Введение налога на дополнительный доход при добыче углеводородного сырья в Российской Федерации: путь длиной в двадцать лет

Зуев Антон Александрович аспирант кафедры финансов, денежного обращения и кредита Тюменского государственного университета 629008, Россия, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Салехард, ул. Републики, 49, кв. 18 Zuev Anton Aleksandrovich post-graduate student of the Department of Finances, Money Circulation and Credit at University of Tyumen 629008, Russia, Yamalo-Nenetskii avtonomnyi okrug, g. Salekhard, ul. Republiki, 49, kv. 18 azueff@gmail.com

Введение

Идеальная налоговая система при добыче природных ресурсов должна выполнять две основные функции: с одной стороны, гарантировать стабильные поступления в государственный бюджет, а с другой – сохранять стимулы для недропользователей к увеличению инвестиций в добычу. Мировой тенденцией последних лет в вопросе налогового регулирования добычи углеводородного сырья является переход к исчислению налогов на основе финансового результата от реализации полезных ископаемых.

При этом любая система налогообложения должна обеспечивать справедливое распределение между титульным собственником – государством и недропользователями нефтяной ренты, которая, по оценке академика Д.С. Львова, в начале 2000-х годов составляла 65% выручки нефтяных компаний, при том, что 47% ренты оставалось в распоряжении предприятий ^[10].

До недавнего времени российская фискальная политика в нефтегазовой сфере основывалось исключительно на налогообложении валовых показателей добычи – сначала через введенную в 1992 году систему платежей при пользовании недрами, а с 01 января 2002 года – в виде налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Такая система не позволяет эффективно решать обозначенную выше проблему справедливого распределения нефтяной ренты.

С 01 января 2019 года в России применительно к «пилотным» проектам сделан первый шаг к переходу на налогообложение финансового результата в форме налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД). Вместе с тем в научной литературе дискуссии относительно необходимости подобного «налогового маневра» начались задолго до этого. В частности, о возможности введения НДД писали В.Г. Пансков, С.В. Чернявский, И.А. Майбуров, Ю.Н. Бобылев и другие.

За последние 20 лет, помимо принятого в 2018 году итогового варианта реформы, на законодательном уровне было еще четыре попытки введения НДД.

История вопроса

Еще в феврале 1998 года Правительство Российской Федерации внесло в Государственную Думу проект части второй Налогового кодекса Российской Федерации (законопроект № 98900809-2), в котором наряду с налогом на пользование недрами и налогом на воспроизводство минерально-сырьевой базы, предусматривалось введение налога на дополнительный доход в качестве альтернативного режима налогообложения, переход на который предполагался добровольным для вновь вводимых месторождений. Параллельно правительственному законопроекту, в июле 1998 года депутатами Государственной Думы С.Э. Доном, С.Ю. Орловой, Л.И. Маркеловым, В.Л. Машинским, С.И. Штогриным был внесен законопроект № 98057470-2 «О налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов».

Целью нового налога являлось создание благоприятного и стабильного инвестиционного климата, стимулирование развития нефтегазовой отрасли на фоне сокращения мировых цен на энергоресурсы (в ноябре 1998 года стоимость нефти марки Brent опустилась ниже уровня в 10 долларов за баррель). При этом, как пишут И.А. Майбуров и Ю.Б. Иванов, в связи с резким падением цен, «бюджет начал терять доходные источники в огромных размерах, и законопроект был разработан буквально за несколько недель» ^[13].

Согласно расчетам, представленным к депутатскому законопроекту, «только за счет снижения налогооблагаемой базы в добыче нефти бюджет не получит 15 - 17 млрд. рублей», а общие потери доходов нефтяных компаний при дальнейшем прогнозируемом снижении цен могли достигнуть 58 млрд. рублей. Фактически предлагалась оперативная мера поддержки нефтегазового комплекса, которая, по оценке депутатов, привела бы к выпадающим доходам консолидированного бюджета в расчете на 1998 год в размере 4,95 млрд. рублей. Однако такая мера по задумке разработчиков должна была создать предпосылки для наращивания объемов добычи нефти и в целом развития нефтегазодобывающего сектора экономики.

Объектом налогообложения в обоих законопроектах признавался дополнительный доход, полученный недропользователем при добыче углеводородов. Ставки налога устанавливались в зависимости от значения Р-фактора, который определялся как отношение накопленного дохода к накопленным затратам. По мере увеличения значения Р-фактора росла налоговая ставка, максимальный размер которой (60%) устанавливался при двукратном превышении накопленных доходов над накопленными затратами (при значении Р-фактора более 2).

При этом в правительственном законопроекте, до тех пор, пока Р-фактор принимал значение до 1, то есть накопленные затраты превышали накопленные доходы, ставка налога равнялась 0. Соответственно, налог не начинал уплачиваться до получения прибыли от добычи углеводородного сырья на лицензионном участке. Подобный подход, в отличие от действовавшего в то время режима платежей за пользование недрами, позволял инвесторам на ранней стадии разработки месторождения получать льготный налоговый режим.

Как мы видим, уже в конце 90-х годов при резком изменении ситуации на мировых сырьевых рынках возникла ситуация для введения более гибкой системы изъятия природной ренты у предприятий нефтегазового комплекса, чем действовавшие в то время акциз на нефть и другие рентные платежи.

Однако в принятую редакцию Налогового кодекса Российской Федерации глава, посвященная НДД, не вошла. Реформирование налогового режима в нефтегазовом секторе пошло по пути установления с 01 января 2012 года взамен действовавших в то время нескольких платежей за пользование недрами единого налога на добычу полезных ископаемых, который был более простым в администрировании и выгодным с точки зрения бюджетной эффективности.

Причин, по которым, по мнению автора, переход к НДД не произошел, несколько. С одной стороны, имели место недостаточная проработанность самого налога и присущие ему, наряду с положительными моментами, ограничения. Например, возможность применения НДД только к относительно новым месторождениям. Дело в том, что обосновать и документально подтвердить размер понесенных затрат, от которых напрямую зависит сумма налога, по месторождениям, разработка которых началась несколько десятилетий назад достаточно проблематично. Кроме того, поскольку на налоговые обязательства по НДД оказывают влияние доходы и расходы применительно к конкретному участку недр, очевидно, что налог является более сложным платежом с точки зрения налогового администрирования.

Также можно выделить позицию С.С. Ежова, который в качестве основного недостатка НДД выделил «стимулирование излишних затрат» ^[5]. Кроме того, как указывают некоторые экономисты, введение в налоговую систему такого налога как НДД возможно только после урегулирования вопросов с трансфертным ценообразованием и «искусственным занижением крупными налогоплательщиками налоговой базы» ^{[12, 20]}. На тот момент действенного механизма контроля над трансфертным ценообразованием в России попросту не было.

Подробно отрицательные моменты введения в нашей стране НДД, рассмотрены С.А. Кимельманом и С.А. Андрюшиным. Среди таких моментов они, в частности, отмечают, что предлагаемый для расчета налога Р-фактор не отражает эффективности деятельности недропользователя в конкретном налоговом периоде, поэтому практически нигде не применяется. Также экономисты указывают на отсутствие четко урегулированных правил определения нормативных затрат, а также отсутствие законодательных актов, которые бы регулировали определение нормативной цены для целей налогообложения, в связи с чем, по их мнению, введение НДД в нашей стране «не приведет к желаемому изъятию сверхдоходов у нефтяных компаний и не обеспечит заметного увеличения доходной части госбюджета» ^[7].

С последним тезисом, связана более весомая причина, по которой введение в нашей стране НДД было отложено, – желание финансовых властей сохранить и увеличить налоговые поступления государственного бюджета, на фоне стабилизации цен на нефть. Ведь уже в начале 1999 года котировки вернулись на уровень в 15-20 долларов за баррель, а в конце 2000 года цена нефти выросла до уровня в 34 доллара за баррель ^[4].

Введенный в налогоую систему НДПИ с задачей увеличения бюджетных поступлений справился, хотя изначально и рассматривался как временная мера. В связи с ростом цен на нефть, к которой был привязан НДПИ, росли и доходы бюджета. Всего за 6 лет с 2000 по 2005 год доля нефтегазовых доходов (включая вывозную таможенную пошлину) в федеральном бюджете увеличилась с 9 до 42% ^[2]. В результате введения НДПИ наряду с высокой экспортной пошлиной доля государства в чистом доходе нефтяного сектора повысилась с 54% в 2000 году до 85% в 2008 году ^[1]. Соответственно, проведение реформ в нефтегазовой сфере, в том числе введение НДД, стало неактуальным.

Вместе с тем проблемы, присущие рентному налогообложению, остались нерешенными. Основная из них заключается в том, что единая ставка не способна обеспечить справедливое изъятие природной ренты, поскольку каждое месторождение обладает набором уникальных геологических, природно-климатических, инфраструктурных и иных особенностей, в связи с чем эксплуатационные затраты, а, соответственно, и рентабельность добычи на каждом участке недр различны.

Недостатки, присущие плоской шкале НДПИ подробно исследованы и нашли свое отражение в научной литературе. В частности, С.В. Чернявский указывает, что установленная плоская шкала налога не учитывает «конкретные природные условия добычи полезных ископаемых, которые, в свою очередь, и определяют величину горной ренты данного месторождения» ^[20]. Более того, по мнению А.И. Перчика, принятие для расчета НДПИ усредненной ставки «не имело экономического обоснования» ^[19].

Д.С. Львов помимо прочего отмечает, что применение единой ставки налога приводит к тому, что компании, получившие доступ к лучшим месторождениям, присваивают не учитываемый «плоской» шкалой избыточный рентный доход, а «компании, осваивающие менее доступные месторождения, переплачивают в виде налогов причитающуюся им нормативную прибыль». При этом в результате введения единого налога в нефтегазовой отрасли бюджет недополучает от 5 до 8 млрд. долларов ежегодно ^[10].

Несомненно, можно согласиться и с мнением ряда авторов, что «действующий режим налогообложения снижает эффективность работы отрасли, выводит за черту рентабельности ряд месторождений, препятствует применению технологий повышения нефтеотдачи пластов» ^[12].

Многие экономисты справедливо отмечают, что «при изъятии ценовой ренты с помощью НДПИ имеется явное нарушение принципа справедливости в налогообложении, поскольку ценовая рента изымается вне зависимости от размера ее образования в конкретной компании или на конкретном участке недр или месторождении ^[13], причем, чем технологически и экономически выгодным является разработка месторождения, «выше качество залежей полезных ископаемых, мет меньше был удельный вес изымаемой в доход государства ренты» ^[18].

Подводя промежуточный итог, можно сделать вывод, что введенная с 01 января 2002 года плоская шкала НДПИ фактически означала отсутствие рентного подхода в налогообложении нефтегазового сектора. Ее действие привело к тому, что одинаковая налоговая нагрузка стала применяться как прибыльным, «легким» месторождениям, так и участкам недр, содержащим трудноизвлекаемые запасы, требующим значительных капитальных затрат на их разработку.

Именно поэтому была предпринята очередная попытка введения налога, исчисляемого на основе дополнительного дохода от добычи углеводородов. На этот раз инициаторами проекта федерального закона № 342373-3 «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации, а также о внесении изменений в другие акты законодательства Российской Федерации» стали депутаты Государственной Думы С.Ю. Глазьев и С.А. Прощин. По своему содержанию законопроект был близок к ранее вносимым инициативам Правительства Российской Федерации и депутатов. Налог возникал при достижении простой окупаемости затрат на добычу нефти, после возмещения затрат, понесенных на разработку участка недр, а его ставки устанавливались в зависимости от Р-фактора.

Законопроект находился на рассмотрении более 6 лет, получил отрицательные отзывы и со стороны Правительства России, и со стороны комитетов Государственной Думы, и был отклонен в январе 2009 года.

Вместе с тем, действовавшая единая ставка НДПИ затрудняла разработку новых месторождений, в первую очередь в регионах со слабо развитой инфраструктурой, поскольку не учитывала объективных различий в условиях добычи, а налоговая нагрузка не зависела от рентабельности разработки конкретного участка недр. Соответственно, реализация сложных месторождений, в том числе содержащих трудноизвлекаемые запасы, подразумевавшая более высокие затраты на разработку, в условиях общего режима налогообложения не обеспечивает необходимой доходности инвестиций.

Подобные ограничения единой ставки НДПИ стали катализатором установления различного рода коэффициентов к ставке налога, призванных дифференцировать уровень налоговых изъятий в зависимости от горно-геологических и иных факторов, характеризующих условия добычи углеводородного сырья.

В результате проведенных реформ вместо единой плоской шкалы НДПИ на нефть сейчас действует довольно сложная формула, экономический смысл которой заключается в изъятии «от 17,7% (для сложных условий добычи) до 45% (для традиционных условий добычи) превышения цены добытой нефти (принимаемой как цена российской нефти на мировом рынке) над $15 за баррель» ^[8].

Одновременно с этим появилась и до сих пор действует сложная система налоговых льгот для отдельных категорий месторождений, которая стала следствием снижения рентабельности проектов в результате перемещения добычи углеводородного сырья в новые регионы, увеличения сложности месторождений и растущей степени выработанности действующих месторождений.

Большая часть корректировок налогового законодательства последнего времени сводилась к установлению новых и дифференциации имеющихся льгот и иных преференций. Если проанализировать статистические налоговые отчеты по форме 5-НДПИ, то в отношении добычи нефти складывается следующая картина. По итогам 2018 года необлагаемый объем нефти составил 4 782 тыс. тонн, что составляет почти 1% всей добытой нефти. При этом еще 48,5% добытой нефти облагается с применением различного рода понижающих (фактически льготных) коэффициентов, тогда как в 2008 году только в отношении 8% добытой нефти НДПИ исчислялся с применением понижающих коэффициентов. Объем нефти, облагаемой нулевой ставкой, за 10 лет увеличился на 20%.

По мере раскручивания этой «льготной спирали» возникает вполне резонный вопрос: насколько эти льготы оправданы, стимулируют ли они разработку месторождений, включая те, что содержат трудноизвлекаемые запасы.

Однако комплексной оценки эффективности всей совокупности льгот, предоставленных различным категориям запасов, в России до сих пор не проводилось. В таких условиях поиск вариантов развития налоговой системы в области нефтедобычи стал объективной необходимостью.

Налогообложение финансового результата: выбор из двух вариантов

В качестве основного направления реформирования экономистами предлагался переход от налогообложения валовых показателей в форме НДПИ к налогообложению финансовых результатов при добыче углеводородов на основе НДД, основной идеей которого является обложение прибыли, накопленной за весь срок разработки участка недр, а не сырье в момент его добычи. Несмотря на имеющиеся ограничения, отмеченные выше, НДД имеет ряд значительных преимуществ перед действующей системой налогообложения.

Очень точно обозначили основное преимущество НДД И.А. Майбуров и Ю.Б. Иванов, которые отмечают, что «поскольку налогом облагается чистый доход, обеспечивается реальная дифференциация налоговой нагрузки в зависимости от конкретных условий добычи и транспортировки (которые отражаются в издержках). … Принципиальным отличием НДД также является стимулирование более рационального и эффективного использования полезных ископаемых, поскольку сам механизм его исчисления и уплаты не побуждает недропользователя к форсированной добыче в первые годы разработки месторождений в целях минимизации налогообложения» ^[13]. Действительно, поскольку при исчислении НДД учитываются не только доходы, но и эксплуатационные и иные расходы, связанные с добычей на конкретном участке недр, такая система налогообложения позволяет учесть условия разработки любых месторождений, в том числе характеризующихся сложными природно-климатическими, горно-геологическими и иными условиями добычи, позволяя сделать их разработку экономически целесообразными.

Таким образом, в случае разработки высокорентабельных проектов применение НДД позволяет государству изымать большую часть нефтяной ренты от таких проектов при одновременном повышении эффективности эксплуатации менее рентабельных месторождений. Тем самым обеспечивается прогрессивное изъятие нефтяной ренты в пользу титульного собственника, а реальная налоговая нагрузка приводится в соответствие с экономическими условиями разработки конкретного месторождения.

Кроме того, применение подобного механизма призвано стимулировать разработку новых месторождений, в том числе разработка которых при традиционной системе налогообложения является нерентабельной, поскольку налог не будет взиматься до выхода инвестиционного проекта на окупаемость. Соответственно, можно признать, что применение НДД является более гибкой системой, «сдвигает нагрузку во времени, пе­ренося ее максимум на период интенсивной разработки» ^[12].

Вместе с тем, до тех пор, пока не было особых проблем с наличием доступных запасов нефти, равно как и с увеличением числа месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, к обсуждению НДД не возвращались. «Заморозке» данной инициативы способствовали и стабильно высокие цены на нефть, позволяющие наращивать нефтегазовые доходы федерального бюджета, удельный вес которых в 2014 году достиг свыше 50% всех бюджетных поступлений.

Однако на фоне ухудшения структуры запасов нефти, сокращения темпов роста добычи углеводородного сырья с уровня в 1-2,2% в 2008-2013 годах до 0,5% в 2014 году ^[9], снижения дебита на действующих лицензионных участках и роста обводненности на старых месторождениях, обнажилась потребность в принятии системных мер, обеспечивающих соблюдение баланса интересов как государственного бюджета, так и интересов недропользователей, и позволяющих создать условия для увеличения инвестиций в нефтегазовый сектор.

Кроме того, важно отметить еще один момент – необходимость изъятия ценовой ренты, возникающей за счет резкого роста нефтяных котировок темпом, заметно превышающим темп роста расходов нефтяных компаний. Полученные благодаря этому фактору сверхдоходы не связаны с увеличением объемов и улучшением условий добычи, ростом инвестиций либо иными объективными факторами. Например, за период с 2002 по 2007 год среднегодовая цена нефти Urals выросла в 3,2 раза, а затраты недропользователей на ее добычу – только в 2 раза ^[17]. НДПИ и вывозные таможенные пошлины для распределения ценовой ренты между государством и нефтяными компаниями, по мнению В.Г. Панскова, «не самые лучшие механизмы экономического регулирования».

Перечисленные факторы, наряду с перспективами падения добычи нефти, подтолкнули финансовые власти к активному обсуждению направлений реформирования системы налогообложения нефтегазового комплекса. При этом в Правительстве Российской Федерации на протяжении нескольких лет рассматривалось два варианта реформы: налог на финансовый результат, сторонником которого выступало Минэнерго России и налог на дополнительный доход, предложенный Минфином России.

Идея налога на финансовый результат была воплощена в проекте федерального закона № 862141-6 «О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации», инициатором которого выступила Государственная Дума Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, поддерживаемая нефтяными компаниями, которые фактически и стали основными лоббистами поправок.

Законопроект предусматривал введение нового специального налогового режима в виде налога на прибыль от реализации добытой нефти для пилотных проектов с одновременным отказом от взимания в отношении них НДПИ. Фактически предлагаемый порядок исчисления нового налога был аналогичен порядку исчисления налога на прибыль организаций. При этом дополнительно в составе расходов был предусмотрен так называемый «аплифт» в размере 10 процентов от стоимости основных средств, введенных в эксплуатацию в текущем календарном году. То есть налог возникал у недропользователя только после возмещения им 110 процентов капитальных затрат по конкретному участку недр. Пример применения аплифта можно найти в мировой практике, например, в Великобритании с 1975 года размер аплифта в разные периоды колебался от 35 до 75 процентов ^[16].

Параллельно законопроекту Государственной Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, который поддержало Минэнерго России и нефтяные компании, Министерство финансов Российской Федерации предложило свой вариант налоговой реформы на основе НДД, переход на который предусматривался как добровольный, так и обязательный в зависимости от категории участков недр.

Пилотные проекты были разбиты на две большие группы. Первую группу, для которых предусматривался обязательный переход на исчисление налога на дополнительный доход взамен особой формулы экспортной пошлины, составили «гринфилды» новых регионов добычи с выработанностью менее 5% и долей запасов нефти и газового конденсата более 80%, а также месторождения, в отношении которых применялась особая формула экспортной пошлины.

Во вторую группу пилотных проектов предлагалось включить «браунфилды» Западной Сибири и Республики Коми с выработанностью запасов от 25 до 80%. При этом компании могли самостоятельно выбрать участки недр для включения в перечень пилотных проектов в рамках лимита суммарной годовой добычи нефти и газового конденсата от 10 до 15 млн тонн пропорционально добыче в указанных регионах. Для включенных в перечень второй группы месторождений переход на исчисление НДД был обязателен.

Помимо вопроса обязательности перехода на новую систему налогообложения, разногласия ведомств внутри касались определения налоговой базы, показателя выработанности месторождений и иных вопросов ^[11].

После длительных дискуссий получился своего рода компромиссный вариант, который с 01 января 2019 года обрел свою форму в виде главы 25.4 Налогового кодекса Российской Федерации «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья». Не будем подробно останавливаться на параметрах нового налога, отметим лишь его некоторые особенности.

Новый режим налогообложения распространен на несколько «пилотных» участков недр, которые распределены на 4 группы.

Первую группу составляют новые участки недр, расположенные в Восточной Сибири, Ненецком автономном округе, севере Ямало-Ненецкого автономного округа, а также в пределах российского сектора дна Каспийского моря.

Во вторую группу вошли участки недр, в отношении которых применяется специальная формула вывозной таможенной пошлины (месторождения, указанные в примечании 8 к единой Товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза по состоянию на 01 января 2018 года). Этому критерию соответствуют 28 участков недр, расположенных в Красноярском крае, Ямало-Ненецком автономном округе, Республике Саха (Якутия), Иркутской области, а также в северной части акватории Каспийского моря.

Третью и четвертую группу участков недр, в отношении которых введен новый налоговый режим, составляют участки, полностью или частично расположенные в границах Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Республики Коми. С 01 января 2019 года НДД применяется в отношении 39 «браунфилдов» и 26 «гринфилдов», координаты которых поименованы в статье 333.45 Налогового кодекса. При этом еще до вступления в силу Федерального закона от 19.07.2018 № 199-ФЗ, которым был введен режим НДД, перечень участков недр, относящихся к 3 и 4 группе, расширился с 46 до 65 участков. Более чем вероятно и дальнейшее расширение этого перечня по мере правоприменения нового налогового режима.

В отношении участков недр 1 и 2 группы недропользователи вправе отказаться от перехода на НДД, а применительно к участкам недр, относящимся к 3 и 4 группам, переход на НДД является обязательным, возможности для отказа в его применении законодателем не представлено.

В качестве объекта налогообложения по НДД определен дополнительный доход от добычи углеводородного сырья на участке недр, то есть расчетная выручка от реализации углеводородов, которая последовательно уменьшается на величину фактических и расчетных расходов, связанных с добычей (расчетные вывозная пошлина на нефть и газовый конденсат и расходы на их транспортировку. Порядок определения налоговой базы урегулирован положениями статьи 333.50 Налогового кодекса Российской Федерации.

Законодательством определен ряд мер, призванных не допустить необоснованное завышение недропользователями расходов в целях минимизации обязательств по уплате НДД. В частности, статьей 333.55 Налогового кодекса Российской Федерации предусмотрен минимальный налог, рассчитанный исходя из минимальной налоговой базы с учетом исчисленной в установленном порядке суммы предельных расходов на добычу углеводородного сырья, менее которого не может быть сумма НДД, подлежащего уплате в бюджет. Кроме того, возможность манипулирования размером налоговой базы ограничена тем обстоятельством, что основные ее элементы определяются расчетным путем с учетом фактически добытого объема нефти и газового конденсата.

Применение аплифта к расходам, предлагаемое проектом федерального закона № 862141-6, не предусмотрено. Однако при исчислении НДД предлагаются специальные правила переноса убытков прошлых периодов, в том числе исторических (полученных до перехода на НДД). Таким образом, налог начинает взиматься только при выходе на окупаемость проекта, когда база станет положительной величиной.

Ставка НДД является фиксированной, составляет 50% налоговой базы и не зависит от накопленной рентабельности проекта (Р-фактора), что предлагалось в более ранних вариантах налоговой реформы и поддерживалось многими экономистами.

Что дальше?

Введение НДД своей основной целью ставит стимулирование разработки низкорентабельных месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья. Переход на новый режим налогообложения призван снизить уровень налоговой нагрузки на начальных стадиях разработки месторождений, в том числе содержащих трудноизвлекаемые запасы.

Безусловно НДД во многом решает проблему учета затрат присущих месторождениям с различными горно-минералогическими условиями добычи через сложную систему льгот. Фактически, чем выше расходы недропользователя на разработку месторождения, тем ниже его налоговые обязательства. Тем самым осуществляется переход от вмененного налога, взимаемого на основе валовых показателей, к механизму налогообложения фактического результата деятельности на участке недр, совокупности расходов и доходов. По мере выхода проектов на проектную мощность, возмещения затрат инвесторов и роста цен на энергоносители, будут расти и налоговые поступления в бюджет.

Конкретные результаты эксперимента по введению НДД будут известны через несколько лет. На сегодняшний день существует ряд экспертных оценок влияния НДД на нефтяную отрасль. Например, модельные расчеты специалистов компании КПМГ свидетельствуют о том, что до момента окупаемости «пилотных» проектов общая сумма НДД и НДПИ, рассчитанного по льготной ставке, оказывается на 35% ниже налоговой нагрузки по НДПИ при обычной системе налогообложения ^[9].

По мнению аналитиков международного рейтингового агентства Moody’s, от введения НДД наибольшую выгоду получат компании, разрабатывающие нефтяные месторождения в Восточной Сибири. По оценкам агентства, доля нефти, облагаемой новым налогом в ближайшие 5 лет будет варьироваться от 10 до 30 процентов, в зависимости от компании. В отношении месторождений Западной Сибири, по расчетам Moody’s, налоговая нагрузка будет возрастать после первых двух лет добычи для новых участков недр, но при этом будет все равно ниже чем при традиционной системе налогообложения, равно как и «зрелые месторождения», которые будут иметь самую высокую налоговую нагрузку при новом налоговом режиме ^[21].

По расчетам Ю.Н. Бобылева и О.А. Расенко, проведенным с использованием имитационной модели разработки месторождения нефти на континентальном шельфе, «применение НДД в сочетании с НДПИ, взимаемым по адвалорной ставке 5%, и нулевой ставкой экспортной пошлины повышает размер налоговых изъятий с 54,3% от полученного чистого дохода при цене на нефть 60 долларов за баррель до 64,5% при цене 120 долларов за баррель. При этом обеспечивается необходимая доходность для инвестора от 8,9% до 19,7%» ^[1].

Однако нужно учитывать, что уплата большей части налога переносится на период после окупаемости капитальных вложений, что в свою очередь несет в себе существенные бюджетные риски. Действительно в среднесрочной перспективе бюджетный эффект от введения НДД отрицательный. Согласно пояснительной записке к проекту федерального бюджета на 2019 год и плановый период 2020 и 2021 годов поступления НДД за 3 года составят 279,1 млрд. рублей, а выпадающие доходы в результате установления специального порядка определения и расчета НДПИ на участках недр, переведенных на НДД, а также снижения облагаемых экспортной пошлиной объектов экспорта сырой нефти в дальнее зарубежье – превысят 340 млрд. рублей. Таким образом, потери федерального бюджета от введения НДД в 2019-2021 годах оцениваются в более чем 60 млрд. рублей.

Впрочем, прогнозы Минэнерго России выглядят куда более оптимистично. Так, по словам главы ведомства А. Новака, переход на НДД действующих месторождений в Западной Сибири позволит в 2019-2035 гг. «осуществить более 0,5 трлн руб. дополнительных инвестиций и увеличить добычу нефти более чем на 100 млн тонн относительно текущего профиля добычи» ^[6], а доходы бюджета за указанный период, по его оценке, увеличатся на почти 1 трлн рублей.

Конечено же эти расчеты довольно условные, зависят от множества факторов, ключевым из которых является цена на нефть, во многом определяющая размер налоговой базы по НДД. Например, как отмечает М.М. Козеняшева, «уже есть немало факторов, свидетельствующих о том, что в самой системе ценообразовании на нефть в мире могут произойти драматические изменения» ^[14]. То же самое можно сказать и относительно курса доллара, также оказывающего существенной влияние на определение бюджетного эффекта от введения НДД.

Сейчас новый налог введен только в отношении пилотных проектов. Вторым этапом реформы должно стать распространение действия НДД на всю нефтяную отрасль. Однако перспективы такого решения неоднозначны. Вряд ли подобный шаг будет предпринят в ближайшие 10-15 лет. Основным сдерживающим фактором, ограничивающим более масштабные эксперименты по настройке налоговой системы при добыче углеводородного сырья, является высокая зависимость государственного бюджета от нефтегазовых доходов. Возможно, нужно было начать эксперимент еще в 1998 году, когда доля ресурсных налогов в доходах бюджета была не 30%, как сейчас НДПИ, а не превышала 5% при действовавшей тогда системе платежей за пользование недрами. Однако, как известно, история не терпит сослагательных наклонений.

В настоящее время, по оценке экономистов переход только на налогообложение прибыли от добычи нефти потребует увеличения суммарной ставки налогообложения до размера более 85%, что снижает стимулы к повышению эффективности ^[3].

В таких экономических реалиях целесообразным видится смешанная система налогообложения, основу которой составляют налоги, основанные на валовых показателях, с одновременной возможностью перевода отдельных категорий участков недр на НДД взамен большого количества льгот по НДПИ. Наряду с различными вычетами из налогов на прибыль НДД может стать эффективным инструментом стимулирования нефтедобычи.

Безусловно, нам еще предстоит в среднесрочной перспективе оценить степень влияния НДД с одной стороны на состояние нефтегазового сектора Российской Федерации, а с другой стороны – бюджетный эффект от принятого решения. Но тот факт, что после двадцати лет обсуждений Россия все-таки сделала первые шаги к налогообложению финансового результата, с точки зрения долгосрочной стратегии развития нефтегазовой отрасли, уже является важным этапом в трансформации налоговой системы нашей страны.