Налог на добычу полезных ископаемых. Перспективы развития

     Если  у налогоплательщика не было реализации добытого полезного ископаемого в налоговом периоде, он должен применить способ оценки исходя из расчетной стоимости добытого полезного ископаемого. Перечень расходов, учитываемых при определении расчетной стоимости добытых полезных ископаемых, указан в пункте 4 статьи 340 НК РФ. Заметим, что порядок определения расходов, поименованных в этом перечне, аналогичен порядку, установленному 25-й главой Кодекса. Но есть некоторые ограничения, которые в общем сводятся к следующему. При определении расчетной стоимости добытых полезных ископаемых не учитываются расходы, не связанные с добычей.

     В соответствии с Налоговым кодексом можно выделить три группы расходов.

     1. Прямые расходы. Это материальные  расходы (подпункты 1 и 4 ст. 254), расходы на оплату труда (ст. 255), амортизация (статьи 258—259) и суммы ЕСН (ст. 264). Эти расходы, произведенные налогоплательщиком в течение налогового периода, распределяются между добытым полезным ископаемым и остатками незавершенного производства на конец налогового периода.

     2. Косвенные расходы, относящиеся к добытым в налоговом периоде полезным ископаемым. Это материальные расходы (все подпункты статьи 254, кроме 1-го и 4-го), расходы на ремонт основных средств (ст. 260), расходы на освоение природных ресурсов (ст. 261), прочие расходы (статьи 264 и 265). Все косвенные расходы, относящиеся к добытым полезным ископаемым, в полном объеме включаются в расчетную стоимость этих ископаемых.

     3. Сумма косвенных и внереализационных  расходов, относящихся как к добыче  полезных ископаемых, так и к  другим видам деятельности. К таким расходам помимо перечисленных выше могут быть отнесены расходы на НИОКР (ст. 262) и расходы, связанные с реализацией имущества (ст. 268). Эти расходы должны быть распределены между затратами на добычу полезных ископаемых и затратами на иную деятельность налогоплательщика пропорционально доле прямых расходов, относящихся к добыче полезных ископаемых, в общей сумме прямых расходов.

     Сумма указанных расходов даст расходы  по добыче всех полезных ископаемых. Чтобы  определить расчетную стоимость отдельного полезного ископаемого, нужно из общей суммы расходов выделить часть расходов, приходящуюся на количество этого добытого полезного ископаемого в общем количестве добытых полезных ископаемых. 

     3.2 Оценка уровня  изъятия НДПИ на  деятельность добывающей компании

     В России в качестве платы за пользование  природными ресурсами добывающие компании (недропользователи) выплачивают НДПИ. Также определенные суммы государство  получает, продавая на аукционах лицензии на право освоения месторождений  природных ресурсов. Кроме того, в государственный бюджет поступают значительные средства в виде экспортных пошлин на сырьевые товары. Таким способом государством взимается природная рента.

     Однако  сложившийся в настоящее время  механизм взимания природной ренты не лишен недостатков. В качестве одного из изъянов существующей системы взимания ренты можно назвать неравномерность налоговой нагрузки на различные сырьевые отрасли.

     Особенность предлагаемого в настоящей работе подхода к оценке величины природной  ренты состоит в том, что он базируется на оценке полной добавленной стоимости сектора. Разность между этим показателем и расчетной суммой производственных затрат составляет оценку «истинной» (полной) прибыли, включающей ее величину, перемещенную в посреднический сектор. Тогда природная рента определяется как разность между расчетной полной прибылью сектора и «нормальной», экономически обоснованной прибылью. Последний показатель рассчитывался на основе отнесения рентабельности к стоимости основных фондов в промышленности без учета нефтегазовой ренты. Его расчет включал следующие шаги.⁵

     1. Находились нематериальные производственные  затраты без учета амортизации  нефтегазового комплекса (включая  трубопроводный транспорт) Zнгк.  При расчете затрат из них  исключались платежи в бюджет за пользование природными ресурсами, которые рассматривались как часть ренты, изымаемая в бюджет 2. Определялась полная валовая прибыль Рпр по промышленности по системе национальных счетов (то есть с учетом скрытой прибыли).

     3. Оценивалась валовая прибыль Рнг по нефтегазовой промышленности по таблицам «Затраты—выпуск».

     4. Находилась остаточная стоимость  основных фондов по промышленности  в целом FRпр, нефтегазовой промышленности FRнг и нефтегазовому комплексу  FRнгк с учетом полной стоимости  фондов и их износа.

     5 Рассчитывалась норма r валовой  прибыли к стоимости основных  фондов по промышленности без  нефтегазовой:

     r =(Pпр - Pнг)/(FRпр -FRнг).

     6. Определялась «нормальная» валовая  прибыль PNнгк, для нефтегазового  комплекса, включая трубопроводный  транспорт:

     PNнгк  = r х FRнгк

     7. Величина природной ренты в  нефтегазовом комплексе Rнгк находилась  как разность рассчитанной нами  полной добавленной стоимости  Vнгк затрат Zнгк, части косвенных  налогов (НДС и акцизов на  нефтепродукты) TIнгк и «нормальной»  прибыли PNнгк:

     Rнгк  = Vнгк — Zнгк — TIнгк —  PNнгк

     Полученные  результаты приведены в таблицах 2—3. Важно иметь в виду, что  размеры природной ренты определяются сочетанием нескольких параметров:

     а)мировыми ценами на углеводороды;

     б) динамикой производства и экспорта нефти игаза;

     в) динамикой реального обменного  курса (укрепление рубля означает рост затрат в долларовом выражении). В  результате размеры природной ренты  в отрасли в долларовом выражении  последовательно возрастали вместе с ростом цен и объемов:

     от 25 млрд долл. в 1999 г. до 151 млрд долл. в 2007 г. Однако происходящий одновременно быстрый рост ВВП в долларах привел к тому, что размеры нефтегазовой ренты в процентах ВВП менялись значительно меньше.

     Таблица 2

     Расчет  величины природной ренты в нефтегазовом секторе (% ВВП)

 

 

      Таблица 3

     Отраслевая  структура природной ренты в  нефтегазовом секторе (%, ВВП)

 

     За  исключением периодов резкого повышения  цен в 2000 и 2005—2006 гг. величина ренты  лежала в узком диапазоне 12—13% ВВП. Несмотря на то что цены на нефть  в 2007 г. в четыре раза превышали цены в 1999 г., величина природной ренты в нефтегазовом комплексе в процентах ВВП за этот период даже несколько снизилась.⁶ Однако можно исходить из того, что часть природной ренты используется на дотирование сравнительно низких цен на энергоносители для внутренних потребителей. С учетом этой составляющей (получаемой не производителями, а внутренними потребителями углеводородов) размеры ренты заметно превысят наши оценки.

     Отметим последовательное снижение доли газового сектора в структуре реализуемой  ренты (с 45% в 1999 г. до 20% в 2007 г.). Эта тенденция объясняется медленным ростом добычи газа и быстрым увеличением материальных затрат в этом секторе.

     В таблицах 4—5 приведены оценки изъятия  природной ренты в бюджет с  помощью НДПИ и экспортных пошлин на нефть и газ. Доля изымаемой в бюджет ренты выросла с 18% в 1999 г. до 77% в 2007 г. При этом заметны существенные различия в изъятии ренты в нефтяном и газовом секторах. В первом изымаемая в бюджет доля ренты достигла 83%, во втором — лишь 50%. Это обусловлено тем, что в нефтяном секторе изъятие ренты тесно привязано к уровню мировых цен, тогда как в газовом такая связь выражена намного слабее. В результате при высоких ценах на углеводороды уровень налогообложения в нефтяном секторе значительно выше, чем в газовом. Оборотная сторона такой ситуации: при их падении потери газового сектора оказываются намного большими.

     Таблица 4

     Изъятие природной ренты в бюджетную  систему (%, ВВП)

 

     Таблица 5

     Доля  природной ренты, изымаемой вбюджетную систему (%)