к.э.н. Понкратов В.В.

ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва

Совершенствование налогообложения добычи природного газа в Российской Федерации

Газовая отрасль – одна из основных бюджетообразующих отраслей экономики России. Доля газа в общем объеме производства и внутреннего потребления энергетических ресурсов составляет около 60%. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает более 19% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа, формирует 13% доходов Федерального бюджета России. Россия является крупнейшим экспортером природного газа и занимает второе место в мире (после США) по величине его потребления. Добыча газа в 2010г. выросла на 11,7% до 650,311 млрд м³ с 582,353 млрд м³ в 2009 году, однако еще не достигла докризисного уровня 2008 года в 664,999 млрд м³. В 2010г. значительно увеличился объем инвестиций в секторе газодобычи – до 796,2 млрд руб.

За 2010 год в консолидированный бюджет Российской Федерации поступили налоговые доходы в объеме 7695,8 млрд руб. Налога на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ) в 2010 году поступило в федеральный бюджет 1406,3 млрд. рублей, в том числе на добычу нефти – 1266,8 млрд руб., газа горючего природного – 85,1 млрд руб., газового конденсата – 9,4 млрд руб. Как видно из вышеприведенных данных, доля НДПИ по газу в общем объеме природоресурсных платежей не очень существенна (5,5 – 6,1%), но в настоящее время усиливается внимание государства к вопросам налогообложения газодобычи и следует ожидать повышения налоговой нагрузки в этой отрасли.

Начиная с 2004 года, одновременно с отменой акциза на газ, была введена специфическая ставка НДПИ при добыче газа, которая с 1.01.2006 по 1.01.2011 составляла 147 руб. за 1 тыс. м³ газа (оптовые цены на газ за указанный период увеличились в 2,12 раза). Осенью 2010 года был принят Федеральный закон N 307-ФЗ «О внесении изменений в статьи 342 и 361 части второй Налогового кодекса Российской Федерации», который проиндексировал ставку НДПИ на нефть и природный газ. С 1 января 2011 года ставка НДПИ при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, установленную статьей 342 НК РФ, была повышена в 1,61 раза, установив ее в размере 237 руб. за 1 тыс. м³ газа. Учитывая ожидаемый в 2012-2013 годах уровень инфляции, законопроектом установлен размер ставки НДПИ на добычу горючего природного газа с 1 января 2012 года в размере 251 руб., с 1 января 2013 года – в размере 265 руб. за 1 тыс. м³ газа.

Следует отметить, что на прошедшем 1 июня 2011 года совещании по налогообложению в газовой отрасли под председательством Владимира Путина было принято решение, что нагрузка на газовую отрасль увеличится в 2012 году примерно на 150 млрд рублей, в 2013 году – на 170 млрд и в 2014 году – еще на 185 млрд. При этом предполагается, что налог на добычу полезных ископаемых составит большую часть – от 80% до 90% этой суммы. По словам вице-премьера Правительства России Алексея Кудрина, в основном «это будет касаться «Газпрома» как организации, которая экспортирует газ в отличие от других независимых производителей».

Требует совершенствования существующий порядок применения налога на добычу полезных ископаемых. Главной проблемой действующего НДПИ является существование единой ставки, для всех месторождений и налогоплательщиков. Единая специфическая ставка позволила резко увеличить суммы налоговых поступлений, обеспечив получение государством дополнительных доходов. Кроме того, она стала эффективным средством борьбы с уклонением от налогообложения путем трансфертного ценообразования. Однако, единая ставка не позволяет учесть объективные факторы, обусловленные особенностями отдельных месторождений (в частности, условия добычи, исходное качество сырья, стадии освоения месторождения, территориальный фактор). Поэтому одним из отрицательных последствий единой ставки НДПИ стала тенденция к отработке наиболее рентабельных участков недр и прекращению добычи на истощенных месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, а также увеличение налоговой нагрузки на газовые компании.

По моему мнению, необходимо дифференцировать НДПИ по природному газу, основываясь на базовых критериях. Цель дифференциации – стимулирование наиболее полного извлечения углеводородного сырья, изменение газового баланса страны в соответствии со структурой запасов, стимулирование разработки трудноизвлекаемых залежей углеводородов, сохранение энергетической безопасности России. И основная идея дифференциации должна заключаться в выравнивании налоговой нагрузки компаний, разрабатывающих низкорентабельные месторождения и компаний, эксплуатирующих наиболее продуктивные участки недр.

Одной из основных проблем в части минерально-сырьевой базы, с которой российской газовой отрасли предстоит столкнуться уже в ближайшие годы, является исчерпание запасов «сеноманских» залежей газа, и, как следствие, необходимость масштабного перехода к разработке газоконденсатных месторождений и, соответственно, добыче «сухого отбензиненного газа».

С точки зрения своих потребительских свойств, определяемое этими терминами углеводородное сырье, является идентичным и его параметры регулируются одним нормативным документом – Государственным стандартом Союза ССР ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия». С позиций налогового законодательства также прослеживается полная идентификация этих видов полезных ископаемых.

Экономическая эффективность добычи сухого отбензиненного газа значительно ниже таковой у газа сеноманских залежей. Глубина залегания углеводородного сырья в газоконденсатных месторождениях в 2 – 3 раза превышает оную для сеноманских месторождений природного газа. Эта разница сказывается на себестоимости строительства скважин – если эксплуатационные скважины на сеноманские залежи имеют стоимость строительства 70 – 110 млн. рублей, то строительство скважины на газоконденсатных месторождениях, через которые будет добываться газовый конденсат и газ сепарации в современных условиях обходится компании приблизительно в 130 – 220 млн. рублей. Схожая ситуация прослеживается при анализе используемых технологий подготовки газа.

Соответственно, применительно к добыче сухого отбензиненного газа, величина налоговой нагрузки должна быть пересмотрена в сторону понижения с целью поддержания общей экономической эффективности его добычи. С целью обеспечения поэтапного, а не одномоментного перехода к доминирующей добыче сухого отбензиненного газа, необходимо уже сейчас повысить экономическую привлекательность разработки газоконденсатных месторождений (а большинство из них относятся к категории труднодоступных и низкорентабельных) – и в первую очередь посредством введения налоговых преференций. Идеальной можно признать ситуацию, когда уже в ближайшие три года добывающие компании изменят пропорции добычи газ сеноманских залежей / сухой отбензиненный газ с, соответственно, 80% к 20%, до приемлемых 40% к 60%.

По моему мнению целесообразно дифференцировать налогообложение добычи газа горючего природного посредством механизмов, аналогичных примененным ранее при дифференциации НДПИ в отношении добычи нефти. Первым этапом дифференциации может стать применение льготной ставки (0 рублей за 1 тыс. м³ газа) для новых месторождений слабо освоенных территорий, на которых отсутствует необходимая инфраструктура – например, Ямал и ряд регионов Восточной Сибири – Красноярский край, Иркутская область, а также на шельфах северных и дальневосточных морей.

Вторым этапом дифференциации НДПИ по газу горючему природному может стать введение следующих поправочных коэффициентов к ставке НДПИ:

- коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа горючего природного на конкретном участке недр;

- коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр.

Таким образом, формула для определения ставки НДПИ по газу горючему природному в 2011 году будет иметь вид: НДПИ_ГАЗ = 237 × К_{выработанности} × К_{глубины залегания}.

Формулу для определения коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов газа горючего природного на конкретном участке недр необходимо будет определить на основе сопоставления данных разработки различных месторождений природного газа.

При определении коэффициента, характеризующего глубину залегания конкретного участка недр необходимо учитывать, что затраты на добычу и доведение до требований ГОСТа газа сеноманских залежей и сухого отбензиненного газа различаются в 1,6 – 1,9 раза. Для добычи газа на месторождениях с глубиной залегания свыше 1 900 метров ставка НДПИ может быть снижена в 1,67 раза (т.е. коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр принимаем равным 0,6). Начатое с января 2011 года ступенчатое повышение базовой ставки НДПИ по природному газу позволит избежать выпадения доходов бюджета.

Предложенные в статье меры позволят перераспределить налоговую нагрузку внутри газовой отрасли, несколько сблизив экономическую эффективность добычи природного газа на разных типах месторождений.

Литература:

1 Понкратов В.В. Базовые критерии дифференциации ставки НДПИ по природному газу // Финансы. – 2006. – №2.

2 Павлова Л.П., Понкратов В.В. Налогообложение добычи природного газа в Российской Федерации. – М.: «Оргсервис-2000», 2007. 232 стр.

3 Павлова Л.П., Понкратов В.В., Блошенко Т.А., Ефимов А.В., Юмаев М.М. Налогообложение недропользования в Российской Федерации. Монография. – М.: «Воентехиниздат», 2009. 496 стр.