СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ НЕФТЯНОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ.

Е. КРИВОЩЕКОВА, преподаватель экономического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова,

Е. ОКУНЕВА, кандидат экономических наук, научный сотрудник Центра внешнеэкономических исследований РАН

В современной российской экономике топливно-энергетический сектор выполняет системообразующую функцию. На его долю приходится около 30% объема промышленного производства, 32% доходов консолидированного и 54% федерального бюджета, 54% экспорта, около 45% валютных поступлений. Кроме того, нефтяная отрасль полностью обеспечивает внутренние потребности в жидком топливе. Поэтому требования к качеству и эффективности государственного регулирования в данном сегменте российской экономики чрезвычайно велики.

Регулирование отношений недропользования,

Мировая практика недропользования. В сфере освоения природных ресурсов мировая практика предполагает следующий механизм недропользования: принимающая сторона (государство) выбирает соответствующую контрактную форму соглашений с инвестором; наиболее распространенными вариантами являются лицензии как форма административного права и концессии/соглашения о разделе продукции (СРП) как форма гражданского права.

Главное отличие договорной системы кроется в самом факте заключения контракта между компанией-подрядчиком и государством, а также в соответствующем переходе отношений в гражданско-правовую плоскость. Если государство может отозвать лицензию в одностороннем порядке, то контракт этого сделать не позволяет (хотя в таких документах, как правило, присутствует пункт об одностороннем расторжении договора государством в "исключительных случаях", но позиция государства в любом случае должна быть обоснованной). Государство не может также изменять отдельные пункты договора, наиболее важным из которых является фиксация налоговой нагрузки на весь срок его действия. При лицензионной системе налоговая нагрузка на лицензиата может меняться вслед за изменениями налогового законодательства. Государства с развитой экономикой и правовой системой отдают предпочтение лицензионной форме управления недрами. Подобная практика недропользования распространена в Норвегии, Австралии, США, Великобритании, Канаде и ряде других развитых стран.

Соглашение о разделе продукции предусматривает, что только часть добытого сырья становится собственностью компании-инвестора. Другая часть передается принимающей стороне в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Весь риск поисково-разведочных работ несет инвестор, так как связанные с этим затраты окупятся лишь в случае обнаружения на месторождении коммерчески рентабельных запасов. Если таких запасов не обнаружено, участок возвращается государству. На основе СРП недра разрабатываются в странах-членах ОПЕК, Египте, Азербайджане, Мексике. Тот факт, что получение дохода в виде нефти позволяет минимизировать валютные риски, делает подобный режим наиболее эффективным в развивающихся странах и странах с переходной экономикой.

Российская система освоения недр. В России на данный момент сложилась двойственная и потому противоречивая система отношений недропользования:

- лицензионная на основе административного права в соответствии с законом "О недрах", введенном в действие в 1992 г.;

- договорная на основе гражданского права, введенная в действие в 1995 г. в соответствии с законом "О соглашениях о разделе продукции".

По итогам инвентаризации, проведенной Министерством природных ресурсов РФ в 2001 г., в России было выдано 27756 лицензий, из них половина утратила силу. То, что лицензионная система неэффективна, признает и руководство страны. Так, на заседании правительства РФ 10 октября 2002 г. было отмечено(1. Ведомости Форум, 2003, апрель, с. 6.), что 91, 2% всех разведанных извлекаемых запасов нефти и 83% запасов газа передано владельцам лицензий, но они постоянно нарушают условия лицензирования(2. Проверка 6 тыс. недропользователей и 11, 1 тыс. объектов недропользования, проведенная Министерством природных ресурсов РФ в 2002 г., выявила 2, 9 тыс. случаев безлицензионного пользования недрами, 6, 2 тыс. случаев невыполнения лицензионных соглашений, 4, 8 тыс. случаев нарушения стандартов ведения работ по изучению недр. Но в результате было приостановлено действие лишь 88 лицензий.).

Действующее российское законодательство предусматривает лишь приобретение права пользования недрами: либо по решению уполномоченных органов исполнительной власти, либо по соглашению о разделе продукции. Предоставление недр в пользование во всех случаях оформляется лицензией, то есть регулирование недропользования в России строится по административному принципу. Между тем часть 2 ст. 9 Конституции РФ допускает различные формы собственности на землю и другие природные ресурсы, включая частную собственность. Гражданский кодекс РФ в ст. 130 вообще относит участки недр и земельные участки к категории недвижимости, которая может находиться в гражданском обороте. То, в какой мере возможно допустить или ограничить такой оборот, должно быть зафиксировано в специальных законах о природных ресурсах, которые в России пока не приняты.

В международной практике применяются как административные, так и гражданские формы недропользования, когда участки недр продаются и сдаются в аренду. В странах англо-американской правовой системы собственность на недра производна от собственности на землю. Так, в США собственник участка земли является и собственником полезных ископаемых, которые находятся в его недрах. Собственник участка платит налог на собственность исходя из стоимости участка с учетом стоимости запасов полезных ископаемых. Подобный подход стимулирует более полное изъятие жидкого топлива из недр вместо экстенсивного расширения территорий, на которых ведется нефтедобыча. Добывающим компаниям нет смысла увеличивать доказанные запасы, так как за них придется платить дополнительные налоги. Поэтому средняя обеспеченность доказанными ресурсами у ведущих международных нефтегазовых корпораций не превышает 10-15 лет, российских - достигает 50 и более лет. По данным Главного контрольного управления президента (2001 г.), запасов сырья "ЛУКойлу" хватит на 33 года, ЮКОСу - на 47 лет, а ТНК - на 80 лет(3. Ведомости, 2001, 23 октября, N 195.). Такая обеспеченность запасами позволяет компаниям добывать всего 40-50% запасов, после чего они "бросают" скважины. Российские компании "извлекают нефть варварскими способами, а многие скважины вообще не стоят у них на балансе. Новых месторождений почти не осталось, потому что многие компании обладают запасами на несколько десятков лет (4. Артюхов В. Интервью. - Коммерсант, 2003, 4 декабря, N 222.). В целом же ГКУ оценивает ущерб государства от неисполнения условий добычи за 2000-2001 гг. в 70 млрд. руб.(5. Финансовые известия, 2001, 6 декабря, N 591.)

Кроме того, распространение частной собственности на землю, ставшее возможным после принятия Земельного кодекса, поднимает вопрос о том, как соотносятся права на земельные участки с правами на участки недр: обязан ли собственник земельного участка, в недрах которого обнаружено месторождение полезных ископаемых, предоставить этот участок для целей недропользования?

Другой вопрос, требующий законодательного решения, заключается в разграничении полномочий органов власти на различных уровнях. Конституция РФ относит вопросы владения, пользования и распоряжения недрами к совместному ведению Российской Федерации и ее субъектов. Однако четко данное разграничение нигде не прописано. Заложенный в законе "О недрах" 1992 г. принцип "двух ключей" (когда лицензия на право пользования недрами скрепляется двумя подписями - представителя Минприроды и главы субъекта Федерации, где находится месторождение) вызывает массу разногласий и даже судебных разбирательств, порождает безответственность и коррупцию. Ведь если "один из двух ключей не поворачивается, то открыть дверь в подземную кладовую невозможно"(6. Конференция "Законодательство России о недрах: проблемы разграничения полномочий в сфере управления государственным фондом недр", 24 октября 2002 г.). По этой причине в первую очередь следует отказаться от двойственности в отношениях недропользования и распределить полномочия между органами государственной власти РФ и субъектов РФ. Например, основные законодательные и контрольные функции сосредоточить на федеральном уровне, а исполнительно-распорядительные - на уровне субъектов Федерации. Одновременно от лицензионной системы следует перейти к договорной, законодательная база для которой в России закреплена законом "О соглашениях о разделе продукции".

Соглашения о разделе продукции. Федеральный закон "О соглашениях о разделе продукции" был подписан 30 декабря 1995 г. В соответствии с действующим законом механизм реализации СРП таков. Произведенная продукция подлежит в обязательном порядке разделу по трем направлениям: компенсационная продукция предназначается инвестору в качестве возмещения затрат на выполнение работ по соглашению; прибыльная продукция делится между инвестором и государством; в свою очередь, часть прибыльной продукции инвестора составляют его платежи за пользование недрами - роялти, которые уплачиваются государству.

С момента принятия базового закона в парламенте утверждено 29 нефтяных месторождений, которые могут разрабатываться на условиях СРП. В настоящее время в нашей стране реализуются три соглашения, причем все они были заключены до подписания и вступления в силу данного закона, - "Сахалин-1", "Сахалин-2" и Харьягинское СРП. Причины, по которым российские и зарубежные компании на протяжении вот уже восьми лет не заключили ни одного СРП, кроются прежде всего в самом законе. Но помимо этого влияние оказывают и внешние факторы, которые "перенаправили" иностранных инвесторов в другие страны. Это, например, поисково-разведочные работы и проекты по разработке нефти в Каспийском море. Пока в России шли дискуссии и дебаты об СРП, в одном только Азербайджане были подписаны соглашения по 18 проектам. Многомиллиардные инвестиции привлекли также проекты, связанные с открытием новых запасов нефти в Мексиканском заливе и на шельфе Западной Африки. Активные геолого-разведочные работы и разработки новых нефтяных месторождений начались в Анголе, Нигерии, Конго и Экваториальной Гвинее.

По нашему мнению, иностранные капитальные вложения отечественному нефтегазовому сектору необходимы. Если десять лет назад в стране было сосредоточено 70% легкоизвлекаемых и 30% трудноизвлекаемых ресурсов, то сейчас соотношение стало обратным - 30% легкоизвлекаемых и 70% трудноизвлекаемых(7. Беляков А., председатель комитета ГД по природным ресурсам и природопользованию. Интервью. - КоммерсантЪ, 2002", 5 ноября, N 202.). Лишь для освоения месторождений Восточной Сибири потребуется 50-70 млрд. долл. инвестиций, еще столько же - для разработки залежей на арктическом шельфе. В то же время капитализация российских нефтегазовых компаний все еще несоизмеримо ниже аналогичного показателя зарубежных корпораций. Суммарная капитализация пяти ведущих российских компаний в три с лишним раза ниже капитализации одной только американской нефтяной корпорации Exxon Mobil.

Что касается преимуществ, получаемых государством от реализации проектов на основании СРП, ясно одно. Режим СРП не может быть невыгодным государству. Ведь все решается на базе соглашения, поиска компромисса между государством и инвестором. При заключении соглашения государство просчитывает свою прибыль, и если ему данное конкретное соглашение невыгодно, - оно не соглашается, если невыгодно инвестору, - то не подписывает договор он. Поэтому, если основной стратегией государства в отношении СРП будет упор на наполняемость бюджета, инвесторам этот режим будет невыгоден и они вкладывать средства в проекты не будут. Противоположные позиции МЭРТ, рассматривающего СРП как одну из самых перспективных форм инвестирования, с одной стороны, и Минфина и МНС, тормозящих реализацию СРП из опасений уменьшения налоговых доходов, - с другой, не позволяют эффективно использовать этот режим. Если же целью государства является создание условий для нормального инвестиционного процесса и освоения "тяжелых" месторождений, фискальные интересы придется отодвинуть на второй план.

Кроме того, выигрыш государства от СРП нельзя оценивать налоговыми доходами, ведь оно получит также и нефть, в бюджет будут поступать доходы от ее реализации. Более того, параметры СРП можно подобрать таким образом, чтобы доходы государства и инвестора были практически равны значениям этих показателей при действующей налоговой системе.

Очевидно, что российское руководство не может оставить без внимания столь значимый сектор экономики - проект нового закона "О недрах", доработанный Министерством природных ресурсов, планируется внести в правительство до 15 июля текущего года. Как положительный момент следует отметить, что в июне 2003 г Налоговый кодекс РФ был дополнен новой главой 26.4 "Система налогообложения при выполнении соглашений о разделе продукции". Ею устанавливается специальный режим налогообложения для компаний-инвесторов, заключивших соглашения о разделе продукции. Новая система налогообложения фактически предоставляет льготы инвесторам, поскольку в обмен на выполнение условий о разделе продукции компании разрешается уплачивать лишь часть установленных налогов. Перечень уплачиваемых налогов зависит от соглашения. Если оно предусматривает раздел всей произведенной продукции, то инвестор должен платить только ЕСН, государственную пошлину, таможенные сборы, НДС и плату за негативное воздействие на окружающую среду. Если же соглашение предусматривает раздел прибыльной части продукции, то дополнительно к перечисленным уплачиваются налоги на прибыль, на добычу полезных ископаемых, платежи за пользование природными ресурсами и водными объектами, а также акциз (за исключением акциза на природный газ). При этом, согласно новому режиму налогообложения, инвесторы уплачивают налог на добычу полезных ископаемых, налог на прибыль и НДС в особом порядке. Региональные (местные) власти могут освободить инвестора от уплаты региональных (местных) налогов и сборов. Если же такое решение не будет принято, инвестору должны возместить затраты на уплату региональных и местных налогов путем уменьшения доли продукции, передаваемой государству.

Государственное регулирование инвестиционных процессов в российской нефтяной отрасли

В аспекте привлечения инвестиций отечественный энергосырьевой сектор является одной из наиболее успешных отраслей российского народного хозяйства. Топливная промышленность (за исключением угольной) была и остается явным лидером по темпам прироста инвестиций после 1998 г.

Качественные и количественные показатели инвестиций. В 2002 г. в топливную промышленность было вложено немногим менее половины инвестиций в основной капитал, направленных в промышленность, - 48, 3% по сравнению с 52, 1% в 2001 г.(8.В абсолютных цифрах инвестиции в топливную промышленность в 2002 г,, по данным Госкомстата РФ, составили порядка 10 млрд. долл., инвестиции в нефтяную отрасль, по данным Центра развития, - 7, 6 млрд. долл.) Ведущим инвестором в российскую топливную промышленность остается Япония - на ее долю приходится 34% прямых инвестиций в отрасль. Так, увеличение капиталовложений в освоение нефтяных месторождений Сахалинской области - района, традиционно привлекающего японских инвесторов, обеспечило значительный рост инвестиций в основной капитал в Дальневосточном федеральном округе(9. Экономика России в 2003 году. Прогноз. Курьеров В. (рук. авт. колл.). М.: Высшая школа международного бизнеса Академии народного хозяйства при Правительстве России, 2003, с. 97.).

Следует отметить, что привлечение иностранных инвестиций в отечественную нефтяную отрасль укладывается в общую тенденцию, характерную для всей российской промышленности на протяжении последних лет - большая часть иностранного капитала поступает в виде "прочих" инвестиций, то есть на возвратной основе. Главными "прочими" инвесторами являются Кипр (26%) и Швейцария (24%)(10. Внешнеэкономический комплекс России: современное состояние и перспективы. - ВНИКИ, 2002, N 2, с. 36.), что позволяет судить об этих инвестициях как, по сути, о российских, репатриированных с Запада самими же нефтяными компаниями. В первые же годы реформ главными кредиторами российской нефтегазовой промышленности были МБРР и входящий в его структуру Всемирный банк, ЕБРР, Эксимбанк США, а также американские Агентство по торговле и развитию и Агентство международного развития.

В массе своей инвестиции, направляемые в российскую нефтяную отрасль, концентрируются в нефтедобыче, - рентабельность в этом секторе как минимум в 2 раза выше, чем в нефтепереработке, где она составляет только 10%. Поэтому на долю нефтеперерабатывающих предприятий приходится менее 10% вложений в отрасль. За последние 3-4 года в нефтедобычу было вложено более 2 млрд. долл., а в нефтепереработку - лишь 116 млн. долл.(11. Здесь не учтена сделка по созданию компании ВР-ТНК, так как отделить вложения в нефтедобычу от вложений в нефтепереработку не представляется возможным. Но на общей тенденции превалирования инвестиций в нефтедобычу эта сделка не скажется.) В 2002 г. из прямых инвестиций, направленных в российскую промышленность, в нефтедобычу поступило 34% (1, 36 млрд. долл.)(12. Внешнеэкономический комплекс России: современное состояние и перспективы, с. 36.), в нефтепереработку же поступил незначительный объем инвестиций, в то время как сфера нефтепереработки нуждается в серьезной модернизации (на нее, по некоторым оценкам, потребуется 10-11 млрд. долл.). С введением в 2004 г. новых международных экологических стандартов проблема модернизации НПЗ встанет особенно остро, иначе продукция российской нефтяной отрасли не будет допущена в Западную Европу. Из порядка 30 российских НПЗ только 1/3 может экспортировать свою продукцию. И если крупные компании занимаются модернизацией, то о привлекательности инвестиций в заводы, которые не имеют свободных средств, должно позаботиться государство.

Проблемы нефтетранспортной инфраструктуры. В значительных инвестициях нуждается также и нефтепроводный транспорт. Срок эксплуатации 73% всех российских магистральных трубопроводов превышает 20 лет. В том числе около 41% трубопроводов эксплуатируется более 30 лет при нормативном сроке эксплуатации 33 года. Официальный уровень потерь нефти при транспортировке - 3-7% - представляется сильно заниженным. При этом мировые стандарты предусматривают допустимые потери при транспортировке на экспорт не более 0, 1% от объема добываемой нефти. И если крупные российские нефтяные компании уже начали вкладывать средства в модернизацию трубопроводов, то для малых компаний, не обладающих достаточными финансовыми ресурсами, высока вероятность разориться при подобных потерях.

При нынешних темпах роста добычи нефти (8-9% в год) к 2012 г. она составит предположительно 575 млн. т в год, пропускная способность трубопроводной системы - 549 млн. т в год(13. КоммерсантЪ, 2003, 17 февраля, N 27/П.). Но эти цифры не учитывают введения в строй новых месторождений нефти, они рассчитаны только исходя из разработки нынешних. Но и без строительства новых трубопроводов для поддержания системы в должном состоянии нужно будет инвестировать в нее не менее 3 млрд. долл. В то же время в 2002 г. объемы строительства новых магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов снизились на 41%(14. Экономика России в 2003 году. Прогноз, с. 100.), Уже сейчас ощущаемая нехватка экспортных мощностей становится все острее, поэтому на протяжении последних двух лет появилось сразу несколько конкурирующих между собой проектов строительства нефтепроводов: расширение мощности БТС; нефтепровод Ангарск-Дацин (Китай) и ответвление от него на тихоокеанское побережье до Находки; нефтепровод, соединяющий Западную Сибирь с мурманским портом, а также нефтепровод в Иран.

Масштабная реконструкция и строительство новых нефтепроводов потребуют миллиарды долларов инвестиций. Но пока в России сохраняется государственная монополия на транспортировку нефти, находящуюся в ведении государственной компании "Транснефть", сделать этот сектор инвестиционно привлекательным весьма сложно. Поэтому здесь стоит рассчитывать в первую очередь не на инвестиции, а на иностранные кредиты. Но наиболее эффективным представляется использование внутреннего ресурса - необходимо допустить российские нефтяные компании к совместному с "Транснефтью" строительству какого-либо маршрута, данные инвестиции будут гарантировать компаниям стабильные тарифы транспортировки нефти. Следует подчеркнуть, что резкое увеличение пропускной способности транспортной инфраструктуры - примерно в 1, 3-1, 4 раза по сравнению с существующими мощностями, будет способствовать формированию гибкой системы введения в действие новых месторождений. Ведь появление возможности легко увеличивать добычу подобно Саудовской Аравии дает России право реально влиять на мировые цены на нефть.

Выбирая маршрут строительства нового нефтепровода, представляется разумным исходить из следующих соображений: 1) большая часть нефтепровода должна проходить по территории страны; 2) нефтепровод должен находиться преимущественно в собственности государства (например, Каспийский трубопроводный консорциум, в котором доля России составляет 24%, не приносит доходов российскому бюджету, поскольку консорциум не выплачивает дивиденды, ссылаясь на свою убыточность); 3) предпочтение необходимо отдавать маршрутам, обеспечивающим значительные поступления в федеральный бюджет; 4) нефтепровод должен позволять государству косвенно, но достаточно эффективно влиять на экспортную политику добывающих компаний (так, когда Россия согласилась с доводами ОПЕК уменьшить экспорт нефти в 2002 г., уговорить руководителей российских компаний удалось далеко не сразу, многие были согласны экспортировать большие объемы нефти по более низким ценам); 5) следует избегать зависимости от одного потребителя, иметь возможность манипулировать сегментами рынка, руководствуясь сезонными потребностями в нефти (например, Турция, на которую замыкается газопровод "Голубой поток", фактически стала диктовать условия поставок "Газпрому", будучи единственным потребителем газа на том конце "трубы"); 6) строительство нового нефтепровода должно способствовать укреплению геополитических интересов России.

Говоря о качественной структуре инвестиций в отечественном нефтяном комплексе, нужно также сказать и о проблеме малых нефтедобывающих компаний. В сфере нефтедобычи инвестиции направляются в основном в крупные компании, способные обеспечить более высокую рентабельность при минимальных рисках. Между тем сегодня в России существует более 150 небольших нефтяных компаний, производящих около 6% общего количества нефти и испытывающих значительные потребности в инвестициях.

Малые (независимые) нефтяные компании

Вертикально интегрированные корпорации разрабатывают крупные и уникальные месторождения. Истощенные же месторождения, которые уже невыгодны крупным компаниям, являются сырьевой базой для малых (их еще называют независимыми) нефтедобытчиков. Например, в Северной Америке из 6000 тыс. действующих скважин 450 тыс. - малодебитные(15. К низкодебитным (малопродуктивным) месторождениям относятся истощенные месторождения, а также мелкие месторождения. По закону об СРП, мелкими считаются: "месторождения нефти, извлекаемые запасы которых составляют до 25 млн. т; месторождения газа, запасы которых составляют до 250 млрд. куб. м".), из которых независимые производители добывают 40% нефти и 65% природного газа.

Количество независимых производителей в США на протяжении многих лет составляет порядка 10 тыс. В России, как уже отмечалось, - около 150. Предприятия, входящие в ассоциацию малых и средних нефтегазодобывающих предприятий "АссоНефть", в 2003 г. разрабатывали более 400 месторождений, произвели 16 млн. т. нефти (3, 8% общей добычи), создали около 20 тыс. рабочих мест, осуществили 25 млрд. руб. налоговых отчислений в бюджеты всех уровней(16. http: // www .assoneft.ru/.). В настоящее время ассоциация объединяет 45 предприятий.

Именно потому, что в США так много независимых производителей, там продолжают действовать скважины, дающие 0, 5т нефти в сутки. В России, даже если скважина дает 3-5 т в сутки, она находится на пороге нулевой рентабельности. В США ежегодная средняя прибыль небольшой семейной компании (10 постоянных работников и 3 временных), занимающейся независимой добычей и добывающей в среднем 18 тыс. т нефти в год (несколько тонн нефти в сутки), достигает 500 тыс. долл. Такая рентабельность обусловлена исключительно значительными льготами малому нефтяному бизнесу, направленными на то, чтобы "выжимать" как можно больше нефти из скважин. Чем сильнее истощены месторождения, тем ниже налогообложение. Налоги могут и вообще не взиматься, например, когда цена на нефть опускается ниже отметки 14 долл. за баррель и держится на таком уровне более трех месяцев.

Благодаря налоговым льготам малодебитные месторождения разрабатываются в США при любой конъюнктуре рынка. Особенно показателен период 1997-1998 гг., когда мировая цена на нефть опустилась до отметки 8-12 долл. за баррель. В этих условиях крупные нефтяные компании (как американские, так, кстати, и российские) сократили добычу нефти, а свободные средства стали направлять в смежные производства, например, в нефтепереработку. Малые же компании не сокращали добычу и даже при низких ценах направляли средства на приобретение, разведку и разработку месторождений. В 1994-1998 гг. нефтяные запасы вертикально интегрированных компаний США сократились на 20%, а запасы независимых производителей выросли вдвое.

В этот сложный период в России именно малые нефтедобывающие компании смогли привлечь серьезных инвесторов, как внутренних, так и зарубежных. В частности, по данным Министерства природных ресурсов, крупные инвестиции были сделаны в такие предприятия, как СП "ПермТОТИнефть", "Русская топливная компания" (Пермская область), "Северная нефть", "Байтек Силур" (Республика Коми), СП Теолбент Лтд." (Ямало-Ненецкий АО), "Томск-Петролеум-унд-Газ" (Томская область), "Петросах" (Сахалинская область). Всего независимыми компаниями было привлечено около 1 млрд. долл. инвестиций.

В силу своего размера и положения независимые производители более чутко реагируют на инновационные процессы, внедряя все новое, так как малому предприятию некуда расширяться, и приходится дорабатывать имеющееся месторождения за счет применения новых методов добычи. В мире малые предприятия обеспечивают примерно половину всех технических нововведений в нефтяную отрасль. Однако государство не оказывает российским малым нефтедобывающим компаниям соответствующей поддержки.

Сейчас в России существует 8 крупных нефтяных компаний, соперничающих друг с другом, постоянно укрупняющихся, в том числе и за счет поглощения малых предприятий. Стимулом к такой политике служит и международный рейтинг компании, напрямую зависящий от величины ее запасов. А поглотить малое предприятие означает достаточно дешево прирастить запасы, не вкладывая средства ни в конкурс, ни в разведку. И если государство не будет контролировать этот процессу то исчезновение малых предприятий, включая СП, приведет к утере бережного, квалифицированного отношения к разрабатываемым месторождениям.

Налицо значительная зависимость малых компаний от "большого" соседа, тем более что в руках крупных корпораций сосредоточена практически вся транспортная инфраструктура. Крупные, вертикально интегрированные нефтяные компании монополизируют пользование трубопроводом, который проходит вблизи больших месторождений. Государственное регулирование в этой области практически отсутствует.

В налоговом законодательстве России особенности истощенных месторождений не учтены. Все попытки ввести льготный режим заканчивались тем, что крупные компании переводили в разряд малодебитных вполне продуктивные скважины, в результате чего приходилось возвращаться к налоговой "уравниловке". А она, в свою очередь, приводит к тому, что достаточно продуктивные по мировым меркам скважины остановлены "до лучших времен". Отмена ряда льгот для независимых нефтедобывающих компаний обусловила резкий рост налогов и акцизов. А после введения налога на добычу полезных ископаемых малые нефтяные компании оказались в гораздо более тяжелом положении, чем крупные. В результате ежегодно миллионы тонн нефти остаются неосвоенными и даже безвозвратно теряются.

Ситуацию усугубляет постоянно ухудшающаяся структура разведанных запасов нефти: 80% скважин являются малопродуктивными, 75% всех запасов сосредоточены на уже эксплуатируемых месторождениях. Прирост запасов на протяжении последних лет был получен в основном за счет доразведки ранее открытых залежей, а также перевода запасов из предварительно оцененных в разведанные. Новые открытия - это прежде всего мелкие месторождения с запасами, не превышающими сотни тысяч тонн. В таких условиях роль малых предприятий, обладающих опытом эксплуатации низкопродуктивных месторождений, должна быть повышена.

Государственная поддержка независимых нефтяных предприятий позволила бы довести объемы добычи нефти этими компаниями с сегодняшних 30 млн. до 100 млн. т в год, что составило бы 40% всей добычи в стране. Это способствовало бы улучшению энергообеспечения России, расширению ее экспортных возможностей и более рациональному использованию природных ресурсов.

Налоговая политика в нефтяном секторе

На сегодняшний день система налогов в нефтяном и газовом секторах включает в себя как общую для всех хозяйствующих субъектов налоговую базу, так и индивидуальные системы налогообложения, предусмотренные, например, в рамках соглашений о разделе продукции. В целом основными являются: НДС и экспортные пошлины (то есть налоги, вычитаемые из валовой выручки при расчете чистой выручки); налог на добычу полезных ископаемых (налог с оборота); налог на имущество организаций; взносы в государственные внебюджетные фонды; подоходный налог; налог на прибыль (доход) организаций.

Параметры доходов нефтяных компаний и уплачиваемых налогов. Согласно данным платежного баланса России, поступления от экспорта нефти и нефтепродуктов в 2003 г. составили 53, 8 млрд. долл. (на 13, 5 млрд. долл. больше, чем в 2002 г.), из них доходы от экспорта нефти - 39, 7 млрд. долл., от экспорта нефтепродуктов - 14, 1 млрд. долл.(17. По данным ЦБ РФ (http: //cbr.ru/statistics/credit_statistics/).)На внутреннем рынке нефтяные компании в 2003 г. заработали порядка 14 млрд. долл. Таким образом, общая выручка отечественного нефтяного сектора от деятельности на внешнем и внутреннем рынках превзошла 65 млрд. долл. Налоговая нагрузка на нефтяную отрасль в 2002 г. составила примерно 17 млрд. долл., что на 3 млрд. долл. превышает объем налогов и сборов, уплаченных в 2001 г.(18. Выгон Г. Оценка налоговой нагрузки па российские ВИНК в 2000-2001 годах. М.: Институт финансовых исследований, 2002, с. 26.)

Но несмотря на увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании по мере роста цен на нефть, доходы нефтяного сектора продолжают увеличиваться. Так, сравнительная налоговая нагрузка в 2001 г. составляла 37, 6 долл./т. В 2002 г. она возросла до 44, 8 долл./т. Но при сопоставлении данного уровня налоговой нагрузки с. общим уровнем добычи нефтяных компаний обнаруживается, что в 2002 г. отрасль заработала на 7 млрд. долл. больше, чем в 2001 г.(19. Там же, с. 27.)

Объяснение этому кроется в активном использовании компаниями схем по оптимизации налогообложения. Наиболее активное налоговое планирование демонстрировали компании "Сибнефть", ЮКОС, "ЛУКойл" и ТНК(20. Следует отметить, что в 2003 г. "ЛУКойл" и ВР-ТНК отказались от схем по оптимизации налогообложения: если в 2002 г. выплаты налога на прибыль были минимизированы до 12-14%, то по результатам 2003 г. эти компании планировали заплатить 22 и 23% соответственно.). Чистая прибыль "Сибнефти" и ТНК вообще формируется вне российской налоговой юрисдикции. А самая высокая налоговая нагрузка - у компании "Сургутнефтегаз". Если бы остальные компании платили налоги, как "Сургутнефтегаз", то бюджет получил бы на 2, 5 млрд. долл. больше в 2000 г. и на 1, 9 млрд. долл. в 2001 г.(21. Выгон Г. Оценка налоговой нагрузки на российские ВИНК в 2000-2001 годах, с. 1.)

Относительно низкое налоговое бремя российских нефтедобывающих компаний констатируют и ведущие международные организации. Так, МВФ признает, что "налоговое бремя в российском нефтяном секторе действительно относительно низкое по сравнению с другими основными странами-производителями"(22. Ведомости, 2003, 3 марта.). Однако, по свидетельству директора департамента Минфина РФ М. Моторина, "нефтяники консолидировано выступают против" любых покушений на их сверхдоходы(23. Ведомости, 2003, 4 апреля.), и это, по-видимому, пока что имеет решающее значение.

Тем не менее без волевого решения государства реинвестировать деньги, получаемые за счет экспорта природных ресурсов, в высокотехнологичный сектор, переход России на инновационный путь развития вряд ли возможен. Об этом заявлено и в Программе социально-экономической политики Правительства РФ на среднесрочную перспективу. (2003-2005 годы): "Политика без "проигрывающих" -создание экономических стимулов для добровольного перетока финансовых ресурсов из сырьевых экспортных отраслей в обрабатывающие сектора"(24. КоммерсантЪ, 2003, 6 февраля, N 20.). Очевидно, не существует рыночных механизмов, которые бы обязали российских нефтяников вкладывать средства в тот или иной сектор экономики. Например, компания "Сибнефть" свыше 90% прибыли в 2002 г. направила на дивиденды. В этой связи представляется разумным ограничить долю прибыли, направляемой на дивиденды, 40%, что будет соответствовать мировой практике.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Как рычаг изъятия части природной ренты в России действует налог на добычу полезных ископаемых. До начала 2004 г. большинство недропользователей уплачивали этот налог в процентах от стоимости добытого сырья (например, для предприятий газовой отрасли ставка налога составляла 16, 5%). Но поскольку таким понятием, как "стоимость" можно легко манипулировать, что и делали вертикально интегрированные нефтяные компании, НДПИ в нефтегазовой отрасли с 1 января 2004 г. взимается не в процентах от стоимости, а в определенной сумме с тонны нефти и 1000 куб. м газа. Для нефтяных компаний на период до 2005 г. схема уплаты НДПИ такова: если цена российской нефти (марки Urals) на мировом рынке не превышает 8 долл. за баррель, то компания налог не платит; при цене нефти в 16 долл. за баррель налог составляет 340 руб./т; при цене нефти 25 долл. за баррель и курсе доллара 30-32 руб./долл. - 600 руб./т. В газовой отрасли ставка составляет 107 руб. за 1000 куб. м.

Подобное установление налоговой базы в натуральном выражении и ставки, изменяющейся в зависимости от мировой конъюнктуры, говорит о том, что государство готово делить с нефтяным бизнесом риск падения мировых цен на нефть. Этот же принцип заложен и в законе "О таможенном тарифе" в части шкалы экспортных пошлин. Если цены на нефть опускаются ниже 15 долл. за баррель, экспортные пошлины равняются нулю.

Положительный момент данного механизма налогообложения нивелируется его унифицированным подходом. НДПИ не учитывает уникальность каждого месторождения, что ведет к дискриминации: на месторождениях с низкими издержками можно получать чрезмерную прибыль, в то время как разработка мелких месторождений становится непривлекательной. Ввиду того, что операторами низкодебитных месторождений являются, как говорилось выше, преимущественно малые независимые компании, то подрываются сами основы их существования. Напомним, что независимые компании являются наиболее эффективными налогоплательщиками, а по относительному объему инвестиций опережают средние показатели вертикально интегрированных нефтяных корпораций.

В России 380 млн. т нефти в год добывается из 130 тыс. скважин со средним дебитом 8, 4 т/сутки, а в США аналогичный объем нефти добывается из 600 тыс. скважин со средним дебитом 1, 6 т/ сутки. За последние 12 лет в России из-за убыточности по причине неэффективной системы налогообложения из эксплуатации выведено более 250 тыс. скважин, а в недрах освоенных месторождений брошено более 3 млрд. т потенциально добываемой нефти(25. Машинский В., президент Союза предпринимателей малого бизнеса. Интервью. - КоммерсантЪ, 2003, 24 апреля, N 72.). Выход из создавшейся ситуации - в использовании гибкой системы налогообложения, где ставка НДПИ учитывает особенности отдельных месторождений и стадии их разработки.

При введении гибких ставок НДПИ отпадает также необходимость во введении самостоятельного налога на дополнительные доходы от добычи углеводородов (НДД). Изъятие справедливой доли ренты и принятие во внимание всех особенностей конкретного месторождения можно оговорить в концессионном договоре. Ставка НДПИ на начальной стадии добычи должна быть небольшой, на среднем этапе стабильной добычи ее можно значительно увеличить, а по мере исчерпания месторождения она должна снижаться. Ставка должна зависеть от: суточной добычи; локализации месторождения (суша, мелководный шельф, глубоководный шельф); типа полезных ископаемых (нефть, природный газ); даты открытия месторождения ("старое" оно или "новое"); фактической рентабельности (внутренней нормы доходности) проекта.

Здесь стоит отметить, что многие руководители крупных нефтяных компаний выступают против дифференциации, полагая, что "наличие коэффициентов приведет к произволу чиновников, устанавливающих конкретный размер ставки и как следствие к коррупции". Представители ЮКОСа, "ЛУКойла", ТНК и "Сибнефти" отмечают, что "индексация налоговой ставки неизбежно приведет к неоднозначности и произволу при расчете ставки налога, что противоречит основам налогового законодательства РФ и на практике приведет к разногласиям и судебным разбирательствам как с проверяющими органами, так и с органами, утверждающими поправочные коэффициенты"(26. КоммерсантЪ, 2001, 21 мая, N 85/П.). Однако среди как руководителей крупного нефтяного бизнеса (например, глава компании "Сургутнефтегаз"), так и государственных чиновников есть немало оппонентов, считающих, что дифференциация просто необходима. "Есть такие объективные показатели, которые оценить достаточно легко. Например, сложность горногеологических условий или коэффициент выработанности запасов"(27. Богданов С., руководитель компании "Сургутнефтегаз". Интервью. - Коммерсантъ, 2001, 14 апреля, N 67.).

Экспортные пошлины. С 1 января 2002 г. введен в действие новый механизм расчета ставок вывозных таможенных пошлин - платежа, устанавливаемого только применительно к экспортируемому минеральному сырью. Порядок расчета такой: МЭРТ каждые два месяца отслеживает средние цены на российскую марку Urals при помощи мониторинга торгов на Лондонской и Роттердамской нефтяных биржах, а также используя данные агентств Platts и Petroleum Argus, и путем подстановки в соответствующую формулу получает новую ставку пошлины, которая вступает в силу через месяц. Таким образом, результат зависит только от колебаний цен на мировых рынках, российское правительство лишено права самостоятельно рассчитывать размеры ставок. С 1 января 2003 г. ставки вывозных пошлин на нефтепродукты ограничены 90% размера ставки пошлины на сырую нефть. Эти пошлины позволяют изымать так называемую ценовую ренту, связанную и с колебаниями биржевых котировок мировых цен, и с разницей мировых и зачастую более низких внутренних цен. И в данном аспекте вывозные таможенные пошлины дублируют налог на добычу полезных ископаемых.

Однако в 2003 г. правительство сделало попытку пересмотреть только начавшую действовать систему с целью повышения пошлин на особо высокие доходы от продажи нефти и газа в результате роста мировых цен на них выше определенного уровня. Попытки правительства хотя бы таким косвенным способом изъять природную ренту, конечно, имеют определенный смысл, но при этом возникает вопрос: стоит ли жертвовать создающимся имиджем России как страны со стабильной и предсказуемой налоговой системой?

Учет отраслевой специфики. Налог на имущество нефтедобывающих компаний почему-то не распространяется на нефте- и газопроводы. Полезно рассмотреть опыт США, где налог на имущество, как отмечалось выше, подразумевает включение в налоговую базу не только земельного участка, но и полезных ископаемых в его недрах. В такой ситуации добывающей компании нет смысла без необходимости увеличивать доказанные запасы.

С 2003 г. изменился порядок уплаты акцизов на нефтепродукты - если раньше акцизы в полном объеме взимались на производстве, теперь половину акцизов будут платить продавцы (на внутреннем рынке - нефтеперерабатывающие заводы и автозаправочные станции). Данная практика ведет к дальнейшей монополизации нефтеперерабатывающего рынка России, поскольку в этой системе независимым НПЗ и АЗС гораздо сложнее платить налоги, чем входящим в структуру какой-либо интегрированной компании. Следовательно, новый порядок уплаты акцизов так же, как и механизм взимания НДПИ, превратился в инструмент конкурентной борьбы, направленной на передел нефтяного рынка.

Ряд проблем связан и с распределением уплачиваемых налогов между федеральным центром, регионами и муниципальными образованиями. Например, с введением Налогового кодекса доля федерального бюджета в поступлениях от нефтяного сектора снизилась на 2%, доля региональных бюджетов выросла на 5%, а доля местных бюджетов уменьшилась на 3%(28. Сводный доклад Национального инвестиционного совета "Пути совершенствования системы государственного регулирования нефтяного комплекса". М., 2002, с. 18.), что поставило их в лучшем случае в затруднительное положение, а в худшем - в полную зависимость от властей субъектов Федерации.

В то же время, поднимая вопрос о повышении налогообложения нефтяных компаний, следует принимать во внимание их инвестиции в расширение транспортной инфраструктуры, что, как уже отмечалось, является на сегодняшний день крайне актуальной проблемой. По некоторым оценкам, объемы инвестиций, осуществляемых нефтяными компаниями в эту сферу, сопоставимы с размерами недоплачиваемых налогов. Поэтому необходимо точно оценить порог общей суммы налогообложения, превышение которого лишит компании возможности осуществлять крупные инвестиционные проекты.

Управление государственными доходами от экспорта нефти

Распределение "нефтяных" доходов государства может преследовать широкий спектр целей: стабилизация доходов бюджета в условиях непредсказуемости мировых цен на нефть; обеспечение будущих поколений за счет современных "нефтяных" доходов; накопление ресурсов в ожидании наступления благоприятного баланса между объемом наличных ресурсов и потребностями или между управленческим ресурсом и способностью экономики принять инвестиции.

По примеру некоторых нефтедобывающих стран (Норвегия, Кувейт, Венесуэла, Оман), где данными вопросами занимаются специальные фонды, в России в 2003 г. правительство подготовило законопроект "О внесении изменений и дополнений в Бюджетный кодекс Российской Федерации в части создания Стабилизационного фонда Российской Федерации". В соответствии с этим документом принято решение начиная с 2004 г. все дополнительные государственные доходы от экспорта нефти при превышении ее мировой цены 20 долл. за баррель (Urals) направлять в Стабилизационный фонд. Минимальный объем Стабилизационного фонда рассчитан исходя из зачисления в него только поступлений от основных источников - таможенной пошлины на нефть и нефтепродукты и НДПИ на нефть. Максимального объема Фонда предполагается достигнуть при условии дополнительного зачисления в него всей суммы прогнозируемых в условиях благоприятной конъюнктуры остатков средств федерального бюджета, в том числе средств финансового резерва по состоянию на 1 января 2004 г. Базовый объем Стабилизационного фонда определен в размере 695, 6 млрд. руб. (23 млрд. долл., что составляет 25% российского бюджета на 2004 г.). На конец 2004 г. в Фонде планируется накопить от 83, 4 млрд. до 264, 3 млрд. руб., на конец 2005 г. - от 184, 9 млрд. до 426, 8 млрд. руб., на конец 2006 г. - от 311, 3 млрд. до 668, 1 млрд. руб.(29. По данным Министерства финансов РФ.) Так как ни в одном из вариантов прогноза Стабилизационный фонд в ближайшие три года не достигнет базового объема, использование его средств на финансирование мероприятий, сокращающих расходы будущих периодов, в ближайшей перспективе не планируется. Иными словами, средства Фонда не будут направляться на погашение внешней задолженности России.

Создание в России Стабилизационного фонда следует оценивать положительно хотя бы потому, что доходы государства от экспорта нефти не будут больше оседать на счетах Минфина и бесконтрольно расходоваться на текущие нужды. В то же время концепция Фонда является стабилизационной, а не накопительной, то есть его средства аккумулируются не для будущих поколений, а в качестве резерва на "черный день" для нынешнего поколения. Целесообразно дополнить концепцию Фонда накопительным элементом, основываясь, например, на аналогичном опыте Норвегии. Для стимулирования экономического роста также представляется целесообразным часть средств Фонда не вкладывать в зарубежные активы, что, по сути, является вывозом капитала, а использовать их в качестве кредита российским предпринимателям, чтобы они могли немедленно инвестировать эти средства в производство.