Реформа налогообложения минерально-сырьевого сектора

Система налогообложения минерально-сырьевого сектора, сформировавшаяся в России в ходе экономических реформ не являлась достаточно эффективной с точки зрения достижения указанных целей. Это обусловило необходимость достаточно радикального реформирования данной системы с целью повышения ее эффективности и приведения в соответствие с мировой практикой.

С реформой налогообложения минерально-сырьевого сектора связан целый комплекс вопросов. Из-за ограниченности времени я остановлюсь лишь на наиболее важных моментах, прежде всего на предпосылках, концепции и основных направлениях налоговой реформы в минерально-сырьевом секторе.

Проблему построения эффективной налоговой системы для минерально-сырьевого сектора на тех или иных этапах своего развития решали все государства, обладающие необходимыми природными ресурсами. Это относится и к ведущим промышленно развитым странам, таким как США, Канада, Великобритания, и к странам с развивающейся экономикой. Главная цель налоговой системы для минерально-сырьевого сектора состоит в обеспечении того, чтобы государство получало соответствующую плату за свои природные ресурсы и распределяло доходы при их эксплуатации так, чтобы содействовать инвестициям и устойчивому экономическому росту.

Как показывает мировой опыт, не существует какой-либо идеальной или образцовой налоговой модели для минерально-сырьевого сектора, которая была бы применима во всех странах и во всех условиях. Каждая страна разрабатывает свой собственный налоговый режим исходя из своих особенностей, потребностей, решаемых экономических и социальных задач. В то же время каждая страна в той или иной степени использует специальные налоговые инструменты, с помощью которых государства изымают ресурсную ренту.

Необходимость применения специальных налоговых инструментов при налогообложении минерально-сырьевого сектора обусловлена ограниченностью и невозобновляемостью минеральных ресурсов. В той степени, в какой ресурс является ограниченным и незаменимым, его цена может включать некоторую сумму сверх минимальной цены, по которой этот ресурс будет произведен; эта минимальная цена включает в себя производственные затраты плюс некоторый уровень прибыли, который является достаточным, чтобы сделать инвестиции привлекательными. Дополнительная стоимость ресурса сверх этой минимальной цены известна как экономическая, или ресурсная, рента. Эта рента может рассматриваться как стоимость самого ресурса, которая целиком принадлежит обществу. Если компания получила прибыль, которая достаточна, чтобы побудить ее инвестировать, то для государства является возможным изъять полученную производителем сверхприбыль, или ренту, без ограничения инвестиций. Такое изъятие обеспечит нации ее долю дохода, получаемого от разработки принадлежащих ей природных ресурсов.

В добывающей промышленности экономическая рента представляет собой разницу между стоимостью произведенной продукции и затратами на ее добычу. В состав затрат входят издержки добычи минерального сырья, расходы на геологоразведку и освоение месторождений, а также отраслевая норма прибыли. Остальная часть валового дохода может быть определена как экономическая, или ресурсная, рента. Государства стремятся присвоить себе как можно большую часть ресурсной ренты, для чего используются такие фискальные инструменты, как бонусы, роялти, налоги и раздел продукции.

Уже в момент передачи прав на разработку месторождений государства стремятся присвоить экономическую ренту с помощью разового платежа (бонуса) за право разработки месторождения. Бонусы являются разовыми платежами и, как правило, не служат значительным (по сравнению с роялти и налогами) источником финансовых поступлений для государства. В то же время они могут рассматриваться в качестве дополнительной статьи увеличения государственных доходов и являются хронологически первым видом платежа. Размеры бонусов сильно варьируют. Например, в Индонезии бонус, уплачиваемый при подписании соглашения, составляет 1,5 млн. долл., в Нигерии - 0,5 млн. долл. Бонусы могут быть приурочены к различным этапам реализации проекта, например, к началу добычи или к моменту достижения определенного уровня добычи. В США существуют конкурентные торги за участки, и, таким образом, предлагаемая покупателем цена может рассматриваться в качестве бонуса, который уплачивается победившим участником торгов.

Весьма распространенной формой выплат государству являются роялти, которые рассчитываются как фиксированный процент валового дохода производителя. Этот платеж легко администрируется и обеспечивает ранний и гарантированный доход государству. В нефтяной промышленности величина роялти колеблется от 0 (например, в Великобритании) до 50% в некоторых странах (Мьянма, Египет), но в большинстве стран равна 12,5-20% стоимости добытой нефти. Весьма распространенными ставками являются 12,5% (1/8) и 16,67% (1/6). Роялти может рассматриваться как базисный вид систематического платежа, обеспечивающий более ранние по времени и более стабильные финансовые поступления государству, чем платежи с доходов.

В восьмидесятые-девяностые годы наметилась тенденция к установлению прогрессивных ставок роялти, т.е. к их исчислению по скользящей шкале в зависимости от определенных факторов, например, уровня добычи или глубины воды над морскими месторождениями. Так, в нефтегазовом секторе Китая ставка роялти варьирует от 0 до 12,5% в зависимости от уровня добычи. В Нигерии для офшорных нефтяных месторождений, расположенных на глубине свыше 1000 м, ставка роялти равна 0 и увеличивается до 16,67% для месторождений, расположенных на глубине менее 200 м. Расчет роялти по скользящей шкале фактически служит целям изъятия у производителя части ресурсной ренты и позволяет снизить регрессивность такого налога.

В налогообложении доходов от добычи минеральных ресурсов применяются как обычный налог на прибыль корпораций, так и специальные виды налогов, такие как рентный налог на природные ресурсы. Ставки обычного налога на прибыль корпораций колеблются от 0 до почти 70%, ставки налога на прибыль нефтяных компаний, как правило, от 50% до 85% (в большинстве стран ОПЕК). Более высокие налоги на прибыль в нефтяном секторе фактически служат инструментом изъятия получаемой здесь ресурсной ренты. Так, чрезвычайно высокий уровень налогообложения нефтяных компаний в странах ОПЕК, очевидно, объясняется крайне низкими затратами на добычу нефти, и, соответственно, высоким уровнем экономической ренты.

Зависимость основных налоговых платежей в добывающей промышленности от цены продукции стимулирует производителей к занижению цены ее реализации с целью минимизации своих налоговых обязательств. В связи с этим в большинстве стран при налогообложении добывающей промышленности для определения налоговой базы используются не фактические цены сделок (или не только фактические цены сделок), а специальные справочные (рыночные) цены, определяемые тем или иным образом. В развивающихся нефтедобывающих странах в этих целях часто используют цены на котируемые на мировом рынке сорта нефти (с определенными поправками). В большинстве развитых стран при налогообложении добычи нефти применяются цены сделок, совершаемых на принципах независимости сторон.

Важно, как именно государство изымает экономическую ренту. Платежи, не привязанные к величине прибыли, такие как роялти и бонусы, регрессивны, то есть чем ниже прибыльность проекта, тем относительно выше уровень этих выплат. Чем в меньшей степени сборы привязаны к валовому доходу компаний, тем прогрессивней система. В связи с этим некоторые государства повышают налоги на чистый доход и отказываются от взимания роялти. Все большее распространение приобретают налоговые системы с гибкими условиями, которые обеспечиваются применением скользящих шкал. Системы со скользящими шкалами используют для того, чтобы обеспечить рост доли государства при росте прибыльности проекта. Большинство систем со скользящими шкалами реагируют на уровень добычи. С ростом уровня добычи доля государства тем или иным образом растет. В некоторых системах гибкость достигается за счет использования прогрессивной шкалы налоговых ставок. Иногда используются несколько переменных со скользящими шкалами, например, роялти, бонусы, раздел прибыльной нефти. К наиболее распространенным факторам, обусловливающим изменение тех или иных элементов фискальных систем по скользящей шкале относятся уровень добычи, глубина шельфа, накопленная добыча (объем нефти, извлеченной с начала добычи), цены на нефть, Р-факторы и норма прибыли.

Как показывает мировой опыт, существует большое разнообразие в том, как изымаются доходы от добычи минеральных ресурсов, в частности, нефти. Например, в США для этого применяются только два относительно простых налога: обычный роялти (в размере 16,67% для офшорных месторождений) и стандартный налог на прибыль. В то же время США, как известно, изымают значительную часть экономической ренты с разрабатываемых месторождений, когда эти два платежа сочетаются с конкурентными торгами за лицензии. Сам рынок, таким образом, определяет приемлемый для производителей размер совокупных выплат государству при разработке конкретного месторождения.

Некоторые страны в этих целях применяют специальные рентные налоги на природные ресурсы. Ресурсный рентный налог был первоначально разработан в Австралии. К группе ресурсных рентных налогов могут быть отнесены налог на нефтяные доходы в Великобритании и специальный налог на добычу углеводородов в Норвегии. Налог на нефтяные доходы в Великобритании в восьмидесятые годы составлял 75% чистого дохода, с 1993 г. он составляет 50% чистого дохода и применяется после того, как все капитальные затраты возмещены (налог не применяется, если добыча меньше чем 20 000 барр. в сутки). Ставка дополнительного специального налога на добычу углеводородов в Норвегии составляет 30%. При этом еще в воьмидесятые годы и Великобритания, и Норвегия отказались от взимания роялти с новых месторождений.

Таким образом, налоговые системы Великобритании и Норвегии представляют собой пример систем, полностью основанных на налогообложении доходов. В то же время в налоговых системах многих стран значительную роль продолжают играть роялти.

Достаточно широкое распространение получили контракты (соглашения) на добычу нефти с разделом произведенной продукции, первый из которых был заключен в Индонезии в 1966 г. Произведенные затраты в таких контрактах компенсируются компании частью добытой на данном месторождении нефти, так называемой компенсационной нефтью. Предельная доля компенсационной нефти в добыче оговаривается в контракте. В большинстве стран, применяющих данный тип соглашений, эта доля обычно колеблется в пределах 20-50%, хотя в некоторых из них может выходить за эти пределы (например, в Индонезии и Казахстане предел возмещения затрат составляет 80% добычи). Доля компенсационной нефти, как правило, выше в районах с более сложными природно-геологическими условиями и может быть поставлена в зависимость от уровня добычи. Оставшаяся часть продукции, так называемая распределяемая (прибыльная) нефть, подлежит разделу между государством и компанией-подрядчиком. Раздел производится в сугубо индивидуальных пропорциях в каждой стране. При этом в большинстве нефтедобывающих стран, практикующих заключение таких контрактов, пропорции раздела с ростом добычи изменяются в пользу государства. С принадлежащей компании доли распределяемой нефти, как правило, уплачивается налог на прибыль. В ряде стран в соглашения о разделе продукции также включаются обязательства по уплате роялти.

Существуют и более простые схемы раздела продукции, например, прямой раздел всей добычи без предварительного выделения компенсационной продукции и без налогообложения доли, получаемой компанией. В этом случае раздел продукции может заменять все виды налогов на производителя. Такая система действует, например, в Ливии, где доля продукции, принадлежащая государству, установлена в 81%, а доля компании-подрядчика - в 19% при условии освобождения ее от налогов.

Значительная часть налоговых параметров СРП, прежде всего параметры раздела продукции, является результатом переговоров между государством и компаниями-инвесторами. С одной стороны, такие соглашения позволяют обеспечить стабильные условия деятельности инвестора на весь период реализации проекта и учесть специфические характеристики месторождения. С другой стороны, например, в условиях коррупции, возможно получение инвестором необоснованно выгодных условий реализации проекта и, как следствие, потеря государством определенной части доходов от разработки находящихся в его собственности минеральных ресурсов.

Следует отметить, что развитые, политически стабильные экономики, такие как экономика США и Великобритании, вообще не имеют контрактов с разделом продукции. Все охватывается законодательством и ничто не подлежит переговорам. Более бедные и менее стабильные экономики склонны иметь больше условий, подлежащих переговорам.

В отличие от ведущих промышленно развитых стран российская история формирования рыночной системы налогообложения минерально-сырьевого сектора насчитывает лишь десять лет. Начало формированию новой, отвечающей условиям рыночной экономики, системы налогообложения добычи минеральных ресурсов было положено в 1992 г. с началом экономических реформ. Данная система включила в себя как налоги общего применения, так и специальные ресурсные налоги, ориентированные на изъятие ресурсной ренты. В структуре налоговой системы, действовавшей в минерально-сырьевом секторе на протяжении последних десяти лет, можно выделить пять основных элементов. Рассмотрим данную структуру на примере нефтяного сектора, играющего основную роль в секторе минеральных ресурсов.

Первый элемент действовавшей налоговой системы - платежи за пользование недрами (роялти). Они представляли собой адвалорный налог, основанный на ценах в пункте добычи, и были введены в 1992 г. В нефтяном секторе ставка роялти варьировала от 6 до 16% от цены нефти в пункте добычи в зависимости от характеристик конкретных месторождений и фиксировалась в лицензии. В среднем величина этой платы в нефтяном секторе в 2000 г. составляла 8,2%.

Второй элемент действовавшей налоговой системы - отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Это также адвалорный налог, основанный на ценах в пунктах добычи, предназначавшийся для целевого финансирования поисковых и геолого-разведочных работ. Для нефти ставка отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы была установлена на уровне 10% от цены нефти. При этом 5-6% данных отчислений подлежало перечислению в бюджет, а 4-5% оставалось в распоряжении предприятий на выполнение согласованных с государственными органами программ геолого-разведочных работ.

Третий элемент - акцизы на минеральное сырье, которые были установлены для нефти и природного газа. В 1992-1993 гг. применялась адвалорная ставка акциза на нефть, дифференцированная по отдельным производителям (в 1992 г. средняя ставка акциза составляла 18% от цены нефти, в 1993 г. - 24%). В 1994 г. была установлена специфическая ставка акциза на нефть, в среднем составлявшая 14750 руб./т, которая на протяжении последующих нескольких лет неоднократно повышалась, прежде всего для компенсации снижения экспортной пошлины на нефть. Следует отметить, что такой акциз, ставка которого дифференцировалась по отдельным производителям, был фактически дублирующим налогом по отношению к другому рентному платежу - роялти, и, кроме того, не имел под собой достаточно объективных критериев дифференциации. В результате имел место значительный субъективизм при установлении ставок (что, как известно, составляет основу для коррупции). В связи с этим с начала 2000 г. был осуществлен переход к единой (недифференцированной) ставке акциза на нефть в размере 55 руб. за тонну.

Четвертый элемент - экспортная пошлина на нефть была введена в начале 1992 г. В 1992-1993 гг. ставка экспортной пошлины была весьма высокой и составляла 38 экю за тонну. После либерализации внутренних цен на нефть в начале 1995 г. экспортная пошлина несколько раз понижалась, а с середины 1996 г. была отменена. В начале 1999 г. экспортные пошлины, однако, были восстановлены. В то же время в отличие от ситуации первых лет реформ, когда ставка экспортной пошлины на нефть не менялась иногда в течение года и более, с 1999 г. ставка экспортной пошлины на нефть стала устанавливаться с учетом цены российской нефти на мировом (европейском) рынке и достаточно часто пересматривалась. В то же время какие-либо регламентированные механизмы привязки величины экспортных пошлин к уровню мировых цен на нефть отсутствовали.

Пятым основным элементом в налогообложении минерально-сырьевого сектора являлся налог на прибыль, ставка которого на начало 2000 г. составляла 30%.

Кроме того, с добывающих предприятий взимались другие налоги и платежи (налог на имущество предприятий, налог на пользователей автодорог, налог на содержание жилищно-коммунального хозяйства, отчисления в социальные внебюджетные фонды, платежи за пользование природными ресурсами и др.), менее значительные по размеру, но в своей совокупности, однако, оказывающие существенное влияние. Наиболее негативное влияние оказывали дополнительные налоги на валовую выручку предприятий, такие как налог на пользователей автодорог (взимаемый по ставке 2,5%) и налог на содержание жилищно-коммунального хозяйства (1,5%).

На протяжении рассматриваемого периода роль различных налогов иногда существенным образом менялась. Так, акциз на нефть, составлявший в долларовом выражении около 9 долл./т, играл достаточно серьезную роль вплоть до девальвации рубля в 1998 г., после чего его значение резко упало. В 2000 г. ставка акциза в долларовом выражении составляла лишь 2 долл./т. Налог на прибыль играл основную роль в налогообложении в сентябре-декабре 1998 г. и начале 1999 г., когда после девальвации рубля образовался значительный разрыв между реальными затратами на производство и уровнем экспортных цен на нефть, акциз на нефть в долларовом выражении резко сократился, а экпортные пошлины еще не были введены. В некоторые периоды основную роль в изъятии рентных доходов фактически играла экспортная пошлина. В отдельные периоды ее величина достигала 48 евро/т.

То обстоятельство, что в действовавшей системе налогообложения основная роль принадлежала налогам на объемы добычи и валовой доход, оказывало сильное регрессивное воздействие. Основная часть налоговых платежей в этих условиях фактически не зависела от финансовых результатов деятельности компаний. Негативные последствия регрессивной налоговой структуры становились особенно очевидными при падении мировых цен на минеральное сырье. Именно такая ситуация наблюдалась в 1998 г., характеризовавшаяся резким падением мировых цен на нефть. Например, по расчетам Всемирного банка в 1998 г. (в период до девальвации рубля) при резком снижении мировых цен на нефть и падении рентабельности производства уровень налоговых изъятий в нефтяном секторе увеличился с 81% до 99% чистого дохода.

Чрезвычайно серьезную проблему в условиях действовавшей налоговой системы представляло широкое использование трансфертного ценообразования. В результате применения нефтяными компаниями трансфертных (внутрикорпоративных) цен цена нефти, которая использовалась для исчисления налогов при добыче нефти, существенно отличалась от ее реальной рыночной цены. В ходе рыночных преобразований в России были сформированы 13 вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), объединяющих предприятия по добыче и переработке нефти и реализации нефти и нефтепродуктов. К концу девяностых годов на долю ВИНК приходилось почти 90% всей добычи и переработки нефти в стране. В настоящее время фактически можно говорить о 10 ВИНК, поскольку часть небольших ВИНК в последние годы перешла под контроль крупных нефтяных компаний.

Механизм трансфертного ценообразования основан на том, что ВИНК покупают нефть у своих дочерних нефтедобывающих предприятий по установленной ими внутрикорпоративной (трансфертной) цене, затем часть нефти реализуется на экспорт, а оставшаяся часть перерабатывается на входящих в структуру компаний нефтеперерабатывающих заводах. Трансфертная цена, как правило, устанавливается исходя из целей минимизации налогообложения, на уровне, близком к уровню текущих затрат добывающего предприятия. В результате цена, по которой исчисляются и уплачиваются налоги в нефтедобыче (платежи за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, налог на прибыль и др.) оказывается значительно ниже и экспортной цены, и рыночной цены нефти на внутреннем рынке. По имеющимся оценкам, трансфертные цены составляют примерно 50-60% от реальных рыночных цен на нефть.

Государство, однако, до сих пор не разработало работоспособной правовой базы, позволяющей четко определять базу налогообложения в случаях применения трансфертных цен. В то же время в стране до сих пор отсутствуют развитые механизмы биржевой торговли, цены которой могли бы служить базой для налогообложения. Независимые продажи нефти фактически носят маргинальный характер и, по некоторым оценкам, составляют менее 2% от общего объема добываемой нефти.

В результате применения трансфертных цен налоговые платежи при добыче нефти весьма существенно занижаются. По оценкам ТЭНИ, вследствие применения трансфертных цен нефтяные компании в 1999 г. в качестве налогов выплатили лишь 46% от общей величины рентного дохода (то есть более половины рентного дохода осталось у нефтяных компаний). В то же время при использовании рыночных цен налоги составили бы 77% рентного дохода. В 2000 г., по оценкам ТЭНИ, нефтяные компании выплатили в виде налогов 56% рентного дохода (в значительной степени увеличение налоговых выплат по сравнению с предыдущим годом было достигнуто за счет существенного повышения экспортных пошлин), в то время как при применении рыночных цен уровень налоговых изъятий должен был бы составить 82%.

Серьезным недостатком действовавшей налоговой системы являлась низкая доля федерального бюджета в уплачиваемых добывающими предприятиями платежах за пользование недрами (роялти). Так, согласно Закону РФ "О недрах" при добыче углеводородородного сырья 40% данных платежей направлялось в федеральный бюджет и 60% - в территориальные бюджеты. В то же время при добыче углеводородов на территории автономного округа, входящего в состав области или края, роялти поступали в бюджет данной области или края за счет половины суммы платежей, причитающихся федеральному бюджету, то есть федеральная доля в этом случае составляла лишь 20%. В России большая часть нефти (66,6% в 2000 г.) добывается именно в таких автономных округах. В 2000 г. на них приходилось две трети всей добытой нефти, в том числе в ХМАО было добыто 56% всей российской нефти. В результате средневзвешенная федеральная доля роялти при действовавшей налоговой системе составляла немногим более четверти.

В середине девяностых годов российская система налогообложения минерально-сырьевого сектора была дополнена принципиально новым элементом - соглашениями о разделе продукции. Система налогообложения при выполнении СРП может быть определена как специальный налоговый режим, при котором устанавливается особый порядок уплаты налогов и платежей, а взимание ряда налогов и платежей заменяется разделом произведенной продукции между государством и инвестором. За исключением платежей за пользование недрами, налога на прибыль, НДС и социальных платежей, инвестор в течение срока действия соглашения освобождается от взимания налогов и других обязательных платежей, предусмотренных законодательством. Взимание указанных налогов и платежей заменяется разделом продукции на условиях соглашения. Определение параметров и условий раздела продукции, обеспечивающих государству изъятие ресурсной ренты, а инвестору - приемлемую норму прибыли, является ключевым вопросом переговоров по заключению СРП.

Заключение СРП позволяет обеспечить инвестору стабильный законодательный и налоговый режим в течение всего периода реализации инвестиционного проекта. В условиях нестабильности налогового и инвестиционного законодательства в России соглашения о разделе продукции рассматривались прежде всего в качестве механизма привлечения крупных прямых иностранных инвестиций в минерально-сырьевой сектор экономики.

Недостатки системы СРП связаны прежде всего с индивидуализацией условий соглашений по конкретным проектам. При проведении переговоров и заключении СРП допускается относительно большая свобода действий государственных чиновников. В условиях их неопытности и коррупции это может приводить к получению инвестором необоснованно выгодных условий реализации проекта и, как следствие, потере государством определенной части доходов от разработки месторождений минеральных ресурсов.

Правовую основу режима СРП составил Федеральный закон № 225-ФЗ "О соглашениях о разделе продукции", подписанный Президентом Российской Федерации 30 декабря 1995 г. и вступивший в силу 11 февраля 1996 г. В начале 1999 г. были приняты два дополнительных закона: № 19-ФЗ от 07.01.99 "О внесении изменений и дополнений в Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" и № 32-ФЗ от 10.02.99 "О внесении в законодательные акты Российской Федерации изменений и дополнений, вытекающих из Федерального закона "О соглашениях о разделе продукции". Последним законом были внесены необходимые поправки в двенадцать федеральных законов, направленные на их приведение в соответствие с основными положениями базового закона о разделе продукции.

В настоящее время в России действует три соглашения о разделе продукции: "Сахалин-1", "Сахалин-2" (Сахалинская область) и Харьягинское (Ненецкий АО). Все три соглашения относятся к месторождениям углеводородов и заключены еще до вступления в силу Федерального закона "О соглашениях о разделе продукции" (то есть фактически реализуются на условиях, предусмотренных самими соглашениями). Ряд других месторождений ПИ включен в специальный перечень участков недр, разработку которых разрешено осуществлять на условиях раздела продукции, но соглашения по ним не заключены.

При общности принципиальных подходов к налогообложению финансовые условия реализации действующих в России проектов СРП имеют существенные особенности и достаточно серьезные недостатки. Так, соглашением "Сахалин-1", заключенным в 1995 г. и вступившем в силу в 1996 г., предусмотрены следующие условия раздела произведенной продукции и обязательства инвестора по уплате налогов и других обязательных платежей. С момента начала добычи государство получает роялти в размере 8% от суммы реализации углеводородов, которые распределяются между бюджетами следующим образом: бюджет Российской Федерации - 40%, бюджет Сахалинской области - 60%. Предельный уровень компенсационной продукции установлен на уровне 85%. Раздел прибыльной продукции осуществляется в зависимости от достигнутого значения внутренней нормы прибыли (IRR) инвестора в реальном выражении на конец предшествующего года: при внутренней норме прибыли до 17,5% доля инвестора в углеводородах для раздела составляет 85%, при норме прибыли от 17,5% до 28,0% - 50%, при норме прибыли более 28% - 30%. Налог на прибыль уплачивается инвестором по ставке 35% и распределяется между бюджетами следующим образом: бюджет Российской Федерации - 13%, бюджет Сахалинской области - 22%. Инвестором также уплачивается бонус на дату вступления соглашения в силу в размере 15 млн. долл. и бонусы на начало реализации углеводородов с каждого их трех вводимых в разработку месторождений: с месторождения Чайво - 15 млн долл., с месторождения Аркутун-Даги - 20 млн. долл., с месторождения Одопту - 10 млн. долл. Кроме того, инвестор уплачивает взносы в Фонд развития Сахалина в сумме 100 млн. долл.

В соглашении "Сахалин-2", подписанном в 1994 г. и вступившем в силу в 1996 г., и Харьягинском, подписанном в 1995 г. и вступившем в силу в 1999 г., применяется аналогичный налоговый режим, имеющий, однако, определенные специфические особенности применительно к каждому проекту. Так, в соглашении "Сахалин-2" ставка роялти установлена на уровне 6% от стоимости произведенной продукции, а по Харьягинскому месторождению ставка данного платежа изменяется в зависимости от количества нефти, добытой с начала коммерческой добычи: при добыче нефти до 10 млн. т ставка роялти составляет 6%, от 10 до 20 млн. т - 7%, от 20 до 30 млн. т - 9%, более 30 млн. т - 11%.

В соглашениях "Сахалин-2" и Харьягинском предельный уровень компенсационной продукции установлен в размере 100%. Столь высокий уровень возмещения затрат резко ограничивает текущую бюджетную эффективность рассматриваемых проектов. На практике это приводит к тому, что вся добываемая продукция, остающаяся после уплаты роялти, в течение длительного периода полностью уходит на возмещение затрат инвестора, а размер прибыльной продукции равен нулю. Соответственно, в течение этого периода, а именно вплоть до полной компенсации понесенных инвестором капитальных затрат, отсутствует и доля государства в добываемой нефти, и поступающий государству налог на прибыль, взимаемый с доли прибыльной продукции, принадлежащей инвестору.

В целом можно сказать, что система СРП в России за последние десять лет не получила сколько-нибудь значительного развития. Фактически действует лишь три СРП, заключенных еще в середине девяностых годов (в 1994-1995 гг.) до вступления в силу Федерального закона "О соглашениях о разделе продукции". Осуществление инвестиций по заключенным СРП идет достаточно медленными темпами и существенно отстает от проектных показателей. Доходы федерального бюджета от реализуемых СРП крайне низки, что, в частности, связано с серьезными экономическими недостатками данных соглашений. Переговоры по заключению новых соглашений идут крайне медленно. За последние пять лет заключено лишь одно соглашение о разделе продукции (Самотлорское), которое, однако, до сих пор не реализуется. Все это, по существу, свидетельствовало о ситуации кризиса, сложившейся с реализацией СРП в России.

Недостатки действовавшей налоговой системы становились все более очевидными и побудили правительство к разработке и принятию ряда решений, направленных на радикальное реформирование системы налогообложения минерально-сырьевого сектора. Основные решения, которые были приняты в рамках реформы налогообложения минерально-сырьевого сектора, соответствовали тем предложениям, которые были подготовлены нашим Институтом.

Первыми шагами налоговой реформы в минерально-сырьевом секторе явились снижение и отмена дополнительных оборотных налогов (данная мера относилась ко всем отраслям экономики) и определенная привязка величины экспортных пошлин на нефть к мировой цене нефти. С начала 2001 г. налог на пользователей автодорог был снижен с 2,5% до 1%, а налог на содержание жилищно-коммунального хозяйства, составлявший 1,5% от валовой выручки, - отменен. Для компенсации выпадающих налоговых поступлений были трехкратно увеличены акцизы на автомобильный бензин и на 5% повышен налог на прибыль. Указанные меры позволили снизить регрессивность налоговой системы и сделать первый шаг от налогообложения, основанного на валовом доходе и объеме добычи, к налогообложению, основанному на доходе (прибыли).

Следующим и главным этапом реформы налогообложения минерально-сыревого сектора стало принятие Федерального закона № 126-ФЗ от 8 августа 2001 г. "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации", проект которого был подготовлен Правительством Российской Федерации. Данным законом был принят целый ряд мер по реформированию системы налогообложения минерально-сырьевого сектора.

Прежде всего данным законом вторая часть Налогового кодекса РФ была дополнена главой 26 "Налог на добычу полезных ископаемых", а также внесены соответствующие поправки, связанные с введением этого налога, в другие законодательные акты, в частности, в Закон РФ "О недрах".

Федеральным законом № 126-ФЗ в налоговую систему Российской Федерации с 1 января 2002 г. введен новый налог - налог на добычу полезных ископаемых, который заменил три действовавших до этого платежа: плату за пользование недрами (роялти), отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и газовый конденсат. Порядок исчисления и уплаты данного налога основывается на действовавшем порядке исчисления платы за пользование недрами при добыче полезных ископаемых (роялти). Налоговой базой является стоимость добытых полезных ископаемых. Налоговые ставки установлены дифференцированно по видам полезных ископаемых в процентах от стоимости добытых полезных ископаемых. Установленные налоговые ставки определены на основе средних фактических ставок роялти и части действовавших ставок отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, перечислявшейся в государственный бюджет. По нефти утвержденная ставка налога учитывает также величину акциза. Ставка налога на добычу по нефти установлена в размере 16,5%.

Налогоплательщики, осуществившие поиск и разведку разрабатываемых месторождений полезных ископаемых за счет собственных средств или возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов полезных ископаемых (по действовавшему законодательству такие недропользователи не являлись плательщиками отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы), уплачивают налог на добычу полезных ископаемых с коэффициентом 0,7. При выполнении соглашений о разделе продукции (за исключением уже действующих соглашений) ставки налога на добычу полезных ископаемых применяются с коэффициентом 0,5. В ряде случаев установлены нулевые налоговые ставки (при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых, при добыче попутного газа и попутных подземных вод, а также в некоторых других случаях).

Для добычи нефти на 2002-2004 гг. в качестве налоговой базы установлен объем продукции в натуральном выражении, а налоговая ставка установлена в абсолютном выражении в размере 340 рублей за 1 тонну. Величина ставки рассчитана на основе средневзвешенной цены реализации нефти на внутреннем и на внешнем рынке (то есть ее величина учитывает не получаемые до этого бюджетом ресурсные платежи с экспортируемой нефти). Специфическая ставка налога по нефти ежеквартально корректируется с учетом уровня мировых цен на нефть и изменения валютного курса рубля. Для этого применяется специальный поправочный коэффициент, который обеспечивает определенную гибкость и позволяет существенно снизить регрессивность такого налога.

Замена трех действовавших платежей (платы за пользование недрами, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциза на нефть) одним налогом на добычу полезных ископаемых теоретически и практически вполне оправданна. С точки зрения мировой практики вводимый налог фактически будет выполнять функции роялти (платежа собственнику ресурсов за право разработки запасов). Применительно к нефти речь фактически идет о повышении платы за пользование недрами со среднего текущего значения 8,2% до 16,5%, взимаемых по единой ставке, при одновременной отмене отчислений на воспроизводство мин