ПРОБЛЕМА ГОРНОЙ РЕНТЫ В СОВРЕМЕННОЙ РОССИИ.

В последнее время в нашей стране тема горной ренты, казалось бы, весьма далекая от интересов простых граждан, перешла в разряд остродискуссионных. Полемика, развернувшаяся в СМИ, научных и периодических изданиях между сторонниками и противниками перехода к уплате горной ренты в России по своей сути свелась лишь к одному - обсуждению налоговых форм ее изъятия у недропользователей в государственный бюджет (Российская газета, 2003, 20 ноября, с. 3.). Называют различные размеры такого фискального изъятия - от 2 млрд. до 30 и более млрд. долл. (Российская газета, 2003, 24 октября, с. 5; Глазьев С. Государство должно быть эффективным собственником своего имущества. - Экономические стратегии, 2003, N 5, с. 28; Экономика и жизнь, 2003, N 9, с. 4; Парламентская газета, 2003, 26 ноября, с. 2; Русский фокус, 2003, N 41 (123), с. 19.) При этом отдельные участники дискуссии, манипулируя огромными цифрами, для оценки величины горной ренты предлагают показатели, на наш взгляд, сильно искажающие ее экономическую сущность.

В данной статье мы формулируем собственную позицию по названным проблемам, полемизируя с авторами изданной Институтом экономических стратегий брошюры "Оценки природной ренты и ее роль в экономике России" (Оценки природной ренты и ее роль в экономике России. Рук. автор, колл. член-корр. РАН С.Ю. Глазьев. М., 2003.). Правильно определяя понятие горной ренты с точки зрения экономической теории, авторы упомянутой работы, на наш взгляд, исходят из ошибочных методологических посылок ее количественной и качественной оценок.Обществу навязывается постулат, согласно которому горную ренту в России можно изымать в бюджет государства только в виде налогов, в том числе и такого, как налог на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД). В качестве обоснования предлагаемого подхода приводятся ссылки на опыт Норвегии - по мнению авторов брошюры, его использование способствовало бы значительному увеличению доходов госбюджета.

Анализ дискуссионных проблем расчета и форм изъятия горной ренты проведен нами на примере нефтяной промышленности как наиболее успешно развивающегося рыночного сектора российской экономики.

Горная рента и факторы ее формирования

На основе трехсотлетней эволюции экономических взглядов ученых о ренте можно дать определение горной ренты и выделить факторы ее формирования. Горная рента - разновидность природной ренты; она образуется только в горнодобывающей промышленности и обусловлена горно-геологическими и социально-экономическими факторами добычи полезных ископаемых. В обрабатывающей промышленности, например, в нефтеперерабатывающей, цветной или черной металлургии, отсутствуют факторы возникновения горной ренты. Как известно, выделяют абсолютную и дифференциальную (I и II рода) горную ренту.

Под абсолютной рентой понимается доход, получаемый недропользователем от разработки созданного природой месторождения вне зависимости от его качества. Она возникает в процессе эксплуатации месторождений и определяет уровень нормативных затрат и нормальной прибыли замыкающего месторождения. При этом величина указанных показателей, обеспечивающих простое воспроизводство минерально-сырьевой базы, должна с самого начала оговариваться в лицензионных соглашениях, заключаемых между недропользователем и собственником недр.

Нормативные затраты формируются с учетом современных требований к использованию оборудования, технологии и рабочей силы. Они включают эксплуатационные и капитальные расходы на добычу, затраты на транспортировку нефти, а также все налоги по действующей системе налогообложения, кроме налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Исторически сложилось так, что нормальная прибыль на вложенный капитал (затраты) для нефтедобывающих компаний развитых стран, работающих на своем внутреннем рынке, составляет 5 - 6% годовых (ставка LIBOR + 2 - 3% в виде премии за риск). Однако если эти компании работают как транснациональные в развивающихся странах и странах с переходной экономикой, то нормальная прибыль возрастает до 15 - 17% годовых (ставка LIBOR + 12 - 14% в виде премии за риск). Именно на такой уровень нормальной прибыли должны ориентироваться российские налоговые органы при установлении размера (ставки) НДПИ для всех недропользователей.

Действующая сегодня в России ставка налога на добычу (347 руб. за 1 т добываемой нефти) завышена не менее чем в два раза, что явилось причиной консервации низкодебитных скважин и приостановки работ на низкорентабельных месторождениях. Так, по данной причине в нефтяной промышленности России возросла доля неработающих скважин (в ОАО "ЛУКойл" - 15%, в ОАО "ЮКОС" - 35, в ОАО "Сибнефть" - 45% от действующего фонда скважин) (Нефть России, 2002, N 7, с. 11.), что, в свою очередь, приводит к выборочной (порой хищнической) отработке более продуктивных залежей.

Горная рента, приносящая дополнительный доход вследствие эксплуатации лучших месторождений, называется дифференциальной рентой I рода. Источником формирования дифференциальной ренты II рода выступают высокотехнологичные нововведения, повышающие нефтеотдачу пластов и обеспечивающие более полное извлечение полезных ископаемых. Другими словами, она является следствием инноваций, внедряемых недропользователем. По существу дифференциальная рента II рода - это снижение нормативных издержек, устанавливаемых на уровне средней по отрасли технологии добычи полезных ископаемых.Горная рента как дар природы

Как уже упоминалось, горная рента возникает только в горнодобывающей промышленности при извлечении минерального сырья и его первичной обработке до товарного вида на горно-обогатительном комбинате. Первые товарные продукты обработки минерального сырья по группам полезных ископаемых нормативно установлены в главе 26 Налогового кодекса РФ. В анализируемой же работе "Оценки природной ренты..." наряду с расчетом ренты в добывающей промышленности определяется "горная рента" в цветной, черной металлургии, в других обрабатывающих комплексах, что, по нашему мнению, является методологической ошибкой (Оценки природной ренты и се роль в экономике России, с. 18-20, 22, 34, 72-88 и др.).

Горная рента генерируется только на лучших месторождениях в результате их промышленной эксплуатации. Под ними понимаются месторождения, экономическая эффективность разработки которых выше, чем у "нормальных". К последним относятся месторождения, освоение которых на основе нормативной технологии при действующей системе налогообложения не обеспечивает сверхдохода, но позволяет получить нормальную прибыль (до 17% от выручки). При этом учитываются все налоги и платежи, предусмотренные действующим налоговым законодательством, включая как налоги, взимаемые в соответствии с Налоговым кодексом, в частности, НДПИ, так и платежи согласно закону РФ "О недрах", таможенные пошлины и пр.

Выделим основные факторы образования горной ренты на лучших месторождениях.

1. Количество нефти, добываемое в единицу времени. Для углеводородного сырья оно измеряется среднесуточным дебитом нефтяных скважин. В настоящее время нормальная прибыль в России обеспечивается на месторождениях с дебитами 2 -7 т в сутки. Ясно, что при более высоких дебитах возникает дополнительный доход в виде горной ренты, дарованной природой. Например, в нашей стране существуют скважины, начальные дебиты которых достигают 1000 и более тонн нефти в сутки. Так, на морском Приразломном месторождении начальные дебиты составляют свыше 1500 т нефти в сутки.

2. Качество добываемого минерального сырья. С точки зрения реализации продукции качество нефти оказывает заметное воздействие на показатели эффективности деятельности недропользователя. Так, количество баррелей в 1 т нефти колеблется от 6,8 до 8,0. В нефтепроводе тяжелые и легкие фракции нефти смешиваются, цена реализации соответствует цене смеси в трубе. В мировой практике принято создавать банк качества нефти, в результате одни организации получают надбавки к цене на выходе нефти из трубы, а другие, наоборот, - убытки из-за падения цены на нефть.

3. Стадия 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 течение 5-10 лет, после чего начинает снижаться по мере истощения запасов месторождения. В соответствии с этой закономерностью через 20 - 25 лет после начала эксплуатации месторождения в суточных дебитах извлекаемой жидкости начинают преобладать дебиты воды.

4. Экономико-географические условия. К ним относятся: наличие социальной (железные дороги, линии электропередач, населенные пункты и пр.), производственной и промысловой инфраструктуры (близость магистральных нефтепроводов, донажимных и насосных станций и т.д.); труднодоступность; климатические факторы; показатели буримости пород и др. Естественно, экономико-географические условия предопределяют капитальные и текущие (эксплуатационные) затраты, технологию разработки, а в конечном счете нормативные затраты на разработку и обоснование критериев "нормального" месторождения.

Горная и ценовая рента

В отечественной и зарубежной экономической литературе до сих пор отсутствует четкое разделение понятий "горная рента" и "ценовая рента". Одни исследователи эти понятия разделяют, другие придерживаются противоположного мнения ('Крюков В., Севастьянова А., Токарев А., Шмат В. Эволюционный подход к формированию системы государственного регулирования нефтегазового сектора экономики. Новосибирск, 2002, с. 29; Джопстон Д. Международный нефтяной бизнес. Налоговые системы и соглашения о разделе продукции. М., 2003, с. 22.). Одновременно нет единства взглядов и среди специалистов, считающих, что горная и ценовая рента - не одно и то же. Например, согласно точке зрения Ю. Разовского, необходимо разделять ренту на природную и экономическую, при этом под последней он понимает ценовую и иную социально обусловленную ренту (Разовский Ю. Сверхпрпбыльнедр. М., 2001, с. 23.).

В действительности источником формирования горной и ценовой ренты выступают совершенно разные экономические факторы. Для горной ренты - природные месторождения и условия их эксплуатации, для ценовой - конъюнктурная разница между внутренними и внешними (экспортными) ценами. В то же время неправомерно отождествлять ценовую ренту и квазиренту (Николаев И., Калинин А. Природная рента: цепа вопроса (па примере нефтяной отрасли). Аналитический доклад. - http://www.fbk.ru/live/researcli.asp; Яковец Ю. Рента, антирента, квазирента в глобально-цивилизационном измерении. М., 2003, с. 9, 15, 133-135.), понимаемую иногда как псевдорента. И если первая обусловлена периодическими колебаниями мировых цен на биржевом (организованном) рынке сырой нефти, то квазирента в основном связана с хаотическими колебаниями внутренних цен на сырую нефть в условиях небиржевого (неорганизованного) национального рынка.

В основу расчетов величины горной ренты в упомянутой работе "Оценки природной ренты..." положена ценовая рента (Оценки природной ренты и ее роль в экономике России, с. 8, 17, 21 -31, 33, 36, 39-41 и др.). По нашему мнению, в состав горной ренты, генерируемой благодаря различным условиям добычи, неправомерно включать ценовую ренту, источником которой сегодня являются высокие цены на нефть. Известно, что факторы образования ценовой ренты не зависят от природных свойств объекта. Она возникает и при экспорте товаров, не связанных с минерально-сырьевой базой, например, при повышении мировых цен на меховые изделия или вооружение. Следовательно, ценовая рента есть некоторый остаточный доход, превышающий горную ренту за счет роста мировых цен на нефть и наличия различных экспортных льгот, в частности, освобождения от НДС экспортируемой нефти.

Одновременно вызывают возражения и подходы авторов анализируемой работы к межстрановым ценовым сопоставлениям. Они предлагают пересчитывать внутрироссийские цены, в том числе и на нефть (нефтепродукты), в доллары не по валютному курсу, а по паритету покупательной способности (ППС) рубля (10 руб. за 1 долл.). В результате такого пересчета делается вывод, что внутренние цены на топливо и энергию в России нельзя считать заниженными. Более того, они заявляют, что внутренние цены на российские нефтепродукты держатся на более высоком уровне, чем цены в развитых странах (Там же, с. 22-28.). Но если это действительно так, то не совсем понятно, почему в последнее время стремительно растет экспорт российской нефти и нефтепродуктов. Ведь все должно быть наоборот. Тогда выручка от реализации российской нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке приносила бы если не больший, то по крайней мере не меньший доход, чем от экспорта этих товаров.

На наш взгляд, проблема заключается в неверном подходе к анализу ценовых сопоставлений между странами. В настоящее время сравнивать внутренние цены на те или иные товары (скажем, на нефть) в различных странах по ППС не совсем корректно. Не секрет, что из-за "товарного" содержания ППС при межстрановых ценовых сопоставлениях в национальных валютах возникают сильные искажения. Основная причина этого - гигантские масштабы валютных операций и относительно низкие объемы торговли товарами (и услугами). Последние составляют менее 5% дневного объема валютных сделок, равного 1,5 трлн. долл. США (Алехин Б. Валютный рынок и микроструктурные финансы. - Вопросы экономики, 2002, N 8, с. 52.).

Пересчет внутренних цен в доллары по ППС (а не по валютному курсу) не позволяет учитывать воздействие на внутренние цены таких факторов, как движение капиталов (прямые и портфельные инвестиции), изменение процентных ставок (по кредитам и депозитам), стремительное развитие рынка деривативов (опционов, свопов, фьючерсов и пр.), не поступившую экспортную выручку и своевременно непогашенные импортные авансы, изменения золотовалютных резервов, величину чистых ошибок и пропусков в системе платежного баланса, а также размеры обслуживания и погашения внешнего долга (государственного и частного) (Бурлачков В. Денежная теория и динамика экономики: выводы для России. М, 2003, с. 225-228.). Например, часть выручки от экспорта российской нефти может быть направлена на обслуживание внешнего долга, а это - чистый вычет из национального богатства страны. В результате такого платежа возникнет тенденция к снижению курса национальной валюты, что и послужит объективным основанием дальнейшего роста экспорта российской нефти.

Методика расчета горной ренты

Важнейшим фактором формирования горной ренты (абсолютной, дифференциальной I и II рода) является тот, который определяет количество добываемого минерального сырья в единицу времени. Для нефти - это среднесуточный дебит скважин на месторождении. Действительно, при прочих равных условиях (стоимость строительства скважин, себестоимость добычи, затраты на создание производственной инфраструктуры, социально-экономическое положение в регионе, где находится месторождение) от дебита скважин прямо зависит объем добываемой нефти, а следовательно, и сумма выручки. Соответственно чем больше дебит, тем выше, например, общая масса дифференциальной горной ренты I рода, обусловленная исключительно социально-экономическими и горнотехническими факторами разработки месторождения.

Ниже приведен примерный расчет суммы дифференциальной горной ренты I рода в нефтедобывающей промышленности (см. табл.) с использованием количественной зависимости горной ренты от среднесуточных дебитов скважин (см. рис.). При этом оговоримся, что наш расчет носит сугубо иллюстративный характер.

Величина дифференциальной горной ренты I рода определяется по формуле:

[формула]

[далее по тексту формулы]

Примерный расчет дифференциальной горной ренты I рода (рентных платежей) в нефтедобывающей промышленности исходя из среднесуточных дебитов скважин

Замыкающим признается месторождение, среднесуточные дебиты которого позволяют с учетом действующей системы налогообложения, включая налог на добычу нефти как абсолютную ренту, обеспечить недропользователю нормальную прибыль (до 17% на вложенный капитал, затраты) при условии, что его капитальные и эксплуатационные затраты на добычу и транспортировку нефти не превышают нормативные затраты, соответствующие принятой среднеотраслевой технологии и технике добычи нефти. Основу предлагаемого расчета дифференциальной горной ренты I рода в нефтедобыче составляют следующие показатели:

- дебит на замыкающих месторождениях;

- принятая цена продажи сырой нефти внутри России независимым нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ);

- объем добычи нефти в принятых интервалах изменения среднесуточных дебитов по месторождениям.

Поскольку данные показатели зависят от условий региона добычи, то расчеты дифференциальной горной ренты следует производить по главным нефтедобывающим регионам, после чего суммировать полученные результаты по России в целом. Региональные значения основных показателей существенно различаются между собой. Так, в Поволжье (Татарстан, Башкортостан) дебит замыкающих месторождений равен примерно 2 т/сутки, в Ханты-Мансийском АО он приближается к 10 т/сутки. В новых добывающих регионах этот показатель может достигать 20 - 30 т/сутки.

Подчеркнем, что расчет дифференциальной горной ренты I рода необходимо производить исходя из внутрироссийских цен поставки сырой нефти независимым НПЗ. Другими словами, при расчете дифференциальной ренты нельзя применять внутрикорпоративные (трансфертные) цены реализации нефти на "свои" НПЗ внутри вертикально интегрированных нефтедобывающих компаний. Здесь целесообразно воспользоваться опытом Норвегии и для расчета рентных платежей устанавливать нормативные (справочные) цены реализации сырой нефти внутри России.

График: Влияние дебитов скважин на образование горной ренты в нефтяной промышленности России

Регулирование системы рентных платежей в нефтяной отрасли Норвегии

В исследовании "Оценки природной ренты..." говорится о необходимости введения в России НДД (См.: проект Федерального закона "О внесении изменений и дополнений в Часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации, а также о внесении изменений в другие акты законодательства Российской Федерации", подготовленный депутатами Государственной думы РФ С. Глазьевым и С. Прощиным.). В качестве обоснования такого подхода авторы ссылаются на опыт Норвегии, которая якобы изымает 80% сверхдоходов нефтяных компаний.

Например, если бы в России в 2000 г. НДД уже действовал, то госбюджет дополнительно увеличился бы на 380 млн. руб., или на 18% (Оценки природной рейты и ее роль в экономике России, с. 6, 9; Глазьев С. Почему мы самые богатые, а живем так бедно? Вопросы и ответы. М., 2003, с. 45.). Обратимся к основным положениям налоговой системы Норвегии в данной области.

Помимо общего законодательства о налогообложении капитала и дохода законодательство Норвегии по нефти и газу (Законодательство Норвегии по нефти и газу. Т. I. M., 1999.) насчитывает 5 законов и более 30 указов короля и постановлений правительства, которые детально регламентируют как собственно нефтяную деятельность, так и налогообложение нефтяной отрасли, включая формирование нормативных затрат и установление нормативных (справочных) цеп при определении доходов нефтяных компаний. Рассмотрим важнейшие из них.

Законом "О налогообложении нефти" (принят 13.06.1975 г.) устанавливаются специальные правила определения капитала и дохода при разведке и разработке подводных нефтяных месторождений. В соответствии с ним нефтяные компании уплачивают специальный налог на доход по ставке, устанавливаемой норвежским парламентом (Стортингом). При этом размер (сумма) капитала и дохода, с которого уплачивается специальный налог, устанавливается Нефтяным налоговым советом. Минимальный размер специального "нефтяного" налога равен удвоенной ставке па-лога па доход (28% х 2 = 56%). Специальный налог взимается с части дохода, превышающей доход от деятельности, которая составляет основу для оценки обычного налога па доходы (если отношение дохода к выручке превышает 15%).

Закон "О нефтяной деятельности" (принят 22.03.1985 г.) регулирует порядок предоставления лицензий и их отзыва, залог и передачу прав, требования к правилам добычи нефти и ответственность за ущерб, причиненный загрязнением окружающей среды. Лицензия выдастся на блоки размером 15 минут широты и 20 минут долготы (Для справки, в России не установлены предельные размеры лицензионных участков, что приводит к передаче больших территорий одному недропользователю.). Добыча допускается только после одобрения министерством подробного плана разработки и эксплуатации нефтяного месторождения, включающего размещение установок для добычи нефти.

Постановление "Об установлении нормативной цепы" (указ короля Норвегии от 25.06.1976 г.) принято в соответствии с законом "О налогообложении нефти". В постановлении фиксируется порядок расчета трех нормативных цеп: для целей налогообложения добычи нефти, для определения размера платы за недра и для транспортировки нефти. Нормативная цена устанавливается раз в квартал с учетом стоимости транспортировки нефти к месту доставки.

О возможности введения НДД в России

Обсуждаемый в Государственной думе РФ проект закона о налоге на дополнительный доход от добычи углеводородов базируется на расчете так называемого Р-фактора, определяемого отношением накопленной выручки к накопленным затратам. Так, при его значении от 1,0 до 1,1 ставка НДД равна нулю, а при увеличении Р-фактора ставка НДД последовательно повышается от 15% (при значении Р-фактора в интервале 1,1 - 1,2) до 60% (при значении Р-фактора, превышающем 2,0).

Прежде всего отметим, что в мировой практике Р-фактор почти нигде не применяется, в том числе и в Норвегии. Тому есть несколько причин. И главная состоит в том, что Р-фактор не отражает эффективности хозяйственной деятельности в налоговом периоде (квартале). Приведем пример.

Пусть выручка за налоговый период равняется 1000 ед. Предположим, что через десять налоговых периодов накопленная выручка составила 10000 ед., а накопленные затраты - 9500 ед. В этом случае Р-фактор равен (10000 : 9500) = 1,05, то есть ставка НДД равна пулю. Допустим, что в следующем налоговом периоде выручка составила 1000 ед., а затраты - 600 ед. В данном случае Р-фактор равен (11000 : 10100) = 1,09, что снова приводит к нулевой налоговой ставке па дополнительный доход, хотя эффективность в этом налоговом периоде была весьма высокой [(1000 - 600) : 1000] х 100%=40%.

Вторая причина, не позволяющая применять НДД в России, заключается в невозможности точного определения прибыли из-за расплывчатости понятия "затраты", которые всегда можно увеличить. В отличие от Норвегии в России нет четко утвержденных правил расчета нормативных затрат, как и обоснования нормативной технологии.

Третья причина - отсутствие в России законодательных актов, регулирующих, как в Норвегии, установление нормативной цены для целей налогообложения добычи нефти, определения размера платы за недра, транспортировки нефти.

Таким образом, применение НДД в России не приведет к желаемому изъятию сверхдоходов у нефтяных компаний и не обеспечит заметного увеличения доходной части госбюджета.

Горная рента - не столько налог, сколько рентный платеж

Дискуссии между сторонниками и противниками введения горной ренты в России (Российская газета, 2003, 24 октября, с. 5.) сводятся по сути к изложению лишь одной точки зрения: горная рента - это налог и она должна изыматься только через налоговую систему. Так, по мнению противника изъятия горной ренты депутата Государственной думы РФ М. Задорнова, следует говорить не столько о горной ренте, сколько о налоговой нагрузке на конкретную отрасль. Вместе с тем сторонники введения горной ренты в России также считают, что рента - это налог и поэтому ее надо рассматривать в качестве основания для фискального увеличения налоговой нагрузки (Оценки природной ренты и ее роль в экономике России, с. 9.).

Споры между сторонниками и противниками введения горной ренты касаются лишь количественных оценок: сколько дополнительных денежных средств можно изъять в бюджет государства через систему налогообложения. И если по данным Минэкономразвития России, в нефтяной промышленности в 2002 г. можно было изъять налогов на 2 млрд. долл. больше, то по расчетам члена-корр. РАН С. Глазьева, - на 8 млрд. долл., или в четыре раза больше (Коммерсант, 2003, 30 октября, с. 5.).

На наш взгляд, горная рента - не столько налог, сколько рентный платеж. С одной стороны, горная рента, точнее, ее часть, составляющая абсолютную ренту, может рассматриваться как налог, например, в виде НДПИ, регулирующего отношения между государством и недропользователем по поводу эксплуатации последним созданного природой месторождения вне зависимости от его качества. Указанный налог платят все недропользователи. Однако его размер должен быть таким, чтобы были обеспечены потребности страны в данном полезном ископаемом и осуществлялось простое воспроизводство минерально-сырьевой базы страны. При этом если рассматривать НДПИ как форму изъятия абсолютной ренты, то вполне оправданы его (плоские) налоговые ставки, дифференцированные только по видам добываемых полезных ископаемых в зависимости от средней рентабельности их добычи.

С другой стороны, горная рента, а именно ее дифференциальная часть, представляет собой дифференцированный рентный платеж, устанавливающий взаимные обязательства государства и недропользователя по поводу участия последнего в эксплуатации лучших месторождений. Взаимные обязательства проявляются в том, что дифференциальная рента I рода в виде рентных платежей изымается у недропользователя и направляется во внебюджетные фонды государства, например, для обеспечения потребности страны в расширенном воспроизводстве ее минерально-сырьевой базы и другие социально значимые цели.

Наоборот, рентные платежи от дифференциальной ренты II рода остаются в собственности недропользователя. Данная рента, являющаяся заслугой не государства, а недропользователя, и должна стимулировать его к инновациям в нефтедобыче. Поэтому в рентные платежи ее включать нельзя. В то же время разделить дифференциальную ренту I и II рода на практике весьма сложно, что порой вызывает необоснованные претензии недропользователя-инноватора на дифференциальную ренту I рода.

Изложенный нами подход к распределению видов горной ренты позволит нормализовать систему рентных отношений между государством как собственником недр и недропользователем. Кроме того, законодательное закрепление прав участников рентных отношений на ту или иную часть горной ренты сделает их более прозрачными и взаимовыгодными. Государство будет получать абсолютную ренту в виде НДПИ и дифференциальную ренту I рода, а недропользователи - дифференциальную ренту II рода.

Ренту должен платить тот, у кого она возникает, а не граждане России, приобретающие товары и услуги, в цену которых входят рента и налоги на недропользование. Иными словами, чтобы у недропользователя образовалась рента в денежном выражении, он должен включить ее в рыночную цену реализации товаров и услуг, например, бензина. Поэтому ренту необходимо взимать со стоимости первых товарных продуктов, полученных из минерального сырья, не повышая стоимости товарных продуктов последующих стадий его переработки.

Рента сверху не видна

Подчеркнем, что сегодняшние дискуссии вокруг количественного расчета горной ренты лежат в макроэкономической плоскости. Однако на этом уровне, на наш взгляд, ренту рассчитать нельзя. Пример тому - анализ бюджета нефтяной отрасли за 2002 год.

Изучение данного бюджета показывает, что па макроуровне дополнительной горной ренты нет и быть не может. Более того, существующая налоговая нагрузка на нефтяную отрасль близка к предельной и в 2002 г. с учетом НДС, прямых и косвенных выплат РАО ЕЭС, ОАО "Транснефть" и МПС составила 57% выручки отрасли. Поэтому если из нее (60,5 млрд. долл.) вычесть себестоимость добычи и переработки нефти (15,2 млрд. долл.), затраты па транспортировку нефти и нефтепродуктов (9 млрд. долл.), инвестиции в бизнес (10,0 млрд. долл.), налоги (21,7 млрд. долл.), расходы на приобретение активов (2,8 млрд. долл.) и дивиденды акционерам (1,8 млрд. долл.), то дополнительный чистый доход нефтяных компаний России в 2002 г. будет равен пулю (http:// www. antircuta.ru/russia_oil.shtml.).

Как видно, в расчете горной ренты, основанном на макроэкономическом подходе, используются усредненные данные по нефтяной отрасли о текущих (эксплуатационных) и капитальных затратах, расходах на транспортировку, прямых и косвенных (обслуживающих, административных и пр.) затратах. При этом косвенные и прочие затраты принимаются в размере 30 - 40% от величины прямых. В то же время в макроэкономических расчетах не учитываются амортизация как часть потока денежной наличности недропользователя, а также тот факт, что капитальные вложения не дифференцированы на портфельные и прямые.

Таким образом, макроэкономические показатели носят в основном декларативный, бездоказательный характер. Они настолько агрегированы, что при расчете горной ренты приводят к серьезным ошибкам. Собственно говоря, в указанных расчетах определяется не горная рента, а некий избыток прибыли. Поэтому их можно образно сравнить со "средней температурой по больнице", которая, как известно, ни о чем не говорит и ничего не доказывает.

Мониторинг конкретных природных объектов

Согласно данным многих авторитетных источников, до недавнего времени из России ежегодно вывозилось до 25 млрд. долл. Безусловно, в основе этого лежит горная рента (и в первую очередь дифференциальная рента I рода), которая присваивается и капитализируется отдельными недропользователями страны. Выше было показано, почему невозможно точно рассчитать горную ренту на макроэкономическом уровне. По нашему мнению, более точными являются расчеты на микроуровне - применительно к конкретным месторождениям.

В России разрабатывается примерно 1500 нефтяных месторождений. Из них 35 - 40 месторождений обеспечивают более 80% годовой добычи нефти в стране. Поэтому нами принят подход к расчету нефтяной ренты по каждому из крупных месторождений, после чего рента в целом по России определяется путем суммирования рентного дохода по ним.

Размер ренты будет зависеть от соответствующих социально-экономических, горно-геологических и горнотехнических условий разработки месторождений. На величину ренты, как уже упоминалось, влияют дебит скважины, уровень освоения и обустройства месторождений, количество и качество запасов нефти и газа, использование современного добывающего оборудования и технологий, степень удаленности от трубопровода или транспортных (железнодорожных) коммуникаций, наличие высококвалифицированной рабочей силы и организация эффективного менеджмента.

Все эти факторы учитываются при геолого-экономической оценке (ГЭО) конкретного месторождения, которая должна выступать неотъемлемой частью выдаваемых лицензий. В ГЭО фиксируется чистый доход недропользователя, который является горной рентой, подлежащей взаимоприемлемому разделу между государством и недропользователем. Например, часть рентных платежей можно оставить недропользователю для инвестиций в новые лицензионные участки. Только мониторинг действующих лицензий и лицензионных соглашений, включающих ГЭО, позволит объективно установить сумму ренты и регулировать поступление рентных платежей в специальные внебюджетные фонды, средства которых, по нашему мнению, должны расходоваться на социально значимые и экономически эффективные цели, стоящие перед российским обществом.

***

Подведем итоги. Расчеты величины горной ренты на макроэкономическом уровне лишены смысла, так как не отражают ее экономической сущности. Она возникает и может быть рассчитана только на уровне конкретных месторождений.

НДПИ следует понимать как изъятие абсолютной ренты. Он должен иметь единые налоговые ставки, дифференцируемые только по видам добываемых полезных ископаемых. В условиях действующей в России налоговой системы введение НДД не позволит изымать сверхдоход у недропользователей.

Изъятие дифференциальной горной ренты не может происходить через налоговый механизм. В этой связи в лицензионные документы следует включать геолого-экономическую оценку месторождения и сумму рентных платежей, вытекающих из нее.