Глазова Е.С.,
к. э. н., ведущий научный сотрудник
Института мировой экономики
и международных отношений РАН
Степанова М.П.,
к. э. н., старший научный сотрудник
Института мировой экономики
и международных отношений РАН
Аннотация
В статье исследуются тенденции развития налоговых режимов в нефтедобыче за рубежом.
Показаны отличия концессионного и контрактного типов налогообложения в рамках трех моделей хозяйствования с разной формой собственности. Проанализированы: тенденции смены концессионного режима на контрактный режим и развития разных видов контрактов (СРП, «услуговые» контракты, новый китайский тип контракта в Африке); проблемы совершенствования налоговых инструментов (изменения по налогу на прибыль, скользящая шкала роялти, специальный нефтяной налог, сегментация налоговой базы, бонусы). Подробно рассмотрены: концессионный тип налогообложения на примере Норвегии и контрактный тип – на примере Анголы.
При налогообложении нефтедобычи перед государством стоит двойная цель – во-первых, максимально возможное изъятие ресурсной ренты(1) и, во-вторых, поддержка инвесторов для организации ими экономически наилучшего извлечения углеводородных ресурсов и получения ими справедливой прибыли. Задачей государства является достижение оптимального баланса между этими двумя целями. Задача легко формулируется, но пути ее решения и в теории, и в практике являются предметом непрекращающихся столкновений, споров и эволюционного экспериментирования.
(1) Подробнее о ресурсной ренте см.: Глазова Е.С., Степанова М.П. Особенности налогообложения в нефтегазовой отрасли // Финансовый менеджмент. – 2012. – № 5.
Добыча нефтегазовых ресурсов по сравнению с обычными видами предпринимательства, как правило, отличается сверхприбыльностью. Теоретически нефтяная сверхприбыль представляет собой стоимость самого добываемого ресурса, которую он имеет еще до его извлечения из недр и которую называют ресурсной рентой. Практически это разница между общей выручкой от продажи нефти за минусом всех затрат и некоей средней нормы прибыли, обычной для всех видов предпринимательства, и эту разницу, т. е. ресурсную ренту, государство стремится полностью изъять у ресурсодобывающей компании через систему налогообложения. Эта сверхприбыль на практике зависит от фактической цены продажи (как правило, мировой цены) нефти на данное время, но размер этой сверхприбыли в каждом конкретном проекте разный, так как зависит также от природного качества самого ресурса и издержек его добычи (затрат капитала, стоимости труда и пр.). Большая разница в величине издержек во многом определяется большими различиями в физико-географических условиях месторождений.
Государство и инвесторы стремятся реализовать свое право на справедливую долю нефтяного дохода, но трудность возникает из-за расплывчатой и субъективно понимаемой концепции «справедливости». Не существует объективного критерия, который помог бы увязать противостоящие интересы инвесторов и стран-собственников ресурсов, поэтому напряженность в их отношениях неизбежна. Распределение национального нефтяного богатства между государством и нефтяными компаниями осуществляется через налоговую систему. Положения, отражающие специфику нефтяной отрасли, содержатся либо в специальных параграфах общего Налогового кодекса, либо в отдельном нефтяном налоговом законодательстве. Изменения в налоговом законодательстве являются следствием многообразных факторов, таких как экономическая конъюнктура мирового и отраслевого рынка, технический прогресс и новые технологии в нефтедобыче, а также политические сдвиги в соотношении сил между государствами – собственниками ресурсов и инвесторами. Примером влияния конъюнктуры наналогообложение нефтедобывающих компаний может служить зависимость налоговых платежей от колебаний нефтяных цен. В большинстве нефтедобывающих стран существует высокая степень корреляции роста нефтяных цен и роста нефтяных налогов(1). Однако при падении нефтяных цен не происходит адекватного уменьшения налогов, что ведет к падению нефтяных инвестиций с последующим падением нефтяных доходов государства.
Нефтегазовый налоговый режим определяется также законодательством, регулирующим контрактные схемы и государственное участие в нефтегазовой добыче.
(1) При повышении нефтяных цен в начале XXI в. некоторые страны усилили налогообложение. Так, Великобритания ввела в 2002 г. дополнительный налог 10%, который удвоился в 2005 г. В США были отменены в 2005 г. льготы по некоторым месторождениям (в Аляске) и трижды за 3 года существенно повышались налоги. Венесуэла увеличила роялти по новым месторождениям в 2002 г., отменила льготы по тяжелой нефти в 2004 г., повысила ставки роялти в 2006 г. Боливия повысила роялти с 18 до 50% в 2005 г. Эквадор ввел 60%-ный налог на непредвиденную сверхприбыль в 2006 г. (NakhleC. Petroleum Fiscal Regimes // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Ed. by Daniel Ph., Keen M. and McPherson Ch. International Monetary Fund. Routledge. 2010. P. 109).
Тип, структура, условия всего нефтегазового налогового режима складываются в рамках выбранной страной организационно-хозяйственной модели развития нефтегазовой отрасли. Этот выбор сводится к трем возможным вариантам:
1) на одном полюсе – полная государственная монополия в нефтедобыче (например, Саудовская Аравия, Кувейт, Мексика, СССР до его распада); 2) на противоположном полюсе – полное частное предпринимательство в нефтедобыче (например, США, Великобритания, Канада и другие страны); 3) между этими двумя крайними положениями – разные сочетания государственно-частного партнерства. Подавляющее число нефтедобывающих стран попадают в эту категорию.
Часто конкретный вид такого сотрудничества выглядит как соучастие в нефтедобыче крупной международной нефтяной корпорации и национальной компании в условиях законодательно оформленного государственного контроля.
1. Государственная монополия. При этом варианте собственно налоговый режим практически не имеет значения, поскольку в отрасли нет частных компаний. Государство само составляет и финансирует программу развития нефтегазовой отрасли и осуществляет ее через государственную национальную компанию.
Возникает государственная монополия разными путями. Например, в Мексике государственная нефтяная компания «Пемекс» появилась в 1938 г. в результате национализации. В Саудовской Аравии государственная компания «Сауди Арамко» появилась лишь в 1988 г. после того, как саудовское государство постепенно выкупило всю иностранную долю участия в смешанной арабо-американской компании «Арамко», в руках которой длительное время находился нефтяной бизнес.
Об эффективности государственной монополии существуют разные мнения. В настоящее время большинством экспертов саудовский вариант считается весьма успешным, а мексиканский – критикуется за финансовую и техническую неконкурентоспособность(1). Неэффективность необязательно является следствием госмонополии – неэффективными могут стать и частные компании
в связи с истощением старого или открытием труднодоступного месторождения. В любом случае предпочтение может быть отдано государственной нефтяной монополии, если в стране существу.т необходимая финансово-техническая база и достаточно компетентные кадровые ресурсы для организации всей цепочки нефтедобычи, включая разведку и освоение.
2. Полное частное предпринимательство. При этом варианте наиболее типичным налоговым режимом является концессионный. Государство отдает руль управления отрасли в руки крупной нефтяной компании, как правило, международной, обеспечивая благоприятный инвестиционный климат через налоговый режим и правила регулирования. При этом варианте экономятся собственные финансы государства, но необходимы политическая зрелость и отраслевая компетентность госорганов, чтобы сбалансировать частные и государственные интересы.
Этот вариант существует преимущественно в развитых странах ОЭСР, например в США, причем возникал он и развивался на естественном основании – ведущая международная нефтяная компания изначально являлась резидентом данной страны и со временем часто становилась двигателем ее экономического и технического развития, способствуя росту занятости и притоку значительных средств из-за рубежа. В настоящее время, поощряя конкуренцию и стимулируя технические и технологические нововведения в нефтегазовой добыче, государство предоставляет концессии разным компаниям.
(1) См.: Nakhle C. Petroleum Fiscal Regimes. Op. cit. Pp. 91, 119.
3. Государственно-частное партнерство. При этом гибридном варианте возможны самые разнообразные формы налогового режима (концессионный, контрактный, соглашения о разделе продукции – СРП) и их сочетания. Этот вариант больше характерен для развивающихся стран (Египет, Индонезия и др.), хотя возможен и в развитых странах ОЭСР (например, Норвегия). Цели, возможности, ресурсы, оценки рисков у двух сторон – государства и частного капитала – существенно различаются, однако обе стороны стремятся к партнерству, поскольку каждая из сторон стремится получить то, что принадлежит другой стороне, в обмен на то, чем обладает сама: государство обладает нефтегазовыми подземными (подводными) ресурсами, а частная компания – финансовыми, техническими, управленческими и другими ресурсами, необходимыми для нефтедобычи. Государство оставляет за собой ключевые решения о разведке и освоении новооткрытых месторождений, но не вмешивается в текущую деятельность частных компаний. Этот, третий вариант дает возможность государству сбалансировать национальные политические цели с получением большой экономической выгоды от технических знаний, опыта и экспертизы частного сектора.
Выбранная модель хозяйствования не является окончательной. Она может меняться. Так, в Саудовской Аравии гибридный вариант поменялся на госмонополию. Госмонополия может перейти к гибридному варианту (Азербайджан, Россия) или государственная компания может быть приватизирована, как произошло с Британской национальной нефтяной компанией в Великобритании в 1982 г.
Меняться могут и налоговые режимы в рамках выбранной модели хозяйствования. Рассмотрим эволюцию и особенности двух наиболее распространенных типов налоговых режимов: концессионного и контрактного. Вместе с тем сразу отметим, что в рамках обоих режимов могут использоваться одинаковые налоговые инструменты (бонусы, роялти, налог на прибыль корпораций, ресурсный налог и пр.).
Концессионный (лицензионный) режим возник вместе с зарождением нефтедобычи как промышленной отрасли в середине XIX в. и до сих пор является основным в странах ОЭСР. Контрактный режим появился веком позже, и в настоящее время ему отдают предпочтение преимущественно бывшие колониальные и развивающиеся страны.
С юридической точки зрения различие между двумя типами режимов заключается в том, что при концессионном типе нефтедобывающие компании (НДК) получают право собственности на добытую нефть. При контрактном же режиме это право сохраняется за государством – собственником подземных (или подводных) ресурсов(1).
В первой половине ХХ в. было широко распространено убеждение, что у концессионного режима есть один главный минус – он юридически усиливает позицию частных компаний против позиции государства, в результате чего нефтедобывающие страны находятся в сильной зависимости от международных нефтяных гигантов. Однако с тех пор практика – появление контрактного режима и развитие обоих типов налогообложения – показала, что каждый из них вполне может обеспечить государству одинаковые политико-экономические выгоды.
(1) Передача права владения частным добывающим компаниям на часть добытой нефти возможна и при контрактной системе (типа СРП или аналогичного КРП – соглашения или контракта о разделе продукции).
Слабость же государственной власти в ее отношениях с нефтяными гигантами на заре развития нефтяной отрасли, скорее всего, объясняется не столько собственно концессионным режимом, сколько сочетанием разнообразных политико-экономических, социальных и юридических факторов, которые радикально изменились с тех пор.
КОНЦЕССИОННЫЙ РЕЖИМ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ – ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ
В большинстве стран нефтегазовые запасы по закону являются собственностью государства (или королевской власти в случае Великобритании и ее бывших колоний), пока они находятся под землей или под водой. Государство, предоставляя концессию (лицензию) частной компании в пределах обозначенной территории и срока действия(1), передает ей право владения и распоряжения нефтегазовыми ресурсами, т. е. исключительное право на разведку, освоение, добычу, транспортировку и продажу продукции за счет собственных расходов. Концессия может иметь вид оформленного соглашения или простого разрешения, но в обоих случаях в ней оговариваются права и обязательства сторон, в частности выплата частной компанией государству роялти, налогов, а также поставок части продукции на местный рынок данной страны (нередко по пониженным ценам).
История первых концессий удивляет своими поразительно долгими сроками действия и огромными размерами территории, отдаваемой одной компании-концессионеру. Например, персидская монархия в 1901 г. предоставила концессию одной компании – «W.K. D’Arcy» практически на всю территорию страны со сроком от 60 до 75 лет. Еще раньше можно найти более долгий срок аренды (до 99 лет в Кувейте) с исключительным правом владения полезными ископаемыми, открытыми на концессионных землях. В 1930-х гг. одна наземная концессия распространялась на всю территорию Абу Даби.
При этих ранних договоренностях стране – владельцу ресурса поступали зачастую не такие уж большие доходы, – как правило, ставка роялти фиксировалась на основе объема продукции, а не стоимости добытой нефти. Компания-концессионер сама принимала все важнейшие решения (по темпам и размаху разведки, по целесообразности или нецелесообразности эксплуатации месторождения, по объемам добычи). В этих концессиях не предусматривались перезаключение и изменение условий соглашений или возможность участия государства во владении добываемыми ресурсами. Роль государства была пассивной, обусловленной иностранным политическим давлением и монополистической структурой отрасли с ограниченным числом международных игроков.
После Второй мировой войны с изменением баланса сил в пользу стран – собственников ресурсов стал складываться иной тип концессионных соглашений с гораздо более жестким регулированием и контролем выполнения условий концессии.
(1) Более широкое понятие концессии применяется в США, где издавна признается право частного владения полезными ископаемыми (в частности, за первооткрывателем месторождения и собственником земли, где они находятся, исключая, естественно, федеральные земли).
Усиливается детализация условий, предусматривается выплата бонусов в назначенные сроки по этапам работ, могут применяться такие санкции, как лишение прав на большую часть первоначально разрешенной к эксплуатации территории (особенно если компания не укладывается в сроки по освоению участков). Финансовые последствия этих условий отражаются на размере и сроках налоговых платежей.
Налогообложение нефтедобывающих компаний при концессионном режиме преимущественно осуществляется через три главных инструмента, из которых один является стандартным – налог на прибыль корпораций (CIT – corporate income tax), а два являются специфическими ресурсными налогами (их часто называют рентой) – роялти и специальный нефтяной налог(1).
Налог на прибыль корпораций (НПК) обычно имеет одну базовую ставку, с прописанными в законе условиями вычетов издержек при вычислении налоговой базы и суммы налога, с возможными дополнительными сборами и налоговыми льготами. Ставки налога на прибыль составляют в среднем во многих развитых странах 25–35%. При этом в нефтедобыче в разных странах могут встречаться и более высокие ставки, существуют также различия в расчете налогооблагаемой прибыли.
Общие тенденции в развитии НПК сказываются на ресурсных отраслях.
Из последних тенденций отмечается мировая тенденция к заметному снижению НПК зачастую с одновременным расширением налоговой базы и с уменьшением налоговых льгот (преимущественно в развитых странах). Эта тенденция трактуется как показатель налоговой конкуренции(2). Налоговая конкуренция, по-видимому, вызвана борьбой за привлечение мирового свободного капитала, а также в добывающих ресурсных отраслях – дефицитом технико-управленческих знаний и опыта и дефицитом средств в ресурсных проектах. Тенденция снижения ставок НПК не отразилась на снижении этого вида налоговых поступлений в бюджете государств: во многих странах их доля в ВВП либо не изменилась, либо даже выросла (в ОЭСР – с 2,8% в 1995 г. до 3,7% в 2005 г.). В развивающихся странах картина была более противоречивая: в одних странах снижение ставок НПК не сопровождалось достаточным расширением налоговой базы и привело к падению налоговых поступлений государства; в других ресурсных странах сохранялся высокий уровень налоговых поступлений благодаря взлету цен на сырье (например, в некоторых африканских странах).
(1) Подробнее о стандартных и ресурсных налогах см.: Глазова Е.С., Степанова М.П. Особенности налогообложения в нефтегазовой отрасли // Финансовый менеджмент. – 2012. – № 5.
(2) Средняя ставка НПК в странах ОЭСР снизилась с 36% в 1997 г. до 27,8% в 2007 г., а в странах ЕС – с 35,5 до 24,2%. См. Mullins P. International tax issues for the resources sector // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Op. cit. P. 379.
Из новых тенденций в режиме НПК следует отметить стремление стран к более основательному пересмотру НПК, направленному на устранение дискриминационного налогообложения процента и дивиденда (т. е. форм прибыли на заемный и акционерный капитал). К таким новым явлениям эксперты относят: налоговую льготу в отношении акционерного капитала (ACE – allowance for corporate equity, введена в Бельгии), уравнивающую акционерный и заемный капитал в функции финансирования (из налоговой базы НПК можно вычитать не только процент по заемному капиталу, но и расчетную нормативную прибыль по акционерному капиталу); нулевую ставку НПК в отношении нераспределенной прибыли и сохранении НПК в отношении дивидендов (распределенной прибыли, введена в Эстонии со ставкой 21%), которая привлекает своей простотой и эффективностью при ее сборе и вызвала интерес в Восточной Европе и Центральной Азии; ограничения при вычете процента на заемный капитал из налогооблагаемой базы НПК (введены в Дании, Германии, Канаде)(1). Среди целей этих мер – противодействие механизму налогового планирования, используемому ТНК в целях уклонения от налогов(2), и противодействие «шаткой» капитализации (когда отношение заемного капитала к акционерному чрезмерно большое), т. е. стимулирование компаний к большему использованию акционерного капитала в противовес заемному капиталу.
Роялти представляет собой обычно фиксированную долю от конкретизированного уровня объема добычи либо фиксированную выплату из общей выручки от продажи продукции. Ставки роялти колеблются в пределах от 5 до 25%, но в среднем находятся на уровне 10–15%. Роялти обычно выплачиваются сразу после добычи или продажи, до выплаты других налогов и вычитаются из их налоговой базы. Недостатком роялти является их регрессивность (чем выше рентабельность конкретного проекта, тем ниже выплата роялти относительно прибыли), так как они привязаны почти исключительно к уровню добычи и не связаны с рентабельностью производства.
Однако в механизме роялти происходят изменения. Хотя многие страны традиционно держатся за роялти (США, Канада)(3), другие, например Китай, пошли путем встраивания в механизм роялти элемента рентабельности или цены на нефть. Таким образом, вместо фиксированной доли роялти появилась скользящая шкала с меняющейся ставкой роялти параллельно изменениям цены на нефть. В хорошо организованной и отлаженной ресурсной добыче развитых стран (Великобритания, Норвегия) роялти постепенно уступили место специальному ресурсному налогу на прибыль.
Специальный нефтяной налог обычно взимается в пакете с НПК, но взимается с отдельно взятого проекта или месторождения, а не с суммарного дохода компании. Расчет налоговой базы для спецналога основан на денежных потоках, и спецналог начинает взиматься только после того, как кумулятивный денежный поток становится положительным. Этот налог не взимается до тех пор, пока компания не возместила издержек и не начала получать некий пороговый размер прибыли.
Дополнительные налоговые платежи и инструменты:
1) разного рода бонусы (применяются и в контрактной системе), являющиеся разовыми крупными выплатами государству – владельцу ресурса на определенных условиях и на разных этапах процесса добычи (например, подписные – при подписании контракта или выдаче лицензии, первооткрывательские – при открытии месторождения, производственные – при достижении определенного дневного объема добычи);
2) сегментация налоговой базы (по продукту – нефть и газ отдельно, по отдельным проектам, а не по всему доходу компании, по этапам процесса – добыча отдельно от очищения, переработки).
(1) Mullins P. International tax issues for the resources sector // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Op. cit. P. 381–382.
(2) В рамках налогового планирования ТНК предпочитают финансировать деятельность заграничных филиалов преимущественно за счет заемного, а не акционерного капитала, что позволяет вычитать процент по заемному капиталу из налоговой базы НПК и тем самым уменьшать налоговые выплаты.
(3) В США по нефтедобыче в Мексиканском заливе ставка роялти даже выросла с 12,5 до 16,66%. (Nakhle C. Petroleum Fiscal Regimes / Op. cit. P. 96.)
Сегментация налоговой базы (ring-fencing) ограничивает возможности одной и той же компании производить вычеты из консолидированной налогооблагаемой базы, объединяя затраты по разным лицензиям, месторождениям, проектам, скважинам и т. п., т. е. издержки могут вычитаться только из дохода, полученного от данного проекта или лицензии, а не от других скважин или лицензий;
3) экспортные пошлины;
4) земельные арендные платежи и пр.
Примером одного из самых успешных концессионных режимов в рамках государственно-частного партнерства является Норвегия.
НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ НЕФТЕДОБЫЧИ В НОРВЕГИИ
В настоящее время на нефтяную отрасль в Норвегии приходится 22% ВВП(1), почти половина экспорта, 26% всех инвестиций, 27% налоговых поступлений в госбюджет(2). По мнению норвежских аналитиков, именно нефть обеспечивает профицит государственного бюджета в размере 10% ВВП. Без нефти, по их мнению, в 2002–2010 гг. у Норвегии был бы дефицит госбюджета порядка 4–5% ВВП(3). В нефтяной отрасли Норвегии абсолютно доминирует добыча, а переработка и нефтехимия почти отсутствуют.
Доступ к нефтяным ресурсам находится под жестким контролем норвежских властей с начала открытия нефтяных месторождений в 1969 г., когда были учреждены Министерство нефти и энергетики, Норвежский нефтяной директорат и несколько позже государственная нефтяная компания «Статойл» (Statoil). Функции этой норвежской нефтяной государственной троицы распределились следующим образом. Министерство отвечает за общую политику отрасли и подотчетно Стортингу (парламенту). Директорату даны регулирующие функции и технический контроль. «Статойл» нацелена на экономическую эффективность.
Государство не ограничивается регулирующей функцией контроля и управления нефтяной отраслью через Министерство нефти и энергетики и через Норвежский нефтяной директорат. Оно само является непосредственным участником нефтяного бизнеса через Государственное бюджетное учреждение прямого финансового участия (SDFI)(4) и две крупнейших компании – «Статойл» и «Петоро».
Однако, твердо взяв руль управления отраслью, норвежское государство одновременно вело политику поощрения конкуренции в нефтегазовой добыче путем участия в ней иностранных частных компаний с целью повысить эффективность (в том числе путем снижения рисков), стимулировать передачу специализированных технических и управленческих знаний.
(1) С включением стоимости прямых и косвенных поставок продукции, необходимых для нефтедобычи, доля нефтяного сектора в ВВП больше 26%. (См. сноску 4 на с. 88.)
(2) Данные на 2010 г. См.: Aarsness F., Lindgren P. (Pöyry Management Consulting AS (Norway). Fossil Fuels – At What Cost? Government support for upstream oil and gas activities in Norway. For the Global Subsidies Initiative (GSI) of the International Institute for Sustainable Development (IISD) (Geneva, Switzerland). January 2012. P. 19.
(3) Это выгодно отличает Норвегию от большинства других европейских стран, в которых дефицит госбюджета колеблется от 4–6% (Германия, Австрия, Бельгия, Голландия, Италия и др.) до 9–10% (Греция, Великобритания, Испания и др.). См.: Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op cit. P. 28.
(4) Бюджет SDFI (State Direct Financial Interest) является частью государственного бюджета и ежегодно утверждается Стортингом.
К развитию нефтяного бизнеса подключились еще две норвежские компании (1), а также крупные международные компании. В самом начале для трех норвежских компаний был установлен преференциальный режим, который постепенно ослабевал и закончился примерно к 2000 г. После этого в период 2000–2005 гг. много небольших нефтяных компаний получили лицензии на добычу нефти в норвежском континентальном шельфе (НКШ), но их доля в добыче и доля в числе разрабатываемых скважин (у большинства меньше пяти скважин) существенно меньше, чем у небольшой группы ТНК, обосновавшихся в НКШ в 1960–1970-е гг. («Эксон», «Эни», «Коноко-Филлипс»).
К настоящему моменту в результате ряда слияний 80% норвежской нефтяной добычи в НКШ находится под контролем одной норвежской компании «Статойл». При частичной приватизации «Статойл» в 2001 г. за государством осталось 67% акций этой компании. При этом одновременно была учреждена 100%-ная государственная финансово-инвестиционная компания «Петоро», которая управляет государственными прямыми финансовыми инвестициями и процедурой лицензирования в нефтяной отрасли, т. е. фактически держит под контролем нефтяные ресурсы в НКШ. «Петоро» не занимается оперативной производственной деятельностью, считается некоммерческим агентством, не платит налогов, так как все 100% прибыли непосредственно передаются государству(2). В результате государственный доход от нефти в Норвегии включает три основных источника: налоги от нефтяной добычи, дивиденды от владения государственными акциями компании «Статойл» и доход от государственных прямых инвестиций через Государственное бюджетное учреждение прямого финансового участия (SDFI).
Размеры нефтяной ренты и налогового изъятия в целом являются двумя решающими макроэкономическими показателями государственного управления нефтяной отраслью в Норвегии, проводя линию раздела между нефтегазовой сферой и остальными отраслями. Государственное налоговое изъятие в нефтяной отрасли в Норвегии составляет в настоящее время 78%(3), в других отраслях – 28%. Нефтяная ресурсная рента по результатам анализа официальной статистики, проведенного норвежскими экспертами, составляет почти половину стоимости валового продукта в норвежской нефтедобыче и 11,8% всего ВВП Норвегии(4).
(1) Старейший консорциум «Ношк Гидро» (Norsk Hydro), основавший свою собственную нефтяную компанию, и новая частная компания «Саганефть».
(2) Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op cit. P. 26.
(3) Норвегия находится в группе стран с самым высоким уровнем этого показателя в отличие от США, Великобритании, ЮАР и др. (40–50%) и от Австралии, Эквадора, Перу и др. (60–70%). См. подробнее: Глазова Е.С., Степанова М.П. Особенности налогообложения в нефтегазовой отрасли // Финансовый менеджмент. – 2012. – № 5.
(4) Доля валового продукта всех отраслей, исключая нефтяной сектор, в ВВП Норвегии – 73,6%, доля валового продукта всего нефтяного сектора в ВВП Норвегии – 26,4%, из них соответственно: 11,8%, – доля ресурсной ренты; 9,7% – остальная часть валового продукта нефтяного сектора; 4,9% – доля стоимости продукта, необходимого для нефтедобычи (прямые и косвенные поставки нефтяному сектору). По данным на 2010 г. Источник: Cappelen et al. Redusert petroleumsaktivitet: En utfordring for norsk økonomi?//Økonomiske analyser. N 30 (2). 2011. Pp. 8–15. Взято из: Aarsness F., Lindgren P. (Pöyry Management Consulting AS (Norway)). Fossil Fuels – At What Cost? January 2012. Op. Cit. P. 16.
В Норвегии нефтяная рента изымается через ресурсный налог у ее истоков, на уровне добычи сырой нефти. Спецификой ее изъятия в Норвегии является расчет налоговой базы для ресурсного налога исходя из так называемой нормативной цены (norm price), а не конечной рыночной цены реализации нефти. В отличие от большинства стран, использующих при вычислении налогов в нефтяной отрасли продажную усредненную цену мирового рынка соответствующих марок нефти, норвежский Комитет нормативной цены ежемесячно объявляет так называемую нормативную цену сырой нефти для каждого месторождения, по которой вычисляется налогооблагаемая прибыль и сумма налога, независимо от фактической цены реализации сырой нефти. При этом если фактическая цена превышает нормативную, то дополнительный доход не облагается налогом, а если, наоборот, нормативная цена выше фактической, то продавец все равно облагается налогом по нормативной цене. Использование нормативной цены ставит государство и компании в равное положение на случай неожиданного потенциально возможного получения дохода либо компанией, либо государством при разнице между фактической и нормативной ценой. Нормативная цена снижает зависимость налоговых платежей от колебаний мировых цен на нефть. Введение нормативной цены позволяет также сократить возможности злоупотребления трансфертным ценообразованием ради уклонения от налогов(1). Все это усиливает налоговую стабильность и способствует укреплению доверия к государству со стороны инвесторов.
В Норвегии при концессионной системе с самого начала был внедрен один из самых жестких режимов налогообложения нефтяного производства, который сохранял эту жесткость, несмотря на все изменения в налоговом режиме нефтедобычи. Первоначальная налоговая нефтяная политика в Норвегии была нацелена на привлечение инвестиций в отрасль и подстраивалась под экономические тенденции, специфические для нефтяной отрасли (затраты, технология, доказанные запасы, валютные курсы и нефтяные цены), с тем чтобы обеспечить инвесторам разумную привлекательную прибыльность. В самом начале использовался такой типичный для концессионной системы налоговый инструмент, как роялти, ставка которого менялась несколько раз (сначала 10%, снижение до 8%, снова повышение до 16% в 1972 г., отмена для новых скважин в 1987 г.) и от которого позднее совсем отказались в пользу режима, ориентированного на прибыль.
Кардинальному пересмотру налоговая система в Норвегии подверглась в 1992 г. Главным направлением реформы было стимулирование развития путем снижения налога на прибыль для всех компаний независимо от отраслевой специализации и усиление нейтральности налогообложения в нефтяной отрасли. Иначе говоря, государство стремилось совместить национальные интересы с интересами компаний-инвесторов, т. е. гарантировать обществу значительный доход, а компаниям – обеспечить приемлемую прибыль (для инвестора проект должен сохранять привлекательность и после уплаты налогов).
(1) Трансфертными ценами называют цены между взаимозависимыми сторонами, часто сознательно завышаемые или занижаемые между филиалами ТНК, чтобы перевести максимально возможную часть прибыли в филиал, который находится в юрисдикции с наиболее благоприятным налоговым режимом. Наоборот, в юрисдикциях с высоким уровнем налогообложения компания стремится максимизировать вычеты при расчете налогооблагаемой прибыли, т. е. минимизировать налогооблагаемую прибыль. Кроме того, в ресурсных отраслях трансфертное ценообразование размывает налоговую базу, например, в случаях чрезмерно завышенных цен на техно-управленческие услуги, на продажу лицензий интеллектуальной собственности, на лизинг оборудования в сделках между филиалами ТНК. См. подробнее: MullinsP. International tax issues for the resources sector // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Op. cit. P. 389.
После реформы налогообложения в 1992 г. для подавляющего большинства компаний налог на прибыль был снижен с 50,2 до 28%, и одновременно были отменены разные льготы и послабления при определении издержек, т. е. расширена налогооблагаемая база по НПК. Основная разница в ставках до и после реформы в размере 22% примерно отразила величину всех этих льгот и вычетов.
В нефтяной отрасли до 1992 г. компании облагались налогом на прибыль по ставке 50,2% наряду с любыми другими компаниями. При этом имелось значительное число разнообразных льгот и вычетов, уменьшавших фактическую ставку налога для конкретных компаний. Кроме того, нефтегазовые компании облагались еще специальным нефтяным налогом (ресурсная рента) в размере 30%, что доводило суммарное налогообложение нефтегазовых компаний до 80,2%.
Снижение налога на прибыль до 28% сопровождалось, однако, для нефтегазовых компаний повышением специального ресурсного налога (СРН) с 30 до 50%, что вылилось в суммарную ставку в размере 78% вместо старой ставки 80,2%.
При налогообложении нефтегазовой добычи в НКШ используется довольно льготный режим амортизации(1) по сравнению с остальными отраслями. В Норвегии во всех отраслях амортизация осуществляется методом снижающегося остатка, и к разным классам основного капитала применяются разные нормы списания, отражающие разную скорость обесценения основного капитала в зависимости от экономической продолжительности жизни конкретного типа капитала. Нормы списания основного капитала в Норвегии варьируются довольно значительно: 2% промышленные строения; 4% здания и помещения, гостиницы; 5% оборудование для передачи-распределения электроэнергии; 10% встроенное техническое оборудование в зданиях; 12% самолеты, вертолеты; 14% суда, вышки; 20% нематериальные активы, а также транспортные средства; 30% конторская техника. Если бы эти правила применялись в нефтедобыче, то, по мнению норвежских специалистов, в среднем нормой списания капитала можно было бы считать 10% в год, а период списания был бы намного длиннее, чем сейчас(2).
Особенностью правил амортизации в нефтедобыче Норвегии является двухфазовое списание капитала. Первая фаза, используемая при расчете НПК, позволяет списать до 78% затрат в течение 6 лет. В Норвегии в отличие от многих других стран исключительно для нефтяных капиталовложений при вычислении налоговой базы для НПК разрешается вычет из дохода финансовых издержек, включая проценты по займам и потери из-за валютного курса. Вторая фаза списания капитала введена при расчете 50%-ного специального ресурсного налога, чтобы он не съел стандартную нормальную прибыль в период становления бизнеса. Перед его изъятием налоговая база еще уменьшается путем ежегодного 7,5%-ного вычета в течение 4 первых лет (так называемые стартовые подъемные, или дополнительная амортизация). Это позволяет дополнительно списать 30% из базы при расчете нефтяного налога (что равняется 15% от первоначальных затрат капитала).
(1) По льготности режим амортизации в нефтедобыче сопоставим только с производством гидроэнергии.
(2) Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op. cit. January 2012. P. 12,14.
В сумме эти две фазы списания капитала позволяют окупить до 93% затрат за 6 лет. Такая быстрая окупаемость в столь капиталоемкой отрасли, как нефтедобыча в НКШ, позволяет нефтедобывающим компаниям высвободить средства и реинвестировать их гораздо быстрее, чем компаниям в других отраслях.
Основной тенденцией в продолжающемся реформировании налогообложения в нефтегазовой добыче Норвегии является по-прежнему усиление нейтральности и стабильности налогового режима независимо от колебаний цены нефти, что соответствует проводимой властями политике ответственности государства за принятые обязательства и укрепления доверия к ним со стороны инвесторов. Среди льготных мер такого характера норвежские специалисты называют: перенос убытков компании на будущее с безрисковой ставкой процента; возмещение государством перенесенных на будущее убытков при закрытии компании. К мерам той же направленности относится и принятое в 2004 г. решение о возмещении затрат на разведку компаниям, еще не достигшим статуса налогоплательщика(1). Этот параграф вызвал большие дебаты и много противников в Норвегии, но его принятие было обусловлено серьезными экономическими причинами.
По мере полномасштабной эксплуатации и истощения старых скважин в НКШ к концу ХХ в. производство нефти по физическому объему достигло пика и после 2000 г. стало падать (по стоимости оно продолжало расти за счет роста цен и изменений валютного курса). Правда, падение производства нефти сопровождалось ростом производства газа, которое в 2010 г. по объему даже превысило производство нефти. За предшествующие 10 лет перед поправкой 2004 г. произошел сдвиг в нефтяных инвестициях – выросла доля производственных инвестиций по отношению к долям инвестиций в разведку и в освоение(2). С целью увеличить конкуренцию и число инвесторов на этапе разведки в закон был добавлен пункт о возмещении затрат на разведку на следующий год в размере до 78% произведенных затрат (т. е. на такую же сумму возмещения затрат, на которую могут претендовать старые действующие компании в статусе налогоплательщиков). Тем самым независимо от даты начала деятельности компаний создается единообразное налогообложение всех проектов(3).
Это изменение в законе вступило в силу в 2005 г. и сразу принесло ожидаемые от него результаты. Если в 2004 г в НКШ действовало чуть больше 40 компаний, то в 2005, 2006, 2007 гг. их число росло, превышая 50, 60, 70 соответственно. За 5 первых лет действия этой меры (2005–2009 гг.) ежегодная сумма возмещения за разведку выросла с незначительной суммы до 9 с лишним млрд норв. крон (т. е. более чем в 9 раз). В 2010 г. 44 компании подали заявки на возмещение разведывательных затрат (за работы 2009 г.), из которых 5 самых крупных получателей покрыли почти 50% своих затрат и 11 компаний покрыли примерно 70% своих затрат(4).
(1) Osmundsen P. Time consistency in petroleum taxation // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Op.cit. 2010. P. 440.
(2) Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op. cit. P. 22.
(3) Дифференциация в налогообложении нефтедобывающих участков в зависимости от начала их разработки существует, например, в Великобритании, где месторождения, начатые до 1993 г., облагаются двумя ресурсными налогами (50%-ным нефтяным и 20%-ным дополнительным налогом на прибыль), а месторождения после 1993 г. – только одним ресурсным налогом (20%-ным дополнительным налогом).
(4) Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op. cit. Pp.39–40.
До этого нового правила возмещение затрат на разведку было предусмотрено государством только после того, как компания встанет на ноги и станет получать достаточную налогооблагаемую прибыль, на что уходит 13–17 лет(1).
Другими словами, государство разделяет с компанией риск по разведке практически с самого начала работ.
Итак, налогообложение нефтегазовых компаний в Норвегии (рис. 1) сводится к следующим основным инструментам:
1) стандартный налог на прибыль, одинаковый с другими отраслями, – 28%;
2) специальный нефтяной налог в размере 50% для изъятия ресурсной ренты после вычета 28%;
3) чтобы 50%-ная ресурсная рента не съела стандартную нормальную прибыль на стадии становления бизнеса, на начальный четырехлетний период введен дополнительный 30%-ный вычет (своего рода «стартовые подъемные») из налоговой базы при расчете 50%-ного специального нефтяного налога (по 7,5% ежегодно);
4) амортизация всех инвестиций в НКШ идет линейным методом в течение 6 лет(2);
5) в нефтяной отрасли разрешается вычет из дохода всех издержек, включая проценты по займам, непосредственно использованным в нефтяных капвложениях. Гарантируется возмещение на следующий же год до 78% произведенных затрат на разведку;
6) особые налоговые правила разработаны также при продаже нефтяных активов;
7) нет налога, но есть квоты на выбросы двуокиси углерода;
8) в нефтяной отрасли, как и в других отраслях, разрешается перевод убытков на будущее.
Допускается также возмещение государством перенесенных на будущее убытков при закрытии компании.
(1) Примерная схема всего периода от открытия офиса до начала налогоплатежности: открытие офиса – 1 год, заявка на статус лицензиата –1 год, получение лицензии – 1 год, разведка – 2–4 года, план освоения и работ – 1 год, одобрение плана норвежским органом власти – 1 год, освоение месторождения – 2–4 года, добыча до состояния налогоплатежности – 3–4 года, всего на весь период – 13–17 лет (AarsnessF., LindgrenP. Fossil Fuels – At What Cost? Op. cit. P. 64).
(2) Еще боле льготная амортизация предусмотрена на заводе сжиженного натурального газа в Snöhvit – линейным методом в течение 3 лет от начала капвложения.
(3) Aarsness F., Lindgren P. Fossil Fuels – At What Cost? Op. cit. P. 14.
Контроль государства над нефтедобычей не ограничивается налогообложением. Одобрение и согласие со стороны руководящих органов требуются в Норвегии на всех этапах деятельности НДК – от разведки, пробного бурения, освоения до производственных планов во время эксплуатации и до предложений о прекращении производства на конкретных проектах. Помимо производственной деятельности государство регулирует все аспекты деятельности нефтяных компаний, касающиеся здоровья, безопасности, экологии. Компании подвергаются тщательной и бдительной проверке властей уже при лицензировании.
В частности, в отличие от компаний во всех остальных сферах предпринимательства нефтегазовые компании еще до заявки на получение лицензии должны получить предварительное одобрение на нефтедобычу в НКШ. Лишь после такого предварительного одобрения компания имеет право подать заявку на получение лицензии, при этом в целом от момента открытия первого офиса до получения лицензии уходит до 3 лет. При предоставлении лицензий норвежские власти, в свою очередь, руководствуются весьма произвольной системой отбора и уступок. Лицензионные раунды по приему заявок на получение лицензии объявляются Министерством нефти и энергетики. Лицензии на разведку и освоение обычно даются на 10 лет с обязательством производить также сейсмические изыскания и пробное бурение. При выполнении компанией этих обязательств она может подать заявку на продление лицензии (на добычу нефти и газа) до 30 лет.
При получении лицензии компания уплачивает только административную стоимость ее оформления в отличие от многих других стран, взимающих бонус за доступ к нефтяным ресурсам.
В Норвегии постепенно и достаточно эффективно была решена проблема налоговой стабильности. При этом сохраняются и налоговая жесткость, и серьезнейший государственный контроль всей нефтедобывающей отрасли.
Вся нефтяная политика и практика, влияющие на нефтяной сектор и отражающая роль государства в Норвегии, постоянно подвергаются широкому общественному обсуждению с выражением всех позиций и мнений по ключевым проблемам. Норвегию отличают длительная традиция демократического государственного управления и здоровой сбалансированной экономики, прозрачность принятых политико-экономических решений и высокий уровень образования и накопленного опыта. Это дает Норвегии возможность идти по пути минимизации политических и экономических рисков. Последовательность и стабильность норвежского налогового законодательства являются важнейшим фактором благоприятного инвестиционного климата, обеспечивая высокую степень доверия со стороны инвесторов к государству как налогосборщику. Несмотря на высокое налоговое изъятие и жесткость государственного контроля, при необходимости Норвегии удается привлекать достаточное число частных инвесторов.
За недавние годы не менее 50 стран обратились к норвежскому правительству за консультациями, однако норвежские власти и специалисты не устают повторять, что никакой особой норвежской модели регулирования нефтедобычи не существует. В то же время опыт Норвегии принципиально важен как показательный образец для стран, стоящих перед задачей развития ресурсной отрасли как локомотива всей экономики.
КОНТРАКТНЫЙ РЕЖИМ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ – ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ
С распадом колониальных империй во второй половине ХХ в. и получением политической независимости многими бывшими колониями в глазах последних концессионный режим стал рассматриваться как неотъемлемый атрибут колониального прошлого, который не отвечает их новому политическому статусу.
Стремление к изменению сложившихся за долгие десятилетия взаимоотношений с международными монополиями, к усилению контроля государства в нефтегазовой отрасли и к утверждению его как собственника продукции привело в этих странах к появлению контрактного режима как альтернативы концессионного типа налогообложения.
Как уже указывалось выше, главное отличие типичного контрактного режима от концессионного заключается в том, что государство сохраняет за собой преимущественное право владения нефтегазовой продукцией после ее извлечения из недр и выступает в роли нанимателя компании-контрагента на осуществление ею определенной деятельности на территории с точно обозначенными размерами и местоположением в течение указанного срока. Компания осуществляет свою деятельность в соответствии с условиями соглашения (при известном контроле государства), беря на себя необходимое финансово-техническое обеспечение, риск и все расходы, получая за это соответствующее вознаграждение.
В контрактном режиме различают два основных вида контрактов: 1) контракты (соглашения) о разделе продукции (КРП или СРП); 2) контракты об оказании услуг (КОУ). Самая первая концепция СРП появилась еще в начале 1950-х гг.
Первые контракты об оказании услуг появились в конце 1960-х гг. Главная разница между СРП и КОУ состоит в форме вознаграждения компании за ее деятельность(1).
Соглашения о разделе продукции. В СРП компания получает вознаграждение в виде доли продукции в баррелях, что является обязательным юридическим условием контракта между компанией-инвестором и государством (часто в лице национальной нефтегазовой компании) и может быть прописано четко и недвусмысленно как право собственности компании на эту долю. Единой типовой формы контракта о разделе продукции не существует. Контракты индивидуальны, и их условия различны как между странами, так и между конкретными контрактами в одной и той же стране. Однако аналитики обращают внимание на несколько характерных особенностей большинства СРП(2). К ним относятся:
1) выплата роялти компанией-инвестором (условие частое, но не обязательное) исходя из валового объема добытой нефти, т. е. до раздела продукции между государством и НДК;
2) после вычета роялти компания-инвестор получает право на определенную контрактом долю продукции для возмещения (компенсации) затрат (включая затраты на разведку и освоение месторождения).
(1) Остальные различия – степень контроля государства над деятельностью компании, взаимные обязательства государства и компании и пр. – менее значимы.
(2) См. Nakhle C. Petroleum Fiscal Regimes // The Taxation of Petroleum and Minerals: Principles, Problems and Practice. Ed. by Daniel Ph., Keen M. and McPherson Ch. International Monetary Fund. Routledge. 2010. P. 99.
Эта доля, получившая название «затратно-компенсационная нефть» (cost oil), часто, хотя и не всегда, ограничивается неким потолком (примерно 30–60% валовой годовой выручки за всю продукцию)(1);
3) оставшаяся часть продукции представляет собой чистый доход, или прибыль, и называется прибыльной нефтью (profit oil). Собственно, эта часть и подлежит разделу между государством и НДК, условия которого детализируются в контракте. У этого раздела могут быть варианты – от стабильно закрепленных долей государства и НДК до меняющегося соотношения этих долей в привязке к меняющимся условиям производства (например, к объему дневной добычи или чаще к норме прибыльности).
В некоторых принимающих странах государство по своему выбору может выкупить часть продукта из доли НДК по цене ниже рыночной(2).
4) выручка НДК от продажи своей прибыльной нефти почти всегда облагается налогом в соответствии с налоговым законодательством принимающей страны (иногда налогом облагается выручка от суммарной продажи долей компании в компенсационной и прибыльной нефти).
Таким образом, при контрактном режиме, как и при концессионном, налогообложение нефтедобычи включает как стандартный налог на прибыль, так и изъятие ресурсной ренты. Налог на прибыль взимается по правилам принимающей страны. Однако рента не изымается явным образом в форме ресурсного налога, а передается государству как его законная собственность в виде части добытой нефти. Оставшаяся часть нефти, добытой нефтяной компанией, по условиям контракта достается этой компании в качестве вознаграждения. В самом общем виде вознаграждение – это выручка от реализации добытой нефти за вычетом затрат, роялти (если есть) и доли государства из «прибыльной» нефти.
Контракты об оказании услуг (КОУ) (service contract)(3).
Положенная выплата НДК-контрактору состоит из суммы возмещения затрат, связанных с освоением месторождения, и собственно вознаграждения за услуги. Вознаграждение представляет собой согласованный заранее аванс плюс платеж, базирующийся на фактических показателях добычи и исходящий из предварительного бюджета расходов. Вся эта сумма выплачивается равными частями в течение определенного периода до дня передачи всего нефтедобывающего производственного комплекса государству (или национальной компании, действующей от лица государства). После этой даты НДК не имеет уже никакого отношения к проекту. Поскольку юридически по условиям «услуговых» контрактов вся добытая нефть принадлежит принимающему государству, то никакая доля добытой нефти формально не поступает контрактору (в исключительных случаях это возможно) – он имеет право только на фиксированную плату за предоставленные услуги. Однако получаемое контрактором вознаграждение арифметически рассчитывается примерно таким же методом, как и причитающаяся контрагенту доля продукта в СРП. Вознаграждение за услуги, получаемое НДК, облагается налогом на доход.
(1) Невозмещенная часть издержек переносится для компенсации на последующие годы по заранее определенным условиям.
(2) Обычно это называется обязательством по отношению к внутреннему рынку принимающей страны.
(3) Эти контракты часто также называют контрактами о рискованном оказании услуг (risk service contract), так как существует риск превышения запланированных расходов, возмещение которого маловероятно.
Среди «услуговых» контрактов есть подвиды, например контракты об оказании технической помощи и контракты с выкупом всего проекта.
Контракты об оказании технической помощи еще называют проектами о возобновлении производства, о переналадке, реабилитационными, и речь в них обычно идет о маргинальных проектах, которые малоинтересны для международных нефтяных гигантов, но могут привлечь малые компании. К таким проектам относятся как действующие, так и заброшенные скважины и месторождения, где требуются высококвалифицированные кадры и специализированные профессиональные технические знания. Такие проекты заключаются принимающей страной, у которой есть деньги, но нет экспертного знания и кадров. Считается, что в таких проектах гораздо меньшие риски, характерные для обычных нефтяных проектов с долгосрочной окупаемостью и с полным циклом производства от разведки до коммерческой эксплуатации. Вследствие сниженных рисков для НДК принимающая страна стремится повысить налоговую составляющую этих проектов. С точки зрения НДК эти проекты требуют тщательного анализа, поскольку в заброшенных скважинах остаточные запасы могут оказаться незначительными и добыча их высокозатратной. Если при этом налоговая составляющая составит слишком большую долю по сравнению с вознаграждением, проект можно считать провальным.
Хотя на примере Норвегии было показано, что степень государственного контроля и защита национальных интересов принимающей страны не зависят ни от типа налогового режима – концессионного или контрактного, ни от формы собственности на добытый продукт – частной или государственной(1), это не означает, что форма собственности не важна для компании. Так, в «услуговых» контрактах обычно не участвуют международные нефтяные гиганты в основном именно потому, что в этих контрактах не предусматривается частная собственность на добытую продукцию или долю ее, как при концессионном режиме или в СРП. Эта юридическая разница имеет значение для частных компаний, так как позволяет им включать часть нефтяных запасов месторождения в свои активы, отражать в балансовых документах и продавать их третьим лицам, что влияет на биржевую стоимость акций компании.
В развитии контрактной системы в ресурсных отраслях заслуживает внимания китайское нововведение в соглашениях между Китаем и рядом африканских государств. Китай предлагает не обычный контракт типа СРП, а объединяет два типа контрактов в одном пакете, в котором центральным пунктом является контракт на развитие инфраструктуры в обмен на получение прав на добычу полезного ископаемого. Непрозрачность таких пакетов очевидна – вместо видимых поступлений от добычи ресурса в бюджет в контрактах на первое место ставится особый вид расходов на инфраструктуру.
(1) В Северном море Великобритания и Норвегия обладают абсолютным контролем нефтегазовой добычи при гарантированном праве частной собственности на добытый продукт для частных НДК. Так, нельзя начать бурение ни единой скважины в британских и норвежских водах без специально полученного согласия и одобрения британскими или норвежскими властями производственного плана с детальной проработкой всех критических моментов, требующих принятия серьезного решения. Инвесторы обязаны согласовывать свою ежедневную деятельность с руководящими предписаниями, содержащимися в многостраничных инструкциях государственных органов.
С традиционной точки зрения эти два типа контрактов должны бы заключаться раздельно: сначала контракт на добычу нефти с ресурсо-добывающей компанией, обеспечивающий бюджетные поступления принимающей стране, затем контракт на строительство инфраструктуры, финансируемый, полностью или частично, из этих бюджетных средств. Вариант, предлагаемый Китаем, меняет устоявшуюся схему государственных обязательств – добываемые ресурсы почти сразу трансформируются во внутренний экономический актив страны, минуя стадию прохождения через бюджет (сначала как бюджетное поступление от добычи ресурса и позже как бюджетный
расход на инфраструктуру). С точки зрения национальных интересов это может выглядеть привлекательнее и надежнее, чем прозрачный поток бюджетных поступлений вкупе с последующей далеко не прозрачной политической борьбой за их распределение. Пока в этом виде контракта Китай является монополистом, конкуренцию которому может составить объединение ресурсо-добывающих компаний, строительных компаний и финансовых доноров.
Примером современного удачного контрактного режима является Ангола.
НАЛОГООБЛОЖЕНИЕ НЕФТЕДОБЫЧИ В АНГОЛЕ
В настоящее время по запасам и объемам добычи нефти Ангола является одной из крупнейших в Африке страной, членом ОПЕК (с 2007 г.). Хотя добыча нефти началась в Анголе еще в 1960-х гг., стабильной отраслью она стала лишь с 1980-х гг. после обретения страной независимости и окончания гражданской вой ны. Основные запасы нефти в Анголе сосредоточены в шельфе.
Первоначально усилия были сфокусированы на прибрежной и мелководной добыче.
Но уже с начала 1990-х гг. начинается выдача лицензий на разведку и освоение глубоководных месторождений, что привело к ряду открытий мирового значения.
Многие из этих месторождений уже вошли или в ближайшем будущем войдут в стадию освоения. Этим объясняется резкий рост добычи нефти в Анголе. Если в 1990 г. добыча нефти составляла около 500 тыс. баррелей в день, то в 2002 г. – 905 тыс. баррелей в день, в 2005 г. 1,4 млн баррелей в день, а к концу 2010 г. она достигла 1,8–1,9 млн баррелей в день(1).
Все права на разведку и разработку месторождений принадлежат в Анголе государственной компании «Сонангол» (Sonangol)(2). Иностранные компании (прежде всего «BP», «Шеврон», «Эксон Мобил», «Тотал») действуют на условиях либо совместной деятельности, сохраняющихся с 1960–1970-х гг., либо современных контрактов о разделе продукции (преобладающая на сегодня форма взаимодействия).
Правительство Анголы предоставляет нефтедобывающим компаниям стабильный и конкурентоспособный налоговый режим контрактного типа, который, с одной стороны, стимулирует поддержание высокого уровня инвестиций, с другой стороны, обеспечивает значительные доходы для государства. При этом отличительной чертой ангольского налогового режима являются очень высокие подписные бонусы, которые можно было бы считать обременительными для инвесторов, но при торгах на получение участка в аренду идет острейшая борьба с добровольным повышением размеров бонуса самими инвесторами.
(1) BP Statistical Review of World Energy June 2012 (bp.com/statisticalreview).
(2) «Сонангол» – государственная нефтяная компания, возникшая после обретения страной независимости в результате национализации бывшей португальской нефтяной компании. Она управляет нефтегазовой собственностью и заключает контракты с другими нефтяными компаниями.
В Анголе был случай выплаты бонуса в 1 млрд долл. за участок 4100 кв. км(1). Главное, что привлекает инвесторов в Анголе, – это очень высокая перспективность и прибыльность ангольских месторождений нефти.
Наличие высоких бонусов отчасти компенсируется отсутствием роялти и скользящей в соответствии с внутренней нормой доходности шкалой расчета долей государства и контрактора в «прибыльной нефти» (на первых порах при относительно низких уровнях рентабельности преобладает доля контрактора, с ростом же рентабельности растет доля государства), а также выгодным режимом амортизации.
В Анголе, как и в других странах, все СРП отличаются друг от друга и специально разрабатываются с учетом особенностей каждого лицензируемого месторождения. Тем не менее в ангольских СРП можно выделить следующие общие типичные характеристики:
1) налог на прибыль корпораций для НДК, участвующих в СРП, – 50%(2);
2) отсутствие роялти;
3) фиксированная доля «затратно-компенсационной нефти» составляет 50%(3);
4) инвестиционная налоговая льгота – возможно начальное списание от 30 до 40% расходов на освоение (в зависимости от прибыльности проекта), детали которого оговорены в СРП;
5) линейная амортизация в течение 4 лет (норма списания 25% в год);
6) «прибыльная нефть» делится между государством и компанией в пропорциях, определяемых, как правило, в соответствии с нормой рентабельности каждого проекта. Типичный раздел «прибыльной нефти» между участниками соглашения базируется на внутренней норме доходности проекта и происходит следующим образом: при норме рентабельности менее 15% доля государства составляет 25%, а доля контрактора – 75%.
С ростом рентабельности до 15–25% и далее до 25–30%, 30–40% и свыше 40% доля государства возрастает соответственно до 35, 55, 75, 85%, а доля контрактора соответственно уменьшается до 65, 45, 25, 15%(4). Такой подход является базовым для всех лицензий, выданных с 1991 г.
До этой даты прибыль делилась в рамках СРП в соответствии с кумулятивными объемами добычи.
Преимуществом этого фискального режима является то, что налоговые доходы государства автоматически увеличиваются при повышении рентабельности независимо от причин этого повышения, среди которых могут быть рост цен, снижение издержек или специфическая отраслевая причина, когда фактические запасы оказываются больше предварительной оценки. Такой подход учитывает как интересы инвесторов, обеспечивая их защиту от убытков, так и интересы государства, увеличивая их доходы от наиболее прибыльных проектов.
(1) Nakhle C. Petroleum Fiscal Regimes. Op.cit. P. 119.
(2) Для партнерства (совместных предприятий) налог на прибыль выше, чем в СРП, и составляет 65,75% (Global Oil and Gas Tax Guide 2010. Ernst and Young. P. 1).
(3) В отдельных случаях эта доля может увеличиться до 65%, если расходы на освоение не покрываются за 4–5 лет после начала коммерческой добычи. (Global Oil and Gas Tax Guide 2010. Ernst and Young. P. 3).
(4) Nakhle C. Petroleum Fiscal Regimes. Op.cit. P. 107.
Поэтому действующий в Анголе налоговый режим позволяет правительству не реагировать сразу на рост мировых нефтяных цен путем внесения дополнительных изменений в соглашения. В то же время такая автоматическая адаптация налоговых доходов государства к росту рентабельности не беспредельна, и, например, при чрезмерном росте нефтяной цены не исключено, что инвесторам придется заплатить дополнительные бонусы. В Анголе по просьбе правительства также возможно финансовое участие нефтедобывающих компаний в социальных проектах (больницы, школы, жилье).
Подводя итоги, можно отметить следующее.
1. Налоговые режимы в нефтедобыче отличаются от других секторов экономики вследствие специфики отраслевых рисков и получаемых доходов (ресурсная рента). Страновые различия налоговых режимов в самом общем виде зависят от выбранной страной организационно-хозяйственной модели развития нефтегазовой отрасли (госмонополия, частное предпринимательство, государственночастное партнерство).
2. Наиболее распространены два типа налоговых режимов: концессионный и контрактный. Для частно-предпринимательской модели в странах ОЭСР более типичным является концессионный налоговый режим. При государственночастном партнерстве как в развитых, так и в развивающихся странах используется и концессионный, и контрактный режим, а также возможны их сочетания в одной стране.
3. Тенденции в налогообложении нефтедобычи независимо от типа налогового режима связаны как с историческими традициями, так и с новыми условиями. Во второй половине ХХ в. В развивающихся странах приоритетной становится защита национальных интересов. С этим связана тенденция перехода от концессионного режима налогообложения нефтедобычи к контрактному режиму в бывших колониальных странах после обретения ими независимости, что, по их мнению, усиливало позиции государства.
4. Вместе с тем растет понимание того, что защита национальных интересов возможна не только на основе госсобственности, но и через расширение регулирующей функции государства. С одной стороны, идет усиление государственного регулирования и ужесточение контроля нефтедобычи для получения и роста надежных доходов государства. С другой стороны, совершенствуются налоговый режим и применяемые налоговые инструменты в направлении большей налоговой стабильности, прозрачности принимаемых решений с целью развития благоприятного инвестиционного климата, укрепления доверия и привлечения инвесторов. На новые требования времени отвечает постоянное реформирование используемых налоговых инструментов.
5. Нет ни налогового режима, ни отдельного налогового инструмента, которые имели бы универсальный характер и могли бы одинаково применяться в любой стране в любых условиях. Даже те налоговые режимы, которые считаются наиболее успешными в достижении своих главных целей – максимизации налоговых поступлений государства и эффективного развития нефтедобычи за счет создании благоприятного инвестиционного климата (Норвегия, Ангола), не могут автоматически копироваться в других странах. |
