Диссертация (1152603), страница 22
Текст из файла (страница 22)
Вместе с темсовременной российский системе налогообложения характерно неравномерноераспределение налоговой нагрузки по стадиям проекта. Так, в период начальногороста добычи и в периоде завершения добычи налоговая нагрузка сохраняется насущественном уровне – 20%-30%. При этом деятельность добывающей компаниив указанные периоды может быть убыточной. Таким образом, даже в случаеприменения соответствующих понижающих коэффициентов, обеспечивающихдифференциациюналогообложенияналогообложения,неучитываетсовременнаяизменениероссийскаярентабельностисистемапроектананагрузкиотпротяжении всего срока разработки месторождения.Проанализируемзависимостьвеличиныналоговойсуществующих льгот при налогообложении добычи природного газа (рис.
21). Вкачестве анализируемого месторождения выбрано проектное месторождениеприродного газа, расположенное в Восточной Сибири. Прогнозируемая добычаприродного газа на указанном месторождении - 30 лет. Данные, использованные117при построении модели, представлены в приложении 3.
При налогообложениидобычиприродногогеографическогогазарасположенияиспользуютсяучасткапонижающийнедр,атакжекоэффициенткоэффициентвыработанности запасов природного газа.100%80%60%40%20%0%-20%1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30Год разработки-40%Налоговая нагрузка (с льготами)Валовая рентабельность (без льгот)Налоговая нагрузка (без льгот)Валовая рентабельность (с льготами)Рисунок 21 – Зависимость рентабельности и налоговой нагрузки при налогообложениидобычи природного газа от применяемых льгот по НДПИИз представленных данных видно, что налоговая нагрузка предприятий,осуществляющих добычу газа, ниже, чем у нефтедобывающих компаний. Крометого, применение понижающих коэффициентов НДПИ по природному газу вменьшей степени снижает общий уровень налоговой нагрузки. Таким образом,несмотря на то, что методы дифференциации налогообложения добычиприродного газа и нефти схожи, уровень налоговой нагрузки при добыче разныхвидов полезных ископаемых, разрабатываемых в различных условиях, являетсяразличным.В результате изучения налоговой нагрузки на компании нефтегазовогосектора как критерия эффективности дифференциации налогообложения можносделать следующие выводы.В рамках действующего режима налогообложения был выявлен разныйуровеньналоговойнагрузкимежду компаниямиотрасли, обладающимиместорождениями с разной степенью выработанности.
Наибольшая налоговаянагрузка приходится на компании, которые обладают наиболее старой ресурсной118базой – компании Группы Роснефть, Группы Татнефть, Группы Башнефть.Наиболее благоприятный уровень налоговой нагрузки приходится на компании суже введенными в эксплуатацию месторождениями, добыча углеводородногосырья на которых стабилизировалась. Таким образом, современный механизмналогообложения приводит к различной налоговой нагрузке между компаниямиотрасли, разрабатывающие разные по условиям разработки месторождениях.Несмотря на разнообразие существующих способов дифференциации НДПИ,нефтегазовыекомпании,разрабатывающиесложныевыработанныеместорождения углеводородного сырья, несут самую большую налоговуюнагрузку.
Также по результатам исследования была выявлена существенноменьшая налоговая нагрузка на предприятия газодобывающей отрасли, чем напредприятия нефтедобывающей отрасли, что свидетельствует об отсутствииединого подхода к налогообложению добычи разных видов углеводородногосырья.Вместестемразработкаместорожденийразличныхвидовуглеводородного сырья осуществляется в одних и тех же горно-геологических игеографико-климатических условиях, а налоговая нагрузка различна для каждогоего вида.Дифференциация, осуществляемая современной российской системойналогообложения, снижает налоговую нагрузку при добыче углеводородов нановых месторождениях с особыми условиями. Вместе с тем в течение начальногопериода разработки месторождения (1-7 годы разработки) обложение добычиосуществляется по высоким ставкам без учета показателей рентабельностипроекта.
В результате нефтегазовые компании, разрабатывающие новыеместорождения с особыми условиями добычи, могут осуществлять уплатузначительных сумм НДПИ даже в случае отсутствия прибыли, что безусловнонегативно отражается на инвестиционной привлекательности разработки новыхместорождений.Дополнительныемерыдифференциациисовременнойроссийской системы в виде адвалорных ставок на первые годы разработкишельфовых месторождений и пониженные ставки вывозных таможенных пошлиннаправлены именно на обеспечение рентабельной разработки указанных119месторождений в начальные периоды освоения.
Однако оценить стимулирующийэффект указанных мер не представляется возможным ввиду небольшогоколичества месторождений, в отношении которых данные меры применимы.Кроме того, указанные меры являются временными и применяются кограниченному количеству месторождений.Следовательно, современная российская система налогообложения добычиуглеводородов, основанная на НДПИ и вывозной таможенной пошлине, несоздает условий для рентабельной разработки месторождений с особымиусловиями добычи. Существующие меры по созданию таких условий являютсявременными и применимы только к ограниченному количеству месторождений.
Сучетом вышеизложенного необходимо определить дальнейшие направленияразвития российской системы налогообложения месторождений с особымиусловиями добычи.120ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИНАЛОГООБЛОЖЕНИЯ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ВРОССИИ3.1. Направления развития российской системы налогообложения добычиуглеводородного сырьяДля определения возможных направлений развития российской системыналогообложения добычи углеводородного сырья исследуем существующиепредложенияпосовершенствованиюсовременнойроссийскойсистемыналогообложения.Одной из современных тенденций является перемещение фискальнойнагрузки с компаний экспортеров нефти на добывающие компании, что связано сусловиями вступления России во Всемирную торговую организацию, которыепредусматривают постепенное снижение ставок с последующим отказом отвывозных таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты.
Кроме того, созданиебеспошлинного режима торговли между Белоруссией, Казахстаном и Россией врамках Таможенного союза существенно снизило объем таможенных платежей,поступающих в российский бюджет. Для компенсации бюджетных потерь врезультате снижения ставок вывозных таможенных пошлин в рамках «налоговогоманевра» предусмотрено постепенное увеличение ставок НДПИ. В результате«налоговогоманевра»государственныйбюджетсможетвосполнитьнедополученные средства за счет предприятий, осуществляющих добычууглеводородного сырья.
В табл. 39 приведены расчетные значения ставок НДПИи вывозных таможенных пошлин до и после введения изменений в алгоритмрасчета ставок НДПИ и вывозных таможенных пошлин в рамках «налоговогоманевра» при условии, что стоимость нефти составляет 40 долл.
США за баррель,а средний курс долл. США - 60 рублей. (Приложение 4).121Таблица 39 – Расчетные ставки НДПИ и вывозных таможенных пошлин по нефтидо и после введения изменений в алгоритм расчета ставок НДПИ и вывозныхтаможенных пошлин в рамках «налогового маневра», руб. за 1 тоннуРасчетная ставка доРасчетная ставка после01.01.201501.01.2015НДПИВывозная таможеннаяпошлинаИсточник: расчеты автора.2 833,334 402,305 628,304 511,40По нашим оценкам, осуществление «налогового маневра» ведет копределеннымнегативнымпоследствиям.Уменьшениеставкивывознойтаможенной пошлины на нефть с одновременным увеличением ставки НДПИ взначительнойстепениусиливаетналоговуюнагрузкунадобывающиепредприятия нефтегазовой отрасли.
В результате доля НДПИ в себестоимостинефти увеличится в 1,5-2 раза (табл. 40).Таблица 40 – Доля НДПИ в цене нефти после «налогового маневра»Цена на нефть марки Urals, долл. / барр.Показатель406080100120123456Цена реализации на внутреннем рынке,8 45511 758 15 060 18 36321 665рублей/ 1 тоннаРасчетная ставка НДПИ (до2 8335 1007 3679 63311 90001.01.2015), рублей/ 1 тоннаНДПИ (до 01.01.2015) в % к цене1619212223нефти марки UralsРасчетная ставка НДПИ (после4 4027 92411 446 14 96818 49001.01.2015), рублей/ 1 тоннаНДПИ (после 01.01.2015) в % к цене2530333435нефти марки UralsИсточник: расчеты автора.Несмотря на то, что нефтегазовые компании имеют возможностьперераспределять финансовые ресурсы в рамках своей производственнойцепочки, существенное увеличение ставки НДПИ безусловно скажется наинвестициях, направленных на разработку новых месторождений и более полномизвлечении углеводородов на выработанных месторождениях.
Также длянефтегазовых компаний, реализующих добытую нефть в основном на внутреннийрынок, возрастет общая фискальная нагрузка, поскольку эффект от увеличенияставки НДПИ будет превышать эффект от уменьшения ставки вывозной122таможенной пошлины ввиду меньшего объема экспорта нефти, облагаемого попониженным ставкам вывозной пошлины, чем количество добытой нефти,облагаемой по повышенным ставкам НДПИ.По данным Федерального казначейства России,83 в результате налоговогоманёвра структура налоговых поступленийв бюджет РФ существенноизменилась: доля НДПИ на нефть незначительно увеличилась, в то время как долямлрд.руб.экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты уменьшилась.8007006005004003002001000НДПИ на нефтьПошлины на нефть4 кв.
2014Пошлины нанефтепродуктыАкцизы1 кв. 2015Рисунок 22 – Сравнительный анализ поступлений в консолидированный бюджет в4 кв. 2014 г. и в 1 кв. 2015 г.Также по результатам сравнительного анализа рентабельности затратМосковского(НПЗ-1),Омского(НПЗ-2)иЯрославского(НПЗ-3)нефтеперерабатывающих заводов в 4 кв. 2014 г. и в 1 кв. 2015 г. был выявлен ростваловой рентабельности затрат в 2015 г.120%100%80%60%40%20%0%НПЗ-1НПЗ-24 кв. 2014НПЗ-31 кв.2015Рисунок 23 – Сравнительный анализ рентабельности российских НПЗ в 4 кв.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
