых месторождений (прежде всего Шток-мановского) планируется довести добычу газа до 131-137 млрд м3 (против 46 млрд м3 в 2005 г.);
2. в Западной Сибири добыча газа ожидается на уровне 608-637 млрд м3 за счет освоения месторождений полуострова Ямал и акваторий Обской и Та-зовской губ, призванных компенсировать выпадающие объемы добычи «старых» месторождений (Уренгойского, Медвежьего, Вынгапуровского и Ямбургского);
3. в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча газа вырастет до 132-152 млрд м3.

Таблица 2.3 - Прогноз поэтапного развития добычи газа на период до 2030 г., млрд м319

Одной из основных проблем в части минерально-сырьевой базы, с которой российской газовой отрасли предстоит столкнуться уже в ближайшие годы, является исчерпание запасов сеноманских залежей газа (запасы газа, заключенные в верхних газоносных горизонтах, сложенных отложениями сеноман-ского яруса верхнего мела, образующие крупные залежи сравнительно простого строения на небольших (до 1500 м) глубинах), и, как следствие, необходимость масштабного перехода к разработке газо-конденсатных месторождений и, соответственно, добыче сухого отбензиненного газа (или газа сепарации).

С точки зрения своих потребительских свойств определяемое этими терминами углеводородное сырье является идентичным, и его параметры регулируются одним нормативным документом - Государственным стандартом Союза ССР ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия». С точки зрения налогового законодательства также отсутствует дифференциация объекта обложения в зависимости от видов месторождений углеводородного сырья и используемых технологий добычи.

Экономическая эффективность добычи сухого отбензиненного газа значительно ниже таковой у газа сеноманских залежей. Соответственно, применительно к добыче сухого отбензиненного газа величина налоговой нагрузки должна быть пересмотрена в сторону понижения с целью поддержания общей экономической эффективности его добычи.

Минимальная себестоимость газа, добываемого на новых месторождениях, будет не менее 14 долл США / тыс. м3 по сеноманским залежам и свыше 23 долл США /тыс. м3 - по нижнемеловым и ачи-мовским отложениям. Цена добычи и транспортировки до европейской части России вырастет с 42 долл / тыс. м3 в 1997 г. и 12 долл / тыс. м3 в 1998 г. (спад из-за резкой девальвации рубля) до 48-50 долл / тыс. м3 к 2013 г. и 50-55 долл / тыс. м3 к 2020 году. С целью обеспечения поэтапного перехода к доминирующей добыче сухого отбензинен-ного газа необходимо уже сейчас повысить экономическую привлекательность разработки газокон-денсатных месторождений (а большинство из них относятся к категории труднодоступных и низкорентабельных), и в первую очередь посредством введения налоговых преференций. Идеальной можно признать ситуацию, когда уже в ближайшие пять лет добывающие компании изменят пропорции добычи газа сеноманских залежей / сухого отбензи-ненного газа, соответственно, с 80 / 20 % до приемлемых 40 / 60 %.

Структура выручки любой компании-недропользователя существенно отличается от таковой у компаний, занимающейся другими видами деятельности. Упрощенно структуру выручки компании-недропользователя можно представить в следующем аналитическом виде: выручка от реализации - затраты на производство = предпринимательская прибыль + абсолютная рента + дифференциальная рента. Причем возникают данные виды дохода строго в указанной последовательности.

Существенное различие в экономической природе элементов дохода обуславливает необходимость дифференцированного подхода к их налогообложению. Для каждого элемента дохода должен быть установлен свой инструмент изъятия его части. В отношении прибыли должен действовать общий механизм изъятия, применяемый для налогообложения прибыли всех хозяйствующих субъектов - налог на прибыль. В отношении абсолютной и дифференциальной горной ренты все не столь однозначно. Оба вида ренты исходя из их экономической природы принадлежат собственнику недр. В Российской Федерации согласно действующему законодательству собственником недр является государство, которое должно разработать механизм изъятия ренты у пользователя недр, адекватный современным экономическим условиям.

В Российской Федерации при разработке месторождений полезных ископаемых и добыче минерального сырья компании-недропользователи помимо общих налогов уплачивают и ряд специальных налогов и сборов. Эти налоги и сборы направлены на изъятие возникающего при недропользовании дополнительного дохода либо являются платой за разработку принадлежащих государству запасов полезных ископаемых. В общую систему платежей за пользование недрами входят: обязательные платежи, предусмотренные ст. 39 Закона о недрах; налог на добычу полезных ископаемых (глава 26 НК РФ). Кроме того при совершении экспортных операций с добытыми полезными ископаемыми уплачивается таможенная пошлина на условиях, установленных таможенным законодательством. Специальный налоговый режим установлен для лиц, с которыми было заключено соглашение о разделе продукции.

Согласно ст. 334 главы 26 Налогового кодекса РФ налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых признаются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Подпункт 3 п. 2 ст. 346 НК РФ к видам добытого полезного ископаемого в том числе относит следующее углеводородное сырье:

1. газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (попутный газ);
2. газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа.

Налоговая база при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.

Согласно п. 1 ст. 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0 рублей при добыче: