Problems of Improving the Mechanism of Natural Rent Extraction in the Interests of the Resource Owner.pdf Дифференциальная природная рента является особым видом дохода, отражающим благоприятные природные характеристики объекта рентообразования. Так, для земледелия это плодородие и географическое местоположение земельных участков, в нефтедобыче условия образования дифференциальной ренты «... могут быть поняты лишь на основе показа различных условий производства, связанных с геологическим строением месторождений и их частей» [3, с. 56]. Указанные условия являются «...основными факторами образования ренты у недропользователей» [5, с. 31-32], к которым в первую очередь относятся «начальная концентрация запасов (отношение начальных извлекаемых запасов к площади нефтенасыщенности); крупность месторождения (величина начальных извлекаемых запасов); глубина залегания пластов; вязкость нефти в пластовых условиях; выработанность запасов; обводненность извлекаемой продукции; начальный дебит скважин; технологический коэффициент извлечения нефти (КИН); экономико-географические факторы [5, с. 31]. Таким образом, величина дифференциальной ренты прямо зависит от соответствующих природных характеристик земельного участка или месторождения, а ее величина, если имеется в виду горная рента, определяется как разница между замыкающими затратами и конкретными затратами на весь объем добычи полезного ископаемого на данном месторождении. Такая точка зрения на дифференциальную природную ренту является общепринятой, хотя некоторые экономисты считают, что дифференциальная рента I рода С.В. Чернявский, О.Л. Шутов, И.А. Астахова 120 «...связана не с особыми природными свойствами минеральных ресурсов, а с институтами, регулирующими соответствующие отношения, и при эффективных институтах ее может и не быть» [6, с. 183]. Рентный доход, выражающий указанные природные и географические преимущества месторождения, шахты или рудника, принадлежит собственнику недр - государству и подлежит полному изъятию в его пользу. Однако с введением налога на добычу полезных ископаемых, который даже с учетом существующей дифференциации его ставок никак не зависит от конкретных условий добычи («.ставка налога не дифференцируется в зависимости от условий добычи полезных ископаемых» [13]), изъятие дифференциальной горной ренты практически не производится. Следует согласиться, что «. принятие частичных (точечных) мер, направленных на совершенствование механизма исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых, таких как исчисление НДПИ по нулевой ставке (при разработке новых месторождений на определенных территориях в Восточной Сибири до достижения накопленного объема добычи 25 млн тонн на участке недр, а также добыче сверхвязких нефтей) и налоговые льготы по НДПИ (на участках недр с выработанностью 80 % и более), не может в целом решить проблему» [15, с. 18] изъятия дифференциальной горной ренты. В этих условиях НДПИ провоцирует нефтегазовые компании на применение различных схем налоговой оптимизации, которые использовались «. буквально всеми нефтегазовыми компаниями» [1, с. 34], из-за чего «.в бюджет не попадают от 30 до 50 % подлежащих уплате налогов» [1, с. 32-33]. Системы налогообложения добычи нефти и газа в других странах участвуют в изъятии рентных доходов через дифференцированную шкалу отчислений: чем выше рентабельность и доходность месторождений, тем выше ставка соответствующих налогов. То есть налицо своеобразный учет природных условий добычи на месторождении через его доходность и рентабельность. Но это за рубежом. В России «.вместо горной ренты в виде дифференцированных платежей за добычу была принята плоская шкала НДПИ, что противоречит мировой практике» [13]. В результате наблюдается неточное определение суммы горной ренты и, соответственно, неполное изъятие ее в бюджет. Так как сумма горной ренты может быть рассчитана как для отдельного месторождения, так и их групп, может быть предложено несколько различных моделей механизма изъятия горной ренты в бюджет страны. Первая модель - это простое изъятие рассчитанной суммы горной ренты в форме налогов или рентных платежей. Однако сразу следует отметить, что такому варианту изъятия присущи серьезные недостатки. Так, многие экономисты считают необходимым, чтобы изъятие горной ренты было обеспечено неналоговым методом. В первую очередь это связано с тем, что налог не приспособлен для полного изъятия ренты. С помощью налогов государство изымает в свою пользу часть доходов или имущества различных предпринимателей или собственников. А горная рента целиком является доходом собственника недр - государства. Именно Проблемы совершенствования механизма изъятия 121 поэтому Д.С. Львов писал: «Природная рента должна изыматься и использоваться по тем или иным правилам для нужд общества в целом. Налогом может облагаться только прибыль» [10, с. 11]. В другой работе Д.С. Львов отмечает: «Экономически и юридически рента и налоги - разные категории. ... Они с налогами не корреспондируют» [9, с. 177]. С. Андрюшин и С. Кимельман имеют сходную позицию: «На наш взгляд, природная рента это не налог и налогом быть не может. Прежде всего потому, что ренту должен платить тот, у кого она возникает, а не граждане России, оплачивающие в конечном счете товары и услуги, в цену которых включена рента и другие налоги за недропользование. Иными словами, чтобы у недропользователя образовалась рента в денежном выражении, она включается в рыночную цену реализации товаров и услуг, к примеру, бензина. Поэтому она не может быть основанием для увеличения или уменьшения налогооблагаемой базы, так как не является результатом деятельности недропользователей» [2]. Почти о том же самом пишет и С. А. Мясоедов: «Ренту должен платить тот, кто её необоснованно присваивает, а не потребители - государственные и частные предприятия, для которых подобная ситуация ведёт к удорожанию их собственной продукции, и снижает её конкурентоспособность. В конечном итоге ренту платят граждане Российской Федерации, потребители товаров и услуг, в цену которых входит рента. Следуя теории ренты, именно государство, общество, а в итоге граждане России являются получателями горной ренты, а на практике они являются плательщиками ренты» [11, с. 37]. Этой же позиции придерживается и А.Д. Некипелов: «Дело в том, что рента не является налогом, рента - это факторный доход» [12]. Таким образом, следует согласиться, что «.изъятие дифференциальной горной ренты не может происходить через налоговый механизм» [14]. Кроме этого, применение налогов, как правило, сопровождается применением различного рода льгот, что в отношении горной ренты - собственности государства - неприемлемо. Если налоговое изъятие природной ренты неприемлемо, то концепция реформирования и механизм изъятия дифференциальной горной ренты должны основываться на том положении, что ее изъятие и налогообложение прибыли и прочих доходов, в том числе рентных, должны производиться изолированно путем использования соответствующих инструментов и механизмов. И с этой точки зрения интересен советский опыт применения расчетных цен, который обеспечивал именно такое положение, в результате чего, в частности: «. в советской экономике. почти вся сумма нефтяной и ценовой горной ренты, в том числе дифференциальной ренты I рода, изымалась в виде не заработанного нефтедобывающими предприятиями дохода. Предприятиям доставалась плановая прибыль и вся экономия текущих эксплуатационных затрат, которая достигалась за счет внедрения новых технических и инновационных решений, то есть дифференциальная горная рента II рода» [8]. В связи с этим для изъятия горной ренты предлагается использовать видоизмененный механизм функционирования расчетных цен, применяв- С.В. Чернявский, О.Л. Шутов, И.А. Астахова 122 шийся в условиях плановой экономики для перераспределения горной ренты высокорентабельных добывающих предприятий низкорентабельным и убыточным для обеспечения им нормальной работы. При использовании предлагаемого механизма государство будет получать всю сумму горной ренты, а недропользователи в качестве доходов будут получать нормальную прибыль и соответствующую часть квазиренты с целью стимулирования деятельности, направленной на повышение технического уровня добычи с целью роста ее эффективности. При этом определение горной ренты для данного месторождения будет равно разнице между стоимостью добычи этого месторождения в рыночной и расчетной ценах. Тогда с месторождением будут расплачиваться по расчетной цене, в основе которой будет лежать себестоимость данного месторождения, построенная на базе нормативных затрат плюс нормальная прибыль. Оптовые же покупатели будут выкупать нефть по рыночной цене, построенной на основе замыкающих затрат. Для установления уровней расчетных цен и осуществления расчетов с покупателями и недропользователями необходима организация расчетного центра, который, кроме этого, будет выполнять перечисление горной ренты в федеральный бюджет страны. Если же имеются месторождения со сходными природными условиями рентоообразования и близкими по величине уровнями нормативных затрат на добычу нефти, имеет смысл свести в группы, для которых будет рассчитываться единая расчетная цена, построенная на базе средних по выделенной группе удельных нормативных затрат месторождений плюс нормальная прибыль, по которой будет оплачиваться добытая нефть у всех месторождений данной группы. В этом случае определение сумм горной ренты для данного месторождения будет равняться разнице между стоимостью его добычи в рыночной и среднегрупповой расчетной ценах. Периодичность расчетов и перечислений горной ренты следует установить таким образом, чтобы указанный механизм по срокам корреспондировался с действующей системой налогообложения, в связи с чем расчетным периодом следует установить месяц. С другой стороны, как уже отмечалось, недропользователям необходимо оставить нормальную прибыль и принадлежащую им квазиренту (или ее часть). Указанная сумма будет определяться в первом случае как разница между нормативными (принятыми при установлении цены) минус фактические затраты на добычу барреля или тонны нефти (если фактические затраты ниже нормативных), умноженная на объем добычи данного месторождения, а во втором случае - как разница между средними нормативными удельными затратами по группе выделенных месторождений и фактическими индивидуальными затратами добычи тонны или барреля нефти конкретного месторождения (если вторые ниже первых), также умноженная на объем добычи данного месторождения. С целью стимулирования заинтересованности недропользователей в повышении эффективности производства указанную сумму квазиренты целесообразно изымать по по- Проблемы совершенствования механизма изъятия 123 ниженной ставке налогообложения прибыли или оставлять недропользователям полностью. Таким образом, предлагаемый механизм обеспечит неналоговое изъятие горной ренты, при этом расчетные цены отделят горную ренту от прочих доходов недропользователей. Использование в качестве основы для определения размеров расчетных цен нормативных затрат отдельных месторождений или среднегрупповых затрат месторождений со сходными природными условиями добычи, позволит в значительной мере учесть конкретные природные условия месторождений или их групп. Естественно, так нельзя получить точные размеры горной ренты для месторождений, но, как считает И.В. Картовенко, «применительно к добывающим компаниям, в частности занимающимся разработкой нефти и газа, можно определить приблизительную величину ренты» [7, с. 10]. Конечно, можно воспользоваться для расчета абсолютно точных величин горной ренты статистических методов, например факторного анализа и пр., но тогда нельзя будет ограничиться бухгалтерской информацией и отчетностью, потребуются специальные геологические данные о каждом месторождении, а также проведение постоянных перерасчетов сумм ренты. Такие перерасчеты потребуются в любом случае, так как на объемы добычи и процесс рентообразования в нефтедобыче активно влияет стадия жизненного цикла освоения месторождения. Так, стадии жизненного цикла разработки месторождения характеризуются уровнем геологических знаний, специфическими финансовыми, геологическими и прочими рисками, показателями прибыльности вложений. Например, В.Э. Тоскунина считает, что «на каждом этапе освоения необходимо проведение соответствующей налоговой, структурной политики и формирование адекватных механизмов и процедур передачи недр в пользование, способствующих адаптации сектора к объективно меняющимся условиям. Поскольку степень зрелости ресурсной базы оказывает решающее влияние на экономические показатели освоения (величину издержек, прибыли, ренты), то переход от одного этапа к другому должен сопровождаться изменением целей и задач налогового регулирования. Проведение гибкой налоговой политики (адекватно реагирующей на изменение экономических и горно-геологических условий нефтегазодобычи) не только будет способствовать наиболее полному извлечению экономической ренты в процессе освоения нефтегазовых ресурсов нового региона, но и наиболее полному извлечению запасов из недр (налоговое стимулирование разработки низкоэффективных запасов), ослаблению социальных проблем (занятости и др.)» [15, с. 34-35]. По мнению С. Ки-мельмана и С. Андрюшина, к числу основных причин рентообразования следует отнести стадию «... жизненного цикла разработки месторождения. Известна закономерность (кривая Хаббарда) разработки нефтяных месторождений, согласно которой в первые 10-15 лет после начала эксплуатации рентабельность добычи возрастает, затем держится на пике в С.В. Чернявский, О.Л. Шутов, И.А. Астахова 124 течение 5-10 лет, после чего начинает снижаться по мере истощения запасов месторождения» [2, с. 33]. Во многом это мнение обоснованно. Несомненно, что стадии жизненного цикла разработки месторождений может характеризоваться присущими им особенностями в процессе рентообразования. Так, поисковоразведочная стадия характеризуется нехваткой геологических и прочих данных, которая ликвидируется при проведении геологических работ. Для данной стадии, которая заканчивается лишь с началом добычи углеводородов, характерен высокий геологический риск, а в связи с отсутствием добычи нефти размеры горной ренты и прочих доходов равны 0. Следующая стадия ранней добычи характеризуется быстрым накоплением геологической информации и открытиями крупных запасов нефти. Высокие удельные расходы заметно уменьшаются. Быстро нарастает добыча нефти. Параллельно на этой стадии начинается активный процесс рентообразования. Следующая стадия развития месторождения - стадия зрелости (стабильной добычи). На этой стадии добыча нефти достигает максимума, но затем начинается ее постепенное сокращение. С началом сокращения объемов добычи изменяется и процесс рентообразования - суммы горной ренты начинают уменьшаться. Следующая стадия - это завершающая стадия падающей добычи - стадия «постзрелости». Эта стадия характеризуется постоянным снижением объемов добычи и ее рентабельности, однако созданная ранее инфраструктура способствует дальнейшей рентабельной эксплуатации месторождений (при постоянном снижении рентабельности добычи), обеспечивая им нормальную прибыль, соответствующую потребностям. На этой стадии суммы горной ренты характеризуются постоянным снижением и постепенно приближаются к нулю. С окончанием данной стадии начинается последняя фаза - истощение нефтегазовых месторождений. На этой фазе добыча нефти находится на грани экономической эффективности, в то время как месторождения выводятся из эксплуатации ускоренными темпами. Таким образом, кроме первого этапа - поисково-разведочного, на котором добыча еще не ведется, все остальные сопровождаются изменением дебитов скважин и объемов добычи нефти. Однако процесс добычи является непрерывным, сумма затрат при эксплуатации месторождения весьма незначительно меняется с изменением дебита скважины и объемов добычи нефти (однако так как добыча на месторождении ведется не одно десятилетие, учет инфляции при подсчетах затрат и расчетных и продажных цен необходим). При этом не следует забывать, что эксплуатационные затраты - не единственные затраты, необходимые для эксплуатации месторождения, «...поскольку запас ресурса в недрах с каждым годом убывает вследствие ежегодной добычи. Имея в виду только этот основной фактор, можно считать: если не производится дополнительных вложений, то добыча будет сокращаться пропорционально запасу. Поэтому возникает категория капитальных затрат на поддержа- Проблемы совершенствования механизма изъятия 125 ние добычи. Их следует рассматривать как затраты на простое воспроизводство» [4]. Таким образом, и эти затраты можно принять за постоянные. Постоянное изменение объемов добычи позволит достаточно точно определять объемы добычи, а следовательно, и размеры горной ренты лишь в том случае, если «... оборудовать комплексы, участвующие в процессе добычи и переработки, системой электронного фиксирования (датчиков контроля входа-выхода, приема-выпуска сырья)» [15, с. 24]. Тогда при почти неизменных затратах на добычу и при изменении ее объемов задача по определению размеров горной ренты становится чисто арифметической. Следует также отметить, что за счет расчета себестоимости добычи отдельных месторождений на базе нормативных затрат и группировки месторождений с близкими природными параметрами механизм, основанный на использовании системы расчетных цен, обеспечит неналоговое и полное изъятие дифференциальной горной ренты в доход государства, что повысит эффективность системы налогообложения добычи нефти и газа.

Скачать электронную версию публикации