Общая характеристика и особенности применения налога на добычу полезных ископаемых при добыче газа

Содержание

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………………...7

ГЛАВА 1. ТЕОРИТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ НАЛОГА НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ……………………………………………………………….6

1.1 История возникновения и развития налога на добычу полезных ископаемых……………………………………………………………………………..6

1.2 Экономическая сущность налога на добычу полезных ископаемых……………………………………………………………………………12

1.3 Основные положения налога на добычу полезных ископаемых…………………..18

1.4 Необходимость и перспективы применения дифференциального налогообложения добычи полезных ископаемых……………………………………………………….32

ГЛАВА 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НАЛОГА НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА…………………………………………………………………………………………….37

2.1 История и проблемы развития газовой отрасли в РФ……………………………....37

2.2 Основные элементы налога на добычу полезных ископаемых при

добыче газа…………………………………………………………….........................43

2.3 Порядок исчисления и уплаты налога на добычу полезных

ископаемых при добыче газа………………………………………………………...46

2.4 Налог на добычу полезных ископаемых на примере …………………………………………………………………………...54

ГЛАВА 3. ПРОБЛЕМЫ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НАЛОГА НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ……………………………………………………………………………………..67

ЗАКЛЮЧЕНИЯ……………………………………………………………………………….75

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………….78

ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………….........................80

Введение

Платежи за пользование природными ресурсами составляют довольно многочисленную группу налогов, сборов и иных обязательных платежей. Особенности расчета ресурсных платежей связаны, в первую очередь, с содержанием и назначением конкретного вида природных ресурсов, а также с механизмом предоставления их в пользование и составом информационных ресурсов.

В настоящее время любое государство обращается не только к фискальным приоритетам в вопросе взимания ресурсных платежей, но и учитывает регулирующую функцию этих платежей. Ведь многие природные ископаемые являются исчерпаемыми и невозобновляемыми. В этих условиях ресурсные платежи должны выполнять роль регулятора рационального использования природных ресурсов, сокращения вредного воздействия на окружающую среду и проведения природоохранных мероприятий.

В связи с этим возрастает важность правильного расчета платежей за добычу природными ископаемыми, их уплаты и представления соответствующей отчетности. Лицензирование природопользования предполагает возможность привлечения не только к финансовой, но и к административной ответственности при несоблюдении условий, связанных с платностью природных ресурсов.

Налог на добычу полезных ископаемых регулирует правоотношения между государством и организациями и индивидуальными предпринимателями, которым предоставлен в пользование участок недр.

Данный налог является центральным элементом новой системы налогообложения природных ресурсов, заменившим взимавшиеся с разработчиков недр платежи на воспроизводство минерально-сырьевой базы и за право пользования недрами, а также акцизы на нефть и газ.

Налог на добычу полезных ископаемых - это один из наиболее важных платежей, уплачиваемых недропользователем в бюджет Российской Федерации. Порядок расчета горной ренты, величина ее изъятия государством влияет как на экономику отдельных предприятий недропользователей, так и на всю экономику России в целом.

На протяжении исторического развития государства как политического института платежи при добыче природных ископаемых являлись одним из основных общественно-правовых источников государственных доходов.

К этому можно лишь добавить, что и в 2004 г., как и раньше, нефть и газ обеспечили 3,6% прироста ВВП страны из общего его прироста в 7,1%2
. Иными сло­вами, более половины прироста были получены за счет (топливно-энергетического комплекса) ТЭК. Ключевым фактором в приросте остальной части был потребительский спрос, который в свою очередь сильно зависит от доходов, обра­зовавшихся в ТЭК.

Таким образом, из вышесказанного следует важность взимания налога на полезные ископаемые для экономики государства.

Отсюда тема дипломной работы представляется актуальной.

Вопрос внедрения эффективного механизма функционирования данного налога стоит особенно остро на сегодняшний день. Именно сейчас, с одной стороны, при высоких ценах на нефть и, с другой стороны, накопившимися проблемами в природопользовании, государство имеет возможность сформировать систему рентных платежей при пользовании недрами, обеспечивающую справедливое и обоснованное изъятие горной ренты, а также разработать и опробовать организационные механизмы ее администрирования.

Данная дипломная работа освещает проблематику взимания налога на добычу полезных ископаемых в РФ. При этом особенно внимательно будет

раскрыта сущность налога на добычу природных ископаемых при добыче природного газа.

Цель работы: показать принципы построения и проблемы функционирования налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа.

Задачи работы:

- дать теоретические основы применения налога на добычу полезных ископаемых;

- дать характеристику и раскрыть особенности применения налога на добычу природных ископаемых при добыче газа;

- показать историю и проблемы развития газовой отрасли РФ, осветить проблемы налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых при добыче газа и указать пути их решения.

Глава 1. Теоретические основы применения налога на добычу полезных ископаемых

1.1 История возникновения и развития налога на добычу полезных ископаемых
в РФ

До введения главы 26 НК РФ "Налог на добычу полезных ископаемых" система платежей при пользовании недрами была установлена Законом РФ "О недрах". Существовало 4 вида платежей:

1) сбор за участие в конкурсе (аукционе) и выдачу лицензий;

2) платежи за пользование недрами;

3) отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы;

4) акцизы.

Из указанных платежей налоговыми платежами являлись все, кроме сбора за участие в конкурсе (аукционе) и выдачу лицензий.

Вторая из указанных групп платежей - платежи за пользование недрами - включала, в свою очередь:

- платежи за добычу полезных ископаемых;

- платежи за проведение поисковых и разведочных работ;

- платежи за пользование недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, в том числе для строительства и эксплуатации подземных сооружений.

Основным документом по вопросу исчисления и уплаты платежей за пользование недрами являлась инструкция "О порядке и сроках внесения в бюджет платы за право на пользование недрами", изданная тремя министерствами и ведомствами. Платежи за недра при добыче исчислялись как доля от стоимости добытых полезных ископаемых и потерь при добыче, превышающих нормативы. За добычу полезных ископаемых с объемов сверхнормативных потерь платежи взимались в двойном размере. Предусматривалась возможность применения понижающего коэффициента в том случае, если налогоплательщик реализовал не собственно добытое полезное ископаемое, а продукты его передела. От вида полезного ископаемого зависел и порядок распределения платежей между уровнями бюджетной системы.

Порядок расчета платежей за поисково-разведочные и иные работы, связанные с пользованием недрами после 1 января 2002 г., практически не изменился, сейчас эти платежи называются регулярными платежами за пользование недрами.

Третий платеж - отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), по сути, исчислялись с той же налоговой базы, что и платежи за добычу, но имели целевой характер. Они зачислялись в федеральный и региональные целевые бюджетные фонды и использовались на мероприятия по геологическому изучению недр. Расчет отчислений производился в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 1995 г. N 224-ФЗ "О ставках отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы" и инструкцией Госналогслужбы России от 31 декабря 1996 г. N 44 "О порядке исчисления, уплаты в фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы и целевом использовании отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы". Обложению подлежала стоимость не собственно добытых полезных ископаемых, а первого товарного продукта, произведенного из них.

И последний вид платежа при пользовании недрами - акцизы. Акцизами облагались три вида минерального сырья: нефть и стабильный газовый конденсат, а также природный газ. Порядок исчисления и уплаты акцизов регулировался Федеральным законом от 6 декабря 1991 г. N 1993-1 "Об акцизах", а с 1 января 2001 г. - главой 22 НК РФ "Акцизы".Нефть и стабильный газовый конденсат облагались по специфическим (твердым) ставкам, установленным в рублях за 1 тонну добытого минерального сырья. По природному газу акциз исчислялся в зависимости от его стоимости.[1]

Федеральным законом от 8 августа 2001 г. № 126-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации» с 1 января 2002 г. введена в действие гл. 26 НК РФ «Налог на добычу полезных ископаемых». Указанной главой в налоговую систему Российской Федерации взамен трех действующих налогов (плата за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и стабильный газовый конденсат) вводится новый налог на добычу полезных ископаемых.

С введением данного налога утрачивает силу федеральный закон от 30 декабря 1995 г. № 224-ФЗ «О ставках отчислений на ВМСБ», исключается подп. «з» п. 1 ст. 19 Закона Российской Федерации «Об основах налоговой системы в Российской Федерации» и вносятся изменения в Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. «О недрах».

Главой 26 НК определен порядок исчисления налога на добычу полезных ископаемых, который основывается на действующем порядке исчисления всех трех перечисленных выше налогов, но вместе с тем имеет значительные отличия.

В 1992-2001 гг. существовали обязательные платежи за пользование недрами и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, которые отменены с 2002 г. Схемы уплаты по этим налогам были нечув­ствительны к изменениям мировой конъюнктуры, что выражалось в до­статочно невысоких бюджетных поступлениях — около 2,5% доходов консолидированного бюджета. С введением НДПИ с 1 января 2002 г. был также отменен акциз на нефть и стабильный газовый конденсат.

Налог па пользование недрами был более гибким и отношении условий добычи, разделения месторождений по себестоимости.

Введение НДПИ преследовало сразу две цели: во-первых, увеличение поступлений в бюджет при высоких ценах на нефть и, во-вторых, создание условий для повышения собираемости этого на­лога. Первая цель была достигнута достаточно просто - размер став­ки налога был поставлен в прямую зависимость от мировых цен на нефть. Для стимулирования легализации объемов добытой нефти пра­вительство использует право предоставления доступа к трубопровод­ному транспорту. Таким образом, возможность экспортировать сырье в определенной степени зависит от объема уплаченных налогов.

Федеральным законом от 08.08.01 № 126-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации» (далее — Закон № 126-ФЗ) введена в действие глава 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» НК РФ. Названной главой (в соответствии с п. 1 ст. 17 НК РФ) определены налогоплательщики и необходимые элементы налогообложения, к которым относятся, в частности, налоговая база (ст. 338), налоговая ставка (ст. 342), порядок исчисления и уплаты данного налога (ст. 343).

Согласно п. 1 ст. 343 НК РФ сумма налога по добытым полезным ископаемым (в отношении которых п. 2 ст. 342 установлены адвалорные налоговые ставки), исчисляется как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы (которая в соответствии с п. 2 ст. 338 определяется как стоимость добытых полезных ископаемых). Вместе с тем Закон № 126-ФЗ вне всякой связи с рассмотренными выше положениями главы 26 НК РФ установил в отношении нефти и газового конденсата временно, на период с 1 января 2002 г. до 31 декабря 2006 г., принципиально иной порядок исчисления налога на добычу полезных ископаемых, основанный на иной налоговой базе и на иной налоговой ставке. Согласно ст. 5 Закона № 126-ФЗ сумма налога исчисляется по-другому, а именно — как произведение соответствующей налоговой ставки — твердой (специфической) ставки, то есть в абсолютной сумме на единицу измерения (которая при добыче нефти и газового конденсата составляет 340 р. за тонну), исчисленной с учетом коэффициента, и величины налоговой базы, которая в соответствии с этой статьей определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении (а не как стоимость добытых полезных ископаемых согласно ст. 338 НК РФ).[2]

Данная норма Закона № 126-ФЗ, по существу, изменяет соответствующие положения главы 26 НК РФ, касающиеся налоговой базы, налоговой ставки и порядка исчисления и уплаты налога. При этом необходимо особо подчеркнуть, что эти изменения приняты в нарушение таких основных положений НК РФ, в частности, как:

- федеральные налоги и сборы устанавливаются, изменяются или отменяются только НК РФ (п. 5 ст. 3);

- налоговая база и порядок ее определения, а также налоговые

ставки по федеральным налогам устанавливаются только НК РФ (п. 1 ст. 53).

Таким образом, начиная с 1 января 2002 г. действуют параллельно два различных порядка исчисления одного и того же налога при добыче нефти, урегулированные двумя не увязанными между собой нормативными правовыми актами: Налоговым кодексом Российской Федерации и Федеральным законом от 08.08.01 № 126-ФЗ. В результате этого налогоплательщики налога на добычу полезных ископаемых (каковыми являются, главным образом, нефтяные компании), а также и налоговые органы оказались в двусмысленном в правовом отношении положении.[3]

Уже в 2002 г. от Минэнерго России неоднократно исходили предложения о том, что необходимо незамедлительно внести изменения и дополнения в главу 26 НК РФ в части дифференциации ставки НДПИ в зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий разработки месторождений нефти и газа. По оценке Минэнерго, замена роялти, налога на ВМСБ и акциза на нефть и газ налогом на добычу полезных ископаемых увеличила налоговое бремя в два раза, а общая налоговая нагрузка в 2002 г. увеличилась на 6—7 процентных пунктов.

В 2003 г. правительство объявило о продолжении налоговой реформы. При этом резерв для пополнения бюджета, для снижения налогов, для стимулирования экономического роста правительственные чиновники увидели в увеличении налоговой нагрузки на нефтяную отрасль, понимая, что далеко не полностью используются преимущества благоприятной мировой конъюнктуры.[4]

1.2 Экономическая сущность налога на добычу полезных ископаемых

Горная рента, точнее, ее часть, составляющая абсолют­ную ренту, регулирующая отноше­ния между государством и недропользователем за право пользования последним созданным природой место­рождением вне зависимости от его качества выступает в качестве нало­га на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Обычно в эконо­мической литературе под рентой понимают дополни­тельный доход, получаемый собственником труда, ка­питала, имущества или земельного участка и не требу­ющий каких-либо дополнительных затрат с его сторо­ны. В случае, когда речь идет о собственности на при­родные ресурсы, следует говорить о природной ренте. В зависимости от категории уникальных свойств при­родных объектов (полезные ископаемые, земля, вода, лес, воздух и прочее) природная рента классифициру­ется по следующим видам: горная, земельная, водная, лесная, воздушная и прочее.

Горная рента - разновидность природной ренты, она образуется в горнодобывающей промышленности и обуславливается горно-геологическими и социально-экономическими факторами размещения и добычи по­лезных ископаемых.

Выделяют абсолютную и дифференциальную (1-го; 2-го рода) горную ренту.

Под абсолютной рентой понимается доход, получаемый недропользователем за право пользования созданным природой месторождением вне зависимости от его качества. Она возникает в процессе эксплуатации месторождений и предопределяет уровень нормативных затрат и нормальной прибыли замыкающего месторож­дения. При этом нормативные затраты и нормальная прибыль, обеспечивающие простое воспроизводство минерально-сырьевой базы, должны с самого начала оговариваться в лицензионных документах между недропользователем и собственником недр.

Нормативные затраты формируются с учетом совре­менных требований к эксплуатации оборудования, тех­нологии и рабочей силы. Они включают в себя эксплу­атационные и капитальные затраты на добычу, затраты на транспортировку нефти, а также все налоги по действующей системе налогообложения, кроме 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% премия 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% премия за риск). Именно на такой уро­вень нормальной прибыли должны ориентироваться российские налоговые органы при установлении раз­мера (ставки) налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти для всех недропользователей.

Горная рента, приносящая дополнительный доход вследствие эксплуатации лучших месторождений, на­зывается дифференциальной рентой 2-го рода. Источником формирования дифференциальной ренты 2-го рода являются высокотехнологические услуги, повышающие отдачу пластов и более полное извлечение полезных ископаемых. Другими словами, дифференциальная рента 2-го рода появляется вследствие ин­новаций, внедряемых недропользователем, и является его собственностью. По существу дифференциальная рента 2-го рода — это снижение нормативных издержек, устанавливаемых на уровне средней по отрасли технологии добычи полезных ископаемых.

Одновременно в отечественной и зарубежной экономической литературе до сих пор отсутствует четкое разделение понятий «горная рента» и «ценовая рента». Одни исследователи эти понятия разделяют, другие, наоборот, считают, что делать это не следует. В то же время отсутствует единое понимание и среди исследователей, которые считают, что горная и ценовая рента - это не одно и то же.

Источником формирования горной и ценовой ренты являются совершенно разные экономические факторы. Для горной ренты — это природные месторождения и условия их эксплуатации, для ценовой ренты, наоборот, — конъюнктурная разница между внутренними и внешними (экспортными) ценами. Известно, что факторы образования ценовой ренты не зависят от природных свойств объекта. Ценовая рента образуется и при экспорте товаров, не связанных с минерально-сырьевой базой. В России принят механизм частичного изъятия ценовой ренты, во-первых, при помощи экспортных пошлин и, во-вторых, за счет увеличения потонной ставки на ко­эффициент, учитывающий рост мировых цен. Это приводит к изъятию ценовой ренты двумя разными налогами, что противоречит принципам построения налоговой системы.

Горная рента и факторы ее формирования.
Горная рента генерируется только на лучших месторождениях в ре­зультате их промышленной эксплуатации. Под терми­ном «лучшие месторождения» понимаются все те мес­торождения, экономическая эффективность которых выше «нормальных месторождений». К последним от­носятся месторождения, разработка которых по нор­мативной технологии при действующей системе нало­гообложения (ДСН) не обеспечивает получение сверх­дохода, но позволяет получить нормальную прибыль (до 17% от выручки за минусом НД ПИ и других налогов и обязательных платежей из выручки). При этом ДСН учитывает все налоги и платежи, предусмотренные дей­ствующим налоговым законодательством, включая как налоги, взимаемые в соответствии с Налоговым кодек­сом, в частности налог на добычу полезных ископае­мых (НДПИ), так и платежи по Закону РФ «О недрах», таможенные пошлины и прочее.

Среди основных факторов, благодаря которым об­разуется горная рента на лучших месторождениях, мож­но выделить следующие.

1.Количество полезного ископаемого, добываемое в единицу времени;

2. Качество добываемого минерального сырья;

3.Стадия жизненного цикла разработки месторожде­ния. В первые 10-15 лет от начала эксплуатации рентабельность добычи возрастает, затем держится на пике 5-10 лет, пос­ле чего начинает снижаться по мере истощения запасов месторождения

4. Экономико-географические условия.
К ним относятся отсутствие или наличие инфраструктуры социаль­ной (железные дороги, линии электропередач, населен­ные пункты и прочее), производственной и промысло­вой (близость магистральных газопроводов, нефтепроводов, донажимных и насосных станций), трудовая недоступность, клима­тические условия, показатели буримости пород и др. Естественно, что экономико-географические условия предопределяют капитальные и текущие (эксплуатаци­онные) затраты, технологию разработки, а в конечном итоге — нормативные затраты на разработку и обоснование критериев нормального месторождения.[5]

Горная рента и механизмы ее изъятия.

Дискуссия по по­воду механизмов изъятия горной ренты по сути дела свелась к изложению только одной точки зрения: гор­ная рента — это налог и поэтому должна изыматься только через налоговую систему. Разница в точках зре­ния лишь количественная — сколько через систему налогообложения возможно изъять дополнительных де­нежных средств в бюджет государства.

С одной стороны, горная рента, точнее, ее часть, составляющая абсолют­ную ренту, конечно, может выступать в качестве нало­га, например, в виде НДПИ, регулирующего отноше­ния между государством и недропользователем за право пользования последним созданным природой место­рождением вне зависимости от его качества. Данный налог платится всеми недропользователями. Однако его размер должен быть таким, чтобы можно было обеспечить потребности страны в данном полезном ископае­мом и осуществлять простое воспроизводство минерально-сырьевой базы страны. При этом если рассматривать НДПИ как механизм изъятия абсолютной ренты, то вполне оправданно, что в НДПИ установлены (плос­кие) налоговые -ставки, дифференцированные только по видам добываемых полезных ископаемых (ПИ) в зависимости от средней рентабельности добычи этих П И. С другой стороны, горная рента, а именно ее диф­ференциальная часть — это дифференцированный рен­тный платеж, устанавливающий взаимные обязатель­ства между государством и недропользователем за пра­во участия последнего в эксплуатации лучших место­рождений

При этом взаимные обязательства проявля­ются в том, что дифференциальная рента 1-го рода в виде рентных платежей изымается у недропользовате­ля и направляется во внебюджетные фонды государ­ства, к примеру, для обеспечения потребности страны в расширенном воспроизводстве ее минерально-сырь­евой базы и другие социально значимые цели. Понят­но, что изъятие дифференциальной горной ренты 1-го рода у недропользователя не может быть стопроцент­ным. Взаимные обязательства должны предусматривать некое компромиссное решение по распределению этой дифференциальной ренты между государством и недро­пользователем, а также учитывать зафиксированные в лицензионных документах обязательства последнего по направлениям расходования оставляемой ему диффе­ренциальной горной ренты 1-го рода (капитальные вло­жения по обустройству месторождений, социально-эко­номическое развитие региона и прочее).

Наоборот, рентные платежи от дифференциальной ренты 2-го рода, оставляются в собственности недро­пользователя. Данная рента, являясь заслугой не госу­дарства, а недропользователя и должна стимулировать последнего к инновациям в нефтедобычу. Поэтому она не должна включаться в рентные платежи. В то же время проблема раздела дифференциальной ренты 1-го и 2-го рода на практике трудно осуществима. Это порой обус­ловливает необоснованные претензии недропользовате­ля - инноватора на дифференциальную ренту 1-го рода.

Такой подход к распределению видов горной ренты позволяет нормализовать систе­му рентных отношений между государством как соб­ственником недр и недропользователем как их пользо­вателем.

Законодательное закрепление прав на ту или иную часть горной ренты между участниками рентных отношений позволит эти отношения сделать более про­зрачными и взаимовыгодными: государству— абсолют­ную ренту в виде НДПИ и взаимосогласованную диффе­ренциальную ренту 1-го рода, а недропользователю — оставшуюся часть дифференциальной ренты 1-го рода и дифференциальную ренту 2-го рода.[6]

1.3 Основные положения налога на добычу полезных ископаемых

Предоставление полезных ископаемых в пользование предполагает взимание определенной платы.

Поскольку платежи за их пользование имеют рентную природу, рассмотрим, что такое природная рента и каким образом она учитывается при налогообложении..

Закон «О недрах» дает следующее определение недр: "Недра - часть земной коры, расположенной ниже почвенного слоя, а при его отсутствии - ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения" (преамбула Закона).

Пользователями недр могут быть субъекты предпринимательской деятельности, которым предоставлен в пользование участок недр. К этим субъектам относятся юридические лица, физические лица, осуществляющие предпринимательскую деятельность без образования юридического лица, в том числе иностранные граждане и иностранные юридические лица, которые осуществляют деятельность на территории РФ через постоянное представительство.

Право пользования участком недр предоставляется на основании совместного решения Федерального агентства по недропользованию либо его территориального подразделения и органа исполнительной власти соответствующего субъекта РФ. Если участок недр расположен во внутренних морских водах территориального моря либо на континентальном шельфе РФ, то для предоставления права на пользование данным участком необходимо решение Правительства РФ. Преимущественно указанные решения принимаются по результатам конкурса либо аукциона. Но решения также могут приниматься по факту открытия месторождения полезных ископаемых пользователем недр, который проводил работы по геологическому изучению данных участков недр за счет собственных средств.

Право на пользование недрами подтверждается специальным государственным разрешением (лицензией), которое выдается лицензирующими органами пользователю недр. Лицензии (разрешения) выдаются на осуществление следующих видов пользования недрами:

- геологическое изучение недр (ведение поисков и оценки месторождений полезных ископаемых и объектов, используемых для строительства и эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых);

- добыча полезных ископаемых;

- строительство и эксплуатация подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- образование особо охраняемых объектов;

- сбор геологических коллекций.

Выдачу лицензий осуществляют органы Министерства природных ресурсов РФ - МПР России, а после административной реформы - подведомственные ему органы Федерального агентства по недропользованию.[7]

Налогоплательщики

В соответствии со статьей 334 НК РФ к уплате НДПИ привлекаются организации и индивидуальные предприниматели, которые признаются пользователями недр в соответствии с Законом РФ от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах". Статус плательщика НДПИ пользователь недр приобретает в случае получения им лицензии (разрешения) на право пользования участком недр. При этом не имеет значения, лицензия какого вида получена недропользователем: на добычу полезных ископаемых или на иные виды работ по пользованию недрами, в ходе которых осуществляется добыча полезных ископаемых.[8]

Если же добыча полезных ископаемых осуществляется без лицензии, то применяется особый порядок взыскания сумм ущерба за самовольное пользование недрами. Вместе с тем при добыче нефти из скважины, находящейся в пробной эксплуатации на основании лицензии на право геологического изучения недр, ущерб не взыскивается. В данном случае самовольное пользование недрами отсутствует, и недропользователь должен уплачивать НДПИ.

Обязанности налогоплательщика прекращаются с утратой права пользования недрами по истечении установленного в лицензии срока ее действия, при отказе владельца лицензии от прав на пользование недрами и в ряде иных случаев, указанных в статье 20 Закона "О недрах".

Следует учитывать, что налогоплательщиком по конкретной лицензии является непосредственно пользователь недр. В соответствии с Законом РФ "О недрах" пользователями недр могут быть не только юридические и физические лица, но и участники простого товарищества. Общие условия договора простого товарищества (договора совместной деятельности) определены главой 55 ГК РФ. Если, например, в качестве владельца лицензии на право пользования недрами определена одна организация, которая впоследствии заключает договор простого товарищества с другой организацией, налогоплательщиком налога на добычу полезных ископаемых признается организация - владелец лицензии.

При определении в качестве владельцев лицензии двух организаций, являющихся участниками простого товарищества, налогоплательщиком налога на добычу полезных ископаемых признается каждая из этих организаций. При этом величина налоговой базы определяется на условиях, установленных договором простого товарищества, либо в равных долях.

Местом нахождения участка недр признается не территория конкретного муниципального образования в отличие от ранее действовавшей системы платежей при пользовании недрами, а территория субъекта (субъектов) РФ, в которой осуществляется добыча полезных ископаемых.

Постановка на налоговый учет осуществляется в течение 30 дней с момента государственной регистрации лицензии (разрешения) на пользование участком недр. Порядок постановки на учет по месту нахождения участка недр установлен приказом Министерства РФ по налогам и сборам от 31 декабря 2003 г. N БГ-3-09/731. При этом действует уведомительный порядок постановки на налоговый учет. Это означает, что недропользователь не должен подавать заявление в налоговый орган для постановки на учет по месту нахождения участка недр - налоговый орган самостоятельно осуществляет постановку налогоплательщика на учет и направляет налогоплательщику уведомление по форме N 9-НДПИ-1 (для организаций) или N 9-НДПИ-2 (для индивидуальных предпринимателей).

Налоговая база. Количество и оценка добытого полезного ископаемого.

Статья 338 НК РФ и Федеральный закон от 8 августа 2001 г. N 126-ФЗ устанавливают два вида налоговой базы - стоимость добытого полезного ископаемого и количество добытого полезного ископаемого. Как количество налоговая база определяется по нефти, природному и попутному газу. В отношении нефти такая норма действует до конца 2006 г., а с 1 января 2007 г. налоговой базой при добыче этого вида углеводородного сырья будет его стоимость. По остальным видам полезных ископаемых налоговая база представляет собой стоимостную оценку добытого полезного ископаемого. Стоимость добытых полезных ископаемых является результатом перемножения количества добытых полезных ископаемых и стоимости единицы добытого полезного ископаемого.

Налоговую базу налогоплательщик должен определять самостоятельно на основании первичных документов по учету добычи полезных ископаемых, форм геологической отчетности, а также регистров по учету доходов от реализации добытых полезных ископаемых и затрат на добычу. Если налогоплательщик добывает несколько видов полезных ископаемых, расчет налоговой базы производится в отношении каждого полезного ископаемого.

Налогоплательщики, осуществляющие добычу полезных иско­паемых на континентальном шельфе РФ, в исключительной эконо­мической зоне РФ, а также за пределами территории РФ, если эта добыча осуществляется на территориях, находящихся под юрис­дикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностран­ных государств или используемых на основании международного договора) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование, подлежат постановке на учет в качестве налогопла­тельщика налога по своему месту нахождения.[9]

Объект налога на добычу полезных ископаемых
— это полез­ные ископаемые:

-
добытые из недр на территории РФ на участке недр, предос­тавленном налогоплательщику в пользование в соответствии с за­конодательством РФ;

- извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в со­ответствии с законодательством РФ о недрах;

-
добытые из недр за пределами территории РФ, если эта добы­ча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностранных госу­дарств или используемых на основании международного догово­ра) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в поль­зование.

Объектом налогообложения не признаются:

-
общераспространенные полезные ископаемые, добытые ин­дивидуальным предпринимателем и используемые им непосред­ственно для личного потребления;

-
добытые (собранные) минералогические, палеонтологические и другие геологические коллекционные материалы;

-
полезные ископаемые, добытые из недр при образовании, ис­пользовании, реконструкции и ремонте особо охраняемых геоло­гических объектов, имеющих научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное или иное общественное значение (порядок признания геологических объектов особо охраняемыми геологическими объектами, имеющими научное, культурное, эсте­тическое, санитарно-оздоровительное или иное общественное зна­чение, устанавливается Правительством РФ);

-
полезные ископаемые, извлеченные из собственных отходов (потерь) добывающего и связанных с ним перерабатывающих про­изводств, если их добыча ранее подлежала налогообложению в об­щеустановленном порядке.

Полезным ископаемым признается продукция добывающих от­раслей промышленности, содержащаяся в фактически добытом (из­влеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствую­щая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, регио­нальному стандарту, международному стандарту, а в случае отсут­ствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого — стандарту организации (предприятия) (далее — стандарты качества).[10]

Виды добытого полезного ископаемого:

- товарные уголь каменный, бурый и горючие сланцы;

- торф;

-углеводородное сырье: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений; газовый конденсат из газоконденсатных место­рождений, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей; газ горючий при­родный из газовых и газоконденсатных месторождений; газ горю­чий природный из нефтяных (газонефтяных, нефтегазовых) и неф­тегазоконденсатных месторождений (далее — попутный газ);

-товарные руды: черных, цветных, редких (образующих соб­ственные месторождения), радиоактивных металлов, а также мно­гокомпонентные комплексные руды;

- полезные компоненты многокомпонентной комплексной ру­ды, извлекаемые из нее, при их направлении на дальнейшую пере­работку (обогащение, технологический передел);

- горно-химическое неметаллическое сырье; горнорудное не­металлическое сырье; битуминозные породы; сырье редких металлов (рассеянных элементов), а также дру­гие извлекаемые полезные компоненты, являющиеся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых;

-неметаллическое сырье, используемое в основном в строи­тельной индустрии;

- кондиционный продукт пьезооптического сырья, особо чис­того кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья;

- природные алмазы, другие драгоценные камни из коренных, россыпных и техногенных месторождений, включая необработан­ные, отсортированные и классифицированные камни;

- концентраты и другие полупродукты, содержащие драгоцен­ные металлы, получаемые при добыче драгоценных металлов, т.е. извлечение драгоценных металлов из коренных (рудных), россып­ных и техногенных месторождений;

-соль природная и чистый хлористый натрий;

-подземные воды, содержащие полезные ископаемые и (или) природные лечебные ресурсы (минеральные воды), либо используе­мые для получения тепловой энергии.

Кроме того, к добытому полезному ископаемому относится по­лезное ископаемое, полученное из минерального сырья с примене­нием перерабатывающих технологий, являющихся специальными видами добычных работ (в частности, подземная газификация и выщелачивание, дражная и гидравлическая разработка россыпных месторождений, скважинная гидродобыча), а также перерабаты­вающих технологий, отнесенных в соответствии с лицензией на пользование недрами к специальным видам добычных работ (в ча­стности добыча полезных ископаемых из пород вскрыши или хво­стов обогащения, сбор нефти с нефтеразливов при помощи специ­альных установок).

Налоговая база определяется налогоплательщиком самостоя­тельно в отношении всех добытых полезных ископаемых (в том числе полезных компонентов и подземных вод, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).

Налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых отдельно по каждому виду добытого полезного иско­паемого. При определении налоговой базы по добытым полезным ископаемым, в отношении которых установлены различные нало­говые ставки, налоговая база определяется отдельно по каждому виду добытых полезных ископаемых, облагаемых по разным нало­говым ставкам.

Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от вида до­бытого полезного ископаемого его количество определяется в еди­ницах нетто массы или объема. Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения изме­рительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по пока­зателям содержания добытого полезного ископаемого в извлекае­мом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если не предусмотрено иное. В случае, если невозможно определение ко­личества добытых полезных ископаемых прямым методом, приме­няется косвенный метод определения количества добытых полез­ных ископаемых.[11]

Применяемый налогоплательщиком метод определения количе­ства добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплатель­щиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных иско­паемых в связи с изменением технологии добычи, применяемой на­логоплательщиком.[12]

Оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяет­ся налогоплательщиком самостоятельно, исходя:

- из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета государственных суб­венций;

-сложившихся у налогоплательщика за соответствующий нало­говый период цен реализации добытого полезного ископаемого;

-расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.

Если налогоплательщик применяет первый или второй способ оценки (в случае отсутствия государственных субвенций к ценам), то оценка стоимости единицы добытого полезного ископаемого производится исходя из выручки, определяемой с учетом сложив­шихся в текущем налоговом периоде (а при их отсутствии — в предыдущем налоговом периоде) у налогоплательщика цен реализа­ции добытого полезного ископаемого (при первом способе без уче­та субвенций из бюджета на возмещение разницы между оптовой ценой и расчетной стоимостью).

При этом выручка от реализации добытого полезного ископае­мого определяется исходя из цен реализации (при первом способе — уменьшенных на суммы субвенций из бюджета), определяемых с учетом положений ст. 40 НК РФ без НДС (при реализации на тер­ритории РФ и в государства — участники СНГ) и акциза, умень­шенных на сумму расходов налогоплательщика по доставке в за­висимости от условий поставки.

В сумму расходов по доставке включаются расходы на оплату таможенных пошлин и сборов при внешнеторговых сделках, по до­ставке (перевозке) добытого полезного ископаемого от склада го­товой продукции (узла учета, входа в магистральный трубопровод, пункта отгрузки потребителю или на переработку, границы разде­ла сетей с получателем и тому подобных условий) до получателя, а также по обязательному страхованию грузов, исчисленные в соот­ветствии с законодательством РФ.

Стоимость добытого полезного ископаемого определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого и сто­имости единицы добытого полезного ископаемого. Стоимость еди­ницы добытого полезного ископаемого рассчитывается как отно­шение выручки от реализации добытого полезного ископаемого к количеству реализованного добытого полезного ископаемого.

В случае, если оценку стоимости добытых полезных ископаемых невозможно определить первым или вторым способами, налогопла­тельщик применяет третий способ оценки. При этом расчетная сто­имость добытого полезного ископаемого определяется налогопла­тельщиком самостоятельно на основании данных налогового учета. В этом случае налогоплательщик применяет тот порядок призна­ния доходов и расходов, который он применяет для определения налоговой базы по налогу на прибыль организаций.

При формировании расчетной стоимости добытого полезного ископаемого учитываются произведенные налогоплательщиком в отчетном (налоговом) периоде материальные расходы, суммы на­численной амортизации; расходы на оплату труда, ремонт основ­ных средств, освоение природных ресурсов, ликвидацию выводи­мых из эксплуатации основных средств, а также прочие расходы.

При определении расчетной стоимости добытого полезного ис­копаемого не учитываются расходы на формирование резервов по сомнительным долгам, расходы на формирование резерва по га­рантийному ремонту и гарантийному обслуживанию, а также рас­ходы, не учитываемые в целях налогообложения по налогу на при­быль организаций.

В случае, если добытое минеральное сырье содержит несколько видов полезных ископаемых, стоимость каждого вида полезного ископаемого определяется пропорционально удельному весу каж­дого вида полезного ископаемого в общем объеме добытых полез­ных ископаемых.

Налоговым периодом
признается календарный месяц.

Налогообложение производится по налоговой ставке 0% при добыче:

- полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых попутного газа;

- попутных и дренажных подземных вод, не учитываемых на государственном балансе запасов полезных ископаемых, извлече­ние которых связано с разработкой других видов полезных иско­паемых, и извлекаемых при разработке месторождений полезных ископаемых, а также при строительстве и эксплуатации подземных сооружений;

- полезных ископаемых при разработке некондиционных (ос­таточных запасов пониженного качества) или ранее списанных за­пасов полезных ископаемых (за исключением случаев ухудшения качества запасов полезных ископаемых в результате выборочной отработки месторождения). Отнесение запасов полезных ископае­мых к некондиционным запасам осуществляется в порядке, уста­навливаемом Правительством РФ;

-
полезных ископаемых, остающихся во вскрышных, вмещаю­щих (разубоживающих) породах, в отвалах или в отходах пере­рабатывающих производств в связи с отсутствием в Российской Федерации промышленной технологии их извлечения, а также добываемых из вскрышных и вмещающих (разубоживающих) пород, отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств (в том числе в результате переработки нефтешламов) в пределах нормативов содержания полезных ископаемых в ука­занных породах и отходах, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством РФ;

-
подземных вод из контрольных или резервных скважин при проведении планового контроля за их работоспособностью, нали­чие и обеспечение работоспособности которых устанавливается федеральным органом исполнительной власти;

-
минеральных вод, используемых исключительно в лечебных и курортных целях без их непосредственной реализации (в том чис­ле после обработки, подготовки, переработки, розлива);

-
подземных вод, используемых исключительно в сельскохозяй­ственных целях, включая орошение земель сельскохозяйственного назначения, водоснабжение животноводческих ферм, животновод­ческих комплексов, птицефабрик, садоводческих, огороднических и животноводческих объединений граждан.

Налогообложение добычи других видов полезных ископаемых производится по следующим налоговым ставкам.

Таблица 1

Ставки по налогу на добычу полезных ископаемых

Вид полезного ископаемого	Налоговая ставка
Калийные соли	3,8 %
Торф, апатит-нефелиновые и фосфоритовые руды, уголь каменный, уголь бурый и горючие сланцы	4,0 %
Руды черных металлов	4,8 %
Горно-химическое неметаллическое сырье (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых и фосфоритовых руд); соль природная и чистый хлористый натрий; радиоактивные металлы; теплоэнергетические и промышленные воды; неме­таллическое сырье, используемое в основном в строительной индустрии	5,5 %
Горнорудное неметаллическое сырье; битуминозные породы; полезные ископаемые, не включенные в другие группировки	6,0 %
Кондиционный продукт пьезооптического сырья, особо чистого кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья; драгоценные металлы (извлечение драгоценных металлов из коренных (руд­ных), россыпных и техногенных месторождений с получением концентратов и других полупродуктов, содержащих драгоцен-
ные металлы), а также драгоценные металлы, являющиеся полезными компонентами многокомпонентной комплексной руды, за исключением золота	6,5 %
Подземные минеральные воды	7,5 %
Редкие металлы, как образующие собственные месторождения, так и являющиеся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых; золото; природные алмазы, другие дра­гоценные и полудрагоценные камни; цветные металлы; много­компонентная комплексная товарная руда, а также полезные компоненты комплексном руды, за исключением драгоценных металлов	8,0 %
Газ горючий природный из газовых месторождений и газовый конденсат из газоконденсатных месторождений; нефть, газо­вый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений	147 руб. за 1000 кубических метров

Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов этих полезных ископаемых, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем лицензионном участ­ке, с коэффициентом 0,7.

Сумма налога по добытым полезным ископаемым, в отношении которых установлены адвалорные (в процентах) налоговые ставки, исчисляется как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы. Общая сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода по видам добытых полезных ископае­мых.

Налог уплачивается раздельно по каждому виду добытых полез­ных ископаемых. В течение налогового периода в бюджет уплачи­ваются авансовые платежи. Суммы ежемесячных авансовых плате­жей по налогу, подлежащие уплате в бюджет в течение налогового периода, исчисляются как 1/3 общей суммы налога за предыдущий налоговый период. Разница между общей суммой налога, исчислен­ной по итогам налогового периода, и суммой авансовых по налогу, уплаченных в течение налогового периода, подлежит уплате в бюджет по итогу налогового периода.

Положительная разница между суммой авансовых платежей по налогу, уплаченных в течение налогового периода, и общей сум­мой налога, исчисленной по итогам налогового периода, призна­ется суммой излишне уплаченного налога и подлежит возврату (за­чету) налогоплательщику.

Сумма налога, под­лежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее последнего дня месяца, следующего за истекшим налого­вым периодом.

Обязанность представления налоговой декларации у нало­гоплательщиков возникает за тот налоговый период, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых. Налоговая дек­ларация представляется не позднее последнего дня месяца, следую­щего за истекшим налоговым периодом.[13]

1.4 Необходимость и перспективы применения системы дифференциального налогообложения добычи полезных ископаемых

В настоящий момент в России уплата рентных платежей осуществляется в виде налога на добычу полезных ископаемых. Налог на добычу полезных ископаемых - это один из наиболее важных платежей, уплачиваемых недропользователем в бюджет Российской Федерации. Порядок расчета горной ренты, величина ее изъятия государством влияет как на экономику отдельных предприятий недропользователей, так и на всю экономику России в целом. Анализ показывает, что дальнейшее развитие общества связано с постоянным обеспечением его природными ресурсами. Это приводит наряду с разработкой месторождений углеводородного сырья, находящихся на разных стадиях эксплуатации, к необходимости увеличения в разработке природных ресурсов, находящихся в районах удаленных от промышленной и социальной инфраструктур, на континентальном шельфе морей, на больших глубинах, что приводит к росту цен на продукцию горнодобывающей промышленности.

Применение горной ренты и ее размер увеличивает или снижает прибыль организаций, эксплуатирующих месторождения. И может привести к тому, что разработка месторождений станет не рентабельной.

Сохранение НДПИ в его нынешнем виде, по мнению многих экономистов, недопустимо, так как не способствует развитию экономики предприятий и недропользователей и развития в целом. Поэтому введение дифференцированных платежей при пользовании недрами просто необходимо. Для обеспечения объективности при дифференцировании рентных платежей за пользование недрами необходимо на научной основе организовать и постоянно вести независимый, подчеркиваю, мониторинг условий пользования недрами и их изменений, как в разрезе субъектов, так и в целом в России, который должен явиться основой для расчета и прогнозирования рентных платежей на перспективу.

В настоящее время недра остаются исключительно у государства. Недропользователи обязаны сполна направить в бюджет государства налоги за право использования ими месторождений. Месторождения в зависимости от качественных и количественных характеристик могут отличаться рентными особенностями, быть разной доходности.

Налог на добычу компании платят одинаковый. Таким образом, НДПИ эффективно исполняет фискальную функцию, он эффективно администрируемый, но не обеспечивает создание равных условий для инвесторов, работающих с месторождениями, резко отличающимися своими параметрами.

Попытка изъятия сверхдоходов с помощью модернизации налога на прибыль сопряжена с очевидной опасностью введения запретительных мер для инновационной деятельности из-за того, что природа этого налога не позволяет отделить горную ренту от так называемой "инновационной", которую получают недропользователи за счет применения новейших, более эффективных методов добычи и оптимального управления.

Имеет смысл пойти по пути отказа от месторождений, где нет соответствующей инфраструктуры, но их запасы учтены в принятой энергетической стратегии. Оставив неизвлеченными запасы в разрабатываемых месторождениях, не будут создано полноценного рынка: на него не придут участники, будет отсутствовать конкуренция, продолжится отставание в геологоразведочных и поисковых работах.

Все названное приводит к существенному ухудшению минерально-сырьевой базы Российской Федерации.

Необходимо совершенно четко определить:

- нужна ли дифференциация налогов и платежей при пользовании недрами, которая учитывала бы различие экономико-географических, технологических условий разработки месторождений или существующая система налогообложения является достаточной.

- если дифференциация необходима, то в какой форме лучше ее реализовать - через введение новой системы рентных платежей или ввод дифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых, или иные механизмы.

- важно также определить механизм перехода от существующей, налоговой по форме, системы к системе рентных платежей или дифференциации НДПИ.

- необходимо определить институциональные и организационные изменения необходимы для обеспечения введения и функционирования системы рентных платежей. Здесь требуются предложения по созданию условий для объективной оценки, аудиту стоимости запасов и основных средств, а также предложения по распределению полномочий между профильными органами исполнительной власти, между федеральным центром и субъектами федерации.

Правительство РФ внесло в Государственную Думу законопроекты, изменяющие методику расчета экспортных пошлин на нефть и налога на добычу полезных ископаемых. Предложенный механизм, как и ранее, не устанавливает различий при налогообложении для месторождений с отличающимися условиями разработки и призван обеспечить дополнительный доход федерального бюджета при благоприятной конъюнктуре нефтяного рынка.

Рассматривая этот вопрос необходимо рассматривать в целом всю фискальную нагрузку, совокупную фискальную нагрузку на данный сектор экономики, включая как налоговую составляющую, так и неналоговую. Налоговая составляющая в меньшей степени подвергается индивидуальной дифференциации.

Неналоговая составляющая, то есть те платежи, которые у нас могут носить договорной характер, характер взаимоотношений собственника недр с недропользователем, эти платежи могут носить индивидуальный характер и, соответственно, подлежат гораздо более сильной дифференциации.

Когда речь идет о дифференциации, транспортная составляющая должна учитываться в полном объеме. Это - вопросы тарифов на перекачку нефти, тарифов перевозки железнодорожным транспортом. Когда обсуждается увеличение налоговой нагрузки - также важно учитывать влияние на экономику проекта транспортной составляющей: близость магистральных трубопроводов, возможность их использования, железнодорожный транспорт и так далее. Месторождение может быть и выработанное и небольшое, но если оно находится в выгодных географических условиях, когда близко расположена вся инфраструктура, то в этих условиях экономика проектов выгоднее.

Учитывая мировой опыт для каждого месторождения или отдельного объекта недропользования должна быть рассчитана налоговая шкала взамен НДПИ, которая отражает его геолого-экономические характеристики.

Необходимо определить объемы прироста запасов на лицензионных участках или определенных отчислений в централизованный фонд на воспроизводство минерально-сырьевой базы в зависимости от ежегодных объемов добычи, предусмотренных проектом разработки месторождений.

Хан Герман, исполнительный директор нефтяной компании «ТНК-БП» считает: «Несмотря на налоговое увеличение, которое сегодня предлагается Правительством, мы считаем, что, в общем-то, отрасль сумеет такого рода нагрузку вынести, хотя надо отдать должное и нельзя не сказать о том, что нагрузка эта на сегодняшний день близка к предельной и по своим основным показателям приближается к общей налоговой нагрузке ряда ближневосточных нефтяных стран, где, конечно же, и условия добычи, и себестоимость, и транспортная составляющая гораздо ниже. Но, тем не менее, пока с этим можно мириться»

Система рентных платежей должна иметь общегосударственный характер. Она должна органично вписываться в новую систему недропользования, а не конфликтовать с Налоговым кодексом. Новая система не должна требовать радикального усложнения налогового администрирования.[14]

Глава 2. Общая характеристика и особенности применения налога полезных ископаемых при добыче газа

2.1 История и проблемы развития газовой отрасли в РФ

Сегодня невозможно представить жизнь без природного газа: "голубая конфорка" радикально изменила быт, условия существования людей. Газ служит источником тепла, электроэнергии, моторным топливом, сырьем нефтехимии. Но первоначально газ получали методом сухой перегонки из каменного угля - для освещения домов и улиц.

Первые газовые фонари зажглись в России на Аптекарском острове Санкт-Петербурга (1819 год). Позднее по инициативе зарубежных предпринимателей возникло общество газового освещения северной столицы с монополией на промышленное производство и продажу газа. К концу XIX в. кроме Москвы и Санкт-Петербурга были газифицированы Киев, Харьков, Ростов-на-Дону, Одесса, Рига, Вильно, Тверь и Казань. Газ постепенно начинают использовать для нужд промышленности: варки стекла, закалки металла, опалки тканей. В Баку - крупнейшем нефтедобывающем районе Российской Империи - утилизировалось 33 млн. куб. м. природного газа (1917 год).

Экономика Советского Союза потребляла ежегодно 10-15 млн. куб. м газа в начале 30-х годов, а десятилетие спустя эта цифра выросла до 3392 млн. куб. м (США добывали 50 млрд. куб. м газа).

История "большого газа" в Советском Союзе начинается с пуском в эксплуатацию магистрального газопровода Саратов-Москва протяженностью 843 километра. 11 июля 1946 г. на столичные заводы, электростанции, в дома москвичей впервые поступил саратовский газ.

1966 год ознаменовался важной вехой: открывается «сибирский период» развития отечественной газовой промышленности. Список крупнейших месторождений мира пополнился названием «Уренгой». «Голубое топливо» из Сибири стало поступать в столицу и другие города, а 5 ноября 1982 г. в Тюменской области добыт первый триллион кубометров газа. Газовики Сибири произвели в 1983 г. более половины топлива страны.

Во второй половине 70-х годов добыча природного газа в Советском Союзе выросла в 4,8 раза, а в 1984 г. СССР вышел на первое место в мире по его добыче - 587 млрд. куб. м в год. Был сооружен газопровод Уренгой – Ужгород. Во Франции состоялась церемония открытия трансконтинентального газопровода Западная Сибирь - Западная Европа протяженностью свыше 20 тыс. километров.

К 1986 г. Единая Система Газоснабжения страны включала примерно 160 тыс. километров магистральных газопроводов, около 350 компрессорных станций, более 270 промысловых установок комплексной подготовки газа с несколькими тысячами скважин и десятками подземных хранилищ. Максимальный рекорд добычи газа на территории бывшего Советского Союза - свыше 815 млрд. кубометров (1992 год).

Созданное в 1948 г. Главное управление по добыче природного газа явилось первой формой государственно-производственной организации работников газовой отрасли. Оно действовало в структуре Миннефтепрома.

В 1956 г. это управление преобразовано в Главное управление газовой промышленности при Совете министров СССР (Главгаз). В 1963 г. создан Государственный производственный комитет по газовой промышленности СССР.

В 1989 г. на основе Министерства газовой промышленности был образован Государственный газовый концерн "Газпром". На его базе создается в 1993 г. Российское акционерное общество "Газпром" – РАО «Газпром», переименованное в 1998 г. в Открытое акционерное общество "Газпром" – ОАО «Газпром».

Газовая промышленность России традиционно формировалась как централизованная система. Ее основу составляют базовые элементы Единой системы газоснабжения, предприятия «Газпрома», расположенные в большинстве субъектов Российской Федерации. [15]

С рождением ОАО «Газпром» в условиях эпохи перехода к рыночным отношениям резко возросла роль компании в жизни российских регионов. В настоящее время хозяйство «Газпрома» - это крупный производственный комплекс, включающий десятки тысяч километров распределительных газопроводов, всю необходимую инфраструктуру. Через ЕСГ и газопроводы-отводы природным газом обеспечиваются 645 городов, более 13 тыс. поселков и сельских населенных пунктов, 10 тыс. коммунально-бытовых и 1150 промышленных предприятий, две с половиной тысячи котельных.

Сложилась развитая система взаимодействия «Газпрома» с субъектами Российской Федерации, позволяющая решать в тесном контакте с местными администрациями многие производственные, финансовые, социальные и организационные вопросы.

Сегодня в связи со стоящей перед «Газпромом» задачей расширения ЕСГ на Восток налаживаются контакты с «новыми» для компании регионами, идет совместная разработка Государственной программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе соответствующей Программы «Газпрома».

Важной формой взаимоотношений Общества с регионами являются соглашения о сотрудничестве и договоры, заключаемые в их развитие по конкретным направлениям деятельности.

Соглашения, составляющие юридическую и экономическую базу взаимодействия «Газпрома» с регионами, подписаны с 72 субъектами Российской Федерации. Они основаны на действующих федеральных законах, нормативных правовых актах РФ и нормативных правовых актах субъектов Российской Федерации.

Региональная политика ОАО «Газпром» является инструментом, позволяющим добиваться создания экономических, организационных и правовых условий, обеспечивающих нормальное функционирование системы газоснабжения на основе взаимовыгодного сотрудничества компании с многочисленными российскими территориями.

В районах Восточной Сибири и Дальнего Востока страны расположены значительные ресурсы углеводородного сырья потенциально достаточные для удовлетворения потребителей в природном газе.

Разведанные запасы природного газа в восточных регионах составляют около 8% от разведанных запасов в России, прогнозные ресурсы – около 25% от прогнозных ресурсов газа по России.

Степень геологической изученности сырьевой базы этих регионов остается еще низкой. Подтвержденные запасы газа месторождений в Восточной Сибири имеют преимущественно местное значение за исключением двух крупных месторождений - Ковыктинского в Иркутской области и Чаяндинского в Республике Саха (Якутия). Эти месторождения содержат в промышленных количествах гелий.

К настоящему времени крупными владельцами разведанных запасов газа являются ОАО "Компания "РУСИА Петролеум" с участием иностранных инвесторов и ряд российских недропользователей (Якутгазпром, Норильскгазпром, Тас-Юряхнефть, Востсибнефтегаз). В нераспределенном фонде находится до 30% запасов газа по категории А+В+С1.

Программа предусматривает формирование газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке страны на базе разработки и освоения следующих базовых месторождений:

-Ковыктинского ГКМ (Иркутская область);

-Собинско-Пайгинского НГКМ (Красноярский край и Эвенкийский автономный округ);

-Юрубчено-Тохомского НГКМ (Красноярский край и Эвенкийский автономный округ);

-месторождения Сахалинской области;

-Чаяндинского НГКМ (Республика Саха (Якутия).

По мере завершения разведки этих месторождений Программой предусматривается проведение поисково-разведочных работ по выявлению новых месторождений углеводородов, прежде всего, в районах трасс сооружения магистральных газопроводов

К настоящему времени сложившаяся политика цен на газ привела к перекосу ценовых соотношений. В результате цены на газ у потребителей ниже цен угля в 1,5-2,0 раза и мазута в 4-5 раз. В тоже время на развитых рынках (например, европейском) цены газа практически равны ценам мазута и в 1,6 раза выше цен угля.

Целями ценовой политики в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока страны является формирование:

-оптимальных соотношений цен на газ и другие энергоресурсы с учетом потребительских свойств и эффективности их использования;

-системы цен, отвечающей условиям обеспечения эффективного социально-экономического развития восточных регионов и одновременно требованиям рыночных механизмов.

Для создания здесь эффективно функционирующего рынка необходим переход от системы государственного регулирования цен к формированию договорных цен на газ, складывающихся с учетом спроса - предложения и конкуренции с другими энергоносителями. Появление новых производителей газа в восточных регионах создаст конкурентный рынок, на котором торговля газом будет осуществляться по прямым контрактам производителей с покупателями.

Сопоставление расчетных цен на газ (прогнозный метод строился из расчета замещения газом мазута и привозных углей) в Восточной Сибири и Дальнем Востоке страны с прогнозными ценами показало, что:

прогнозные средневзвешенные цены, рассчитанные на тонну условного топлива из соотношения мазут - 1,0; газ - 0,8, подтверждают возможность устойчивого сбыта газа по цене, определенной затратным методом, и наличие большого запаса эластичности цены для различных видов потребителей;

некоторые районы в субъектах Российской Федерации будут нуждаться в применении механизма дотации потребителям или системы налоговых льгот. Прогнозные цены в таких территориях должны уточняться после получения детальной информации о возможных инвестициях в угольную промышленность.

При реализации Программы имеются реальные предпосылки для создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке страны развитого рынка ТЭР, обеспечения перехода от системы государственного регулирования к формированию договорных цен на газ, складывающихся под влиянием спроса - предложения и конкуренции различных видов энергоносителей.[16]

2.2 Основные элементы налога на добычу полезных ископаемых при добыче газа

Объект налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа — это природный газ, добытый из недр на территории РФ на участке недр, предос­тавленном налогоплательщику в пользование в соответствии с за­конодательством РФ;

-
добытый из недр за пределами территории РФ, если эта добы­ча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностранных госу­дарств или используемых на основании международного догово­ра) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в поль­зование.

Различают:

- газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений;

- газовый конденсат из газоконденсатных место­рождений, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей;

- газ горючий при­родный из газовых и газоконденсатных месторождений;

- газ горю­чий природный из нефтяных (газонефтяных, нефтегазовых) и неф­тегазоконденсатных месторождений (далее — попутный газ);

Плательщики налога на добычу природного газа — орга­низации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями природного газа в соответствии с законодательством РФ, под­лежащие постановке на учет в качестве налогоплательщика по месту нахождения участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.[17]

Как известно, в Рос­сии на рынке газа практически монопольно выступает ОАО "Газпром", который со­вместно со своими дочерними и зависи­мыми обществами, осуществляет 85-90% добычи газа, контролирует более 60% разведанных запасов газа России, владе­ет 70% лицензий на разработку газовых месторождений. ОАО "Газпром" добывает также порядка 10-11 млн т нефти и кон­тролирует более 99% акций крупнейшего нефтехимического холдинга "Сибур", на долю которого приходится около 47% об­щероссийского производства синтетичес­кого каучука, 48% - производства шин, 25% полиэтилена. "Газпром" владеет ак­тивами многих других предприятий, в том числе и непрофильного характера, что, по нашему мнению, не может не отвлекать крупнейшу

ю организацию от выполнения ее основных задач.

Поставки газа за пределы границ бывшего СССР осуществляются практи­чески монопольно ОАО "Газпром" через свое 100% предприятие "Газэкспорт". Для экспорта газа "Газпром" создал за грани­цей разветвленную сеть совместных ком­паний, филиалов и дочерних организаций, специальную инфраструктуру, позволяю­щую успешно реализовать намеченные к продаже экспортные фонды.

Кроме "Газпрома", добычу газа в России осуществляют крупные вертикаль­но-интегрированные нефтяные компании (ВИНК), а также многочисленная группа так называемых независимых газовых компаний.

ВИНК в 2003 г. добыли 40,5 млрд куб м, в которые входят как природный, так и попутный газ. Лидерами добычи были ОАО НК "Сургутнефтегаз", ОАО НК "Рос­нефть" и ОАО НК "ЛУКойл". Добыча при­родного газа независимыми газодобыва­ющими компаниями составила в 2003 г. 39,6 млрд куб м. Таким образом, вне "Газ­прома" в России в 2003 г. было добыто более 80 млрд куб м газа, это обеспечило 13% общероссийской добычи.

Для ОАО "Газпром" ставка НДПИ в соответствии с принятым решением составит 107 руб. за 1 тыс. куб. м. В свою очередь правительство настаивало на ставке НДПИ в размере 107 руб. для всех производителей природного газа, вне зависимости от вида газа. При этом экспортная пошлина должна составить около 28%.[18]

2.3 Порядок исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых при добыче газа

В каждой отрасли применяется специфическая первичная и сводная учетная документация, формы которой могут иметь различные наименования. В нефтегазодобывающей промышленности используется отчетная диспетчерская информация - месячные рапорта, оперативные сводки, сводки по добыче, транспортировке нефти и газа, а также иные формы, в том числе утвержденные инструкцией по учету нефти Министерства нефтяной промышленности РД 39-30-627-81. Необходимая для налогообложения информация содержится в актах приема-сдачи газа, в технологической карте по добыче газа, в исполнительном балансе газа и иных документах.

НДПИ уплачивается отдельными платежными документами по каждому коду бюджетной классификации и по каждому месту постановки налогоплательщика на учет в качестве налогоплательщика НДПИ. Необходимо обратить внимание на правильность указания в платежном документе отдельных реквизитов. По общему правилу в платежном документе указывается код по ОКАТО административно-территориального образования, на территории которого находится налоговый орган по месту представления налоговой декларации.

Но нередко бюджетными законами субъектов РФ предусматривается зачисление части НДПИ в доходы местных бюджетов. В этом случае налогоплательщик должен указать код по ОКАТО административно-территориального образования, на территории которого осуществляется добыча полезных ископаемых.

Что касается ИНН и КПП налогового органа, то в необходимо указывать реквизиты того налогового органа, в котором налогоплательщик состоит на учете в качестве налогоплательщика в данном субъекте РФ. Налогоплательщик, который состоит на учете в межрегиональной инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам, указывает ИНН и КПП данной инспекции. [19]

Порядок зачисления НДПИ зависит от вида полезного ископаемого.

НДПИ по природному газу полностью зачисляется в федеральный бюджет.

Таможенные пошлины на газ. Таможенные пошлины на природ­ный газ фактически были введены в конце 1999 г. и составили 5% от таможенной стоимости, или не менее 2,5 евро/т. В начале 2001 г. пошлины были увеличены до 10%, но в середине года вновь снижены до уровня 5%. В течение 2002-2003 гг. ставка таможенной пошлины не менялась и оставалась равной 5%. С 1 января 2004 г. ставка таможен­ной пошлины резко увеличилась и составила 30% таможенной сто­имости, что должно компенсировать отмену акциза на газ. Таким обра­зом, правительство переносит налоговую нагрузку на экспортируемую часть производства.

Некоммерческая организация Союз не­зависимых производителей газа («Союз-газ») считает, что увеличение ставки НДПИ для газодобывающих предприятий сделает невозможным рост добычи газа компания­ми, не входящими в структуру «Газпрома». Эксперты «Союзгаза» заявляют, что второе за последний год повышение НДПИ самым негативным образом отразится на развитии отрасли в целом. По оценкам специалистов, при повышении НДПИ на 26% объем ин­вестиций в развитие газодобычи снизится почти наполовину. Это означает, что пред­приятия, не входящие в «Газпром», постав­ляя природный газ только на внутренний рынок, будут вынуждены отказаться от сво­их планов как по увеличению добычи, так и по наращиванию объемов поставок.

Сегодня независимые газодобывающие компании имеют лицензии на добычу 30% газа, а обеспечивают пока только 10% отече­ственного рынка газа. Увеличение ставки НДПИ ставит под угрозу срыва выполнение правительством Энергетической стратегии развития России до 2020 года, в соответствии с которой практически весь прирост отечественной добычи в течение ближайших 20 лет должен быть обеспечен за счет деятель­ности независимых производителей.

Налоговая база определяется как количество добытого природного газа отдельно по каждому его виду.

Количество добытого газа определяется налогоплательщиком самостоятельно.

Налоговая база определяется отдельно по каждому виду добытого полезного иско­паемого. При определении налоговой базы по добытым полезным ископаемым, в отношении которых установлены различные нало­говые ставки, налоговая база определяется отдельно по каждому виду добытых полезных ископаемых, облагаемых по разным нало­говым ставкам.[20]

Таблица 2.

Ставки налога

Ставка	Применяется при добыче:
Ставка 0%	полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых. попутного газа;
Ставка 16,5%	углеводородного сырья
Ставка 17,5%	газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья
Ставка 147 рублей за 1 000 кубических метров газа	газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья.

Природный горючий газ и попутный нефтяной газ из нефтяных (газонефтяных, нефтегазовых) месторождений подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации (НК РФ) определены в качестве видов добытого полезного ископаемого.

При этом в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ в отношении газа горючего природного из нефтяных месторождений и попутного нефтяного газа из нефтяных месторождений установлена налоговая ставка ноль процентов.

В отношении газа горючего природного и попутного нефтяного газа из газонефтяных и нефтегазовых месторождений следует также применять налоговую ставку ноль процентов, поскольку исходя из положений статьи 337 НК РФ газонефтяные и нефтегазовые месторождения отнесены к нефтяным месторождениям.

Налог уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом по месту нахождения каждого участка недр. По полезным ископаемым, добытым за пределами РФ, налог уплачивается по месту нахождения организации или месту жительства индивидуального предпринимателя.

Обязанность представления налоговой декларации возникает начиная с того налогового периода, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых.

Налоговая декларация представляется не позднее последнего дня месяца, следующего за истекшим налоговым периодом (ст.344, 345 НК РФ)

Налоговая декларация представляется в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика.[21]

Налог на добычу полезных ископаемых при добыче газового конденсата.

У налогоплательщиков, работающих в сырьевой отрасли, нередко возникают затруднения при исчислении НДПИ при добыче газового конденсата.

Газовый конденсат, добытый из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей, является одним из видов добытого полезного ископаемого. Но проектом обустройства месторождения при добыче газового конденсата перечисленные операции не предусмотрены. То есть сначала газовый конденсат поступает в систему сбора вместе с нефтью, газом и водой, добытыми из нефтяных скважин, а затем в пункт подготовки нефти.

В ситуации, когда газовый конденсат поступает в систему сбора и в пункт подготовки нефти не отделенным от нефти, газа и воды, законодатель обязывает налогоплательщика косвенным методом рассчитывать количество каждого добытого полезного ископаемого, поименованного в подпункте 2 статьи 337 НК РФ.

Налоговую базу в отношении каждого добытого полезного ископаемого налогоплательщик определяет самостоятельно. Это касается любых полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого. Об этом говорится в пункте 1 статьи 338 НК РФ.

Статья 339 НК РФ указывает на то, что количество добытого полезного ископаемого налогоплательщик определяет самостоятельно в единицах массы или объема двумя способами:

1) прямым (посредством применения измерительных средств и устройств);

2) косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье), если иное не предусмотрено настоящей статьей. При этом косвенный метод применяется тогда, когда определить количество добытых полезных ископаемых прямым методом не представляется возможным.

В случае, когда проектом обустройства месторождения при добыче газового конденсата не предусмотрены операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей, НДПИ по газовому конденсату исчисляется расчетным путем, как если бы эти операции были осуществлены.

При исчислении НДПИ нужно помнить, что налоговые ставки должны соответствовать объекту налогообложения. Ставка для нефти обезвоженной и стабилизированной — 419 руб. за тонну (с учетом коэффициента динамики мировых цен, рассчитываемого ежеквартально в соответствии со статьей 5 Федерального закона от 08.08.2001 № 126-ФЗ), а для газового конденсата из всех месторождений углеводородного сырья, прошедшего операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей, — 17,5% (п. 2 ст. 342 НК РФ). Попутный газ облагается по ставке 0%, а добываемая вода согласно пункту 2 статьи 336 Кодекса налогом не облагается.

Таким образом, для целей обложения НДПИ организация обязана вычислить долю фактического содержания газового конденсата, являющегося объектом налогообложения, расчетным путем из получаемой смеси нефти, газового конденсата и воды. Она должна исчислить налог по ставке 17,5%.

Если организация добывает газовый конденсат как сопутствующий продукт, то количество добытого конденсата определяется расчетным путем и в балансе нефти отражается «в том числе» в составе нефти. При реализации газовый конденсат в учете не отделен от нефти. Иными словами, он не реализован как отдельный продукт, а значит, определить его стоимость не представляется возможным.

Весь объем газового конденсата вместе с нефтью проходит подготовку (сепарацию, обезвоживание и т. д.). В процессе производства конденсат частично идет на выработку стабильного газового бензина на имеющихся у организации мощностях, а оставшаяся часть — на реализацию в составе нефти. Стабильный газовый бензин полностью реализуется.

НДПИ следует начислять по каждому объекту налогообложения (газовому конденсату и нефти) отдельно. При этом налоговую базу по газовому конденсату, используемому для создания и последующей реализации стабильного газового бензина, нужно определять расчетным путем исходя из количества газового конденсата, использованного для создания стабильного газового бензина.

В описанной ситуации организация имеет два объекта налогообложения — нефть и газовый конденсат, которые облагаются по налоговым ставкам 419 руб. за тонну и 17,5% соответственно. Налоговую базу по каждому полезному ископаемому налогоплательщик определяет самостоятельно.

Абзацем 1 пункта 2 статьи 338 НК РФ установлено, что налоговая база рассчитывается как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением попутного газа и горючего природного газа из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом стоимость добытых полезных ископаемых исчисляется в соответствии со статьей 340 НК РФ.

Выбранный метод определения количества добытого полезного ископаемого налогоплательщик закрепляет в учетной политике для целей налогообложения и применяет его в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Изменить утвержденный метод можно только в том случае, если в технический проект разработки месторождения внесены поправки, связанные с изменением применяемой технологии.

При прямом методе определения количества добытого полезного ископаемого налогоплательщик учитывает его фактические потери. Таковыми признаются разницы между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого, определяемым по завершении полного цикла, технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения. Фактические потери учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам такого измерения.[22]

2.4 НДПИ НА ПРИМЕРЕ ОАО «ГАЗПРОМ»

Характеристика ОАО «ГАЗПРОМ»

Открытое акционерное общество «Газпром» – крупнейшая газовая компания мира, занимающаяся геологоразведкой и добычей газа, его транспортировкой и переработкой, а также реализацией газа в России и за ее пределами. ОАО «Газпром» является правопреемником имущественных прав и обязанностей Государственного газового концерна «Газпром», в том числе его прав пользования землей, недрами, природными ресурсами, а также прав и обязанностей по заключенным концерном договорам. «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа
. Его доля в мировых запасах газа составляет 16 процентов
, в российских – почти 60 процентов
.

«Газпрому» принадлежат магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.

Учредителем «Газпрома» является Правительство Российской Федерации. Общая численность персонала «Газпрома» составляет примерно 330 тыс. человек.

Добыча газа:
2001 г. 512 млрд. куб. м
2002 г. 521,9 млрд. куб. м
2003 г. 540,2 млрд. куб. м
2004 г. 545,1 млрд. куб. м
2005 г. 547 млрд. куб. м
Прогноз
: 2010 г. 560 млрд. куб. м
2020 г. 580-590 млрд. куб. м
2030 г. 610-630 млрд. куб. м

В 2004 г. «Газпром» добыл 545,1 млрд. куб. м газа — на 4,9 млрд. куб. м больше, чем в 2003 г. Достигнутый объем добычи составил свыше 86% от общероссийской и около 20% от общемировой добычи газа.

Основной прирост объемов добычи газа получен за счет Еты-Пуровского ГМ, Анерьяхинской площади Ямбургского НГКМ и Песцовой площади Уренгойского ГКМ, которые ОАО «Газпром» ввел в эксплуатацию в 2004 г., Заполярного НГКМ (100 млрд. куб. м в год), а также Вынгаяхинского ГМ и Ен-Яхинского НГКМ.

Добыча газа

(Рис. 1) Объем добычи газа ОАО «Газпром» (млрд. куб. метров)

(Рис. 2)Распределение добычи газа Группой «Газпром» по регионам РФ

Государство - владелец 55-процентного пакета акций газовой монополии. Сейчас степень управляемости газового монополиста внутри страны как никогда высока. Чего не скажешь о ситуации внешней - Евросоюз, куда направлены основные экспортные поставки газа, никак не угомонится в стремлении либерализовать свой рынок газа и диверсифицировать поставки газа. Сейчас "Газпром" - почти монополист среди экспортеров газа в Европу.

Сейчас на долю поставок "Газпрома" приходится 26% потребления газа в европейских странах и соответственно 40% его импорта. А в 2003 году в страны Центральной и Западной Европы было поставлено 132.9 млрд. кубометров российского газа, против 128.6 млрд. кубометров, экспортированных в Европу в 2002 году. Выручка от экспорта газа на европейские рынки в 2003 году достигла рекордной суммы, превысив $16 млрд., что на 22% выше показателя 2002 года.

Евросоюз либерализует собственный газовый рынок и требует от стран-участниц диверсифицировать поставки газа. Тем не менее, поставки российского газа на европейский газовый рынок постоянно растут. По неофициальным данным, в 2004 году ожидается увеличение экспортных поставок приблизительно на 3%.

Для "Газпрома" и России в целом такая динамика безусловно положительна. Экспорт газа на европейский рынок - основная статья дохода "Газпрома",
формирующая инвестиционную программу компании и позволяющая развивать производство газа. Почти 25% российского бюджета составляют налоговые поступления "Газпрома
", которые газовый монополист платит именно со своей экспортной выручки. Более того, рост экспортных поставок позволяет часть доходов пускать на перекрестное субсидирование - то есть сдерживать рост внутренних цен на газ.

Но все эти интересы России противоречат новой политике Евросоюза, направленной на либерализацию европейского газового рынка. Евросоюз настаивает на расширении количества поставщиков газа, так как почти монопольные поставки "Газпрома" не позволяют снижать цену на рынке и ставят страны Европы в зависимость от России.

ОАО «Газпром» является самым крупным инвестором в России. Так, в 2002 г. на капитальные вложения компанией было выделено более 150 млрд. руб., в 2003 г. — 197,3 млрд. руб. В 2004 г. объем освоенных капитальных вложений за счет средств головной компании составил 210,3 млрд. рублей (включая НДС).

Основные инвестиции в 2004 г. были направлены на реализацию газотранспортных проектов (55%): Заполярное–Уренгой, СРТО–Торжок, Ямал–Европа, а также в обустройство Заполярного, Песцового, Вынгаяхинского, Етыпуровского, Ен-Яхинского месторождений, Анерьяхинской и Харвутинской площадей и Ямбургского месторождения.

Стратегия развития

В рамках задач, поставленных Энергетической стратегией России перед газовой промышленностью, ОАО «Газпром» видит свою миссию в максимально эффективном и сбалансированном газоснабжении потребителей Российской Федерации, выполнении с высокой степенью надежности долгосрочных контрактов и межправительственных соглашений по экспорту газа.

Стратегической целью ОАО «Газпром» является создание энергетической компании – мирового лидера, обеспечение надежных поставок природного газа, а также других видов топлива и сырья на мировой и внутренний энергетические рынки, долгосрочный рост стоимости компании. Стратегия компании строится на следующих принципах:

· повышение эффективности основной деятельности;

· диверсификация и расширение деятельности (новые рынки, транспортные маршруты, продукты), в том числе за счет высокоэффективных проектов, обеспечивающих создание продуктов с высокой добавленной стоимостью;

· соблюдение интересов всех акционеров ОАО «Газпром»;

· совершенствование корпоративного управления, повышение прозрачности финансово-хозяйственной деятельности.

Концепция развития компании

Освоение новых рентабельных источников добычи для удовлетворения спроса на газ в долгосрочной перспективе. Инвестиции в объекты добычи газа перспективных месторождений планируется осуществлять в соответствии с очередностью, определяемой экономической эффективностью. При этом будет проводиться оптимизация долгосрочного инвестиционного портфеля ОАО «Газпром» с учетом комплексного развития мощностей по добыче и связанных с ними мощностей по транспортировке, переработке и хранению газа.

Необходимый уровень добычи газа до 2010 г. будет обеспечиваться за счет вывода на проектную производительность Заполярного месторождения, а также Анерьяхинской и Харвутинской площадей Ямбургского месторождения, ввода в разработку сравнительно небольших площадей и месторождений-сателлитов, находящихся в зоне месторождений-гигантов (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное). В планах Газпрома освоение Южно-Русского месторождения, валанжинских залежей Заполярного и Песцового месторождений, ачимовских залежей Уренгойского месторождения, которые расположены вблизи действующей инфраструктуры, что предопределяет экономическую эффективность этих проектов.

После 2010 г. предполагается освоение новых стратегических районов газодобычи на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, акваториях Обской и Тазовской губ, на полуострове Ямал и шельфе арктических морей. Освоение месторождений в этих районах потребует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач при сооружении скважин, газопромысловых объектов и прокладки газопроводов в зоне многолетнемерзлых почв, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в сложных природно-климатических условиях.

Газпром также стремится участвовать в проектах по разведке, добыче, транспортировке и сбыту углеводородов в третьих странах в рамках стратегии «глобального присутствия» компании на мировом рынке нефти и газа, используя при этом как участие в конкурсах и аукционах, так и операции обмена активами.

Вовлечение в баланс поставок газа из стран Центральной Азии. С целью минимизации инвестиционной нагрузки на ОАО «Газпром» и оптимизации потоков газа в рамках Единой системы газоснабжения России (ЕСГ), которая создавалась с расчетом в числе прочих и на центральноазиатские источники газа, проводится работа по включению газа стран Центральной Азии в ресурсный портфель ОАО «Газпром».

Дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры для удовлетворения растущего спроса на газ и повышения гибкости поставок газа на внутренний и внешний рынки. Осуществляется реконструкция существующих и строительство новых газопроводов: Северные районы Тюменской области – Торжок (СРТО – Торжок), Починки – Изобильное – Северо-Ставропольское ПХГ и Ямал – Европа (участок Торжок – Польша), а также новых подземных хранилищ газа. Прорабатывается проект строительства СЕГ.

Развитие нефтегазопереработки. Газпром нацелен на расширение производства продуктов газохимии, повышение извлечения ценных компонентов из газа и увеличение производства продуктов более глубокой степени переработки, а также на увеличение загрузки перерабатывающих мощностей. Планируется модернизация газоперерабатывающих мощностей дочернего общества ОАО «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания» (ОАО «АК «Сибур»), намечается создание новых производств по переработке природного газа с получением синтетического жидкого топлива, диметилового эфира и другой продукции.

Совершенствование корпоративного управления и повышение прозрачности финансово-хозяйственной деятельности. В рамках первого этапа внутреннего реформирования проведено совершенствование структуры управления, регламентных процедур и системы бюджетирования на уровне головной компании. Цель второго этапа – повышение эффективности работы Газпрома как вертикально интегрированной компании и оптимизация структуры управления основными видами деятельности на уровне дочерних обществ. В результате структурных преобразований будет осуществлено разделение финансовых потоков в добыче, транспортировке, переработке, подземном хранении и сбыте газа, а также жидких углеводородов. Предполагается выделение в обособленные подразделения сервисных служб, распределительных сетей, социальной инфраструктуры. Преобразования позволят повысить прозрачность затрат, связанных непосредственно с осуществлением основных видов деятельности, будут способствовать объективному отражению этих затрат при формировании регулируемых тарифов на реализацию и транспортировку газа.

Выход на рынки сжиженного природного газа

К настоящему времени разработана стратегия деятельности компании по производству и морской транспортировке СПГ. Выбран оптимальный проект транспортировки СПГ на рынок США. В качестве сырьевой базы для обеспечения поставок предпочтительным с точки зрения эффективности является Штокмановское ГКМ на шельфе Баренцева моря.

Подписан ряд меморандумов о взаимопонимании с крупнейшими нефтегазовыми компаниями («ЭксонМобил», «КонокоФиллипс», «Статойл АСА», «ШевронТексако», «Гидро») о совместной проработке возможных проектов по сотрудничеству в этом направлении.

ОАО «Газпром» совместно с компанией «Петро-Канада» прорабатывает возможность строительства в Ленинградской области завода по производству СПГ для дальнейшего экспорта на рынки Северной Америки.

Инвестиции в электроэнергетику

Электроэнергетика становится в России перспективным бизнесом. Поэтому ОАО «Газпром», будучи одним из основных поставщиков топлива в этот сектор производства, проводит активную политику по приобретению электроэнергетических активов и инвестированию в данную сферу. Инвестиции в электроэнергетику застрахуют Газпром от значительного роста цен на электроэнергию как ее потребителя, а также позволят получить доступ к важному для компании сегменту рынка в рамках стратегии диверсификации бизнеса.

В 2004 г. Группа Газпром приобрела пакет акций компании РАО «ЕЭС России» и достигла предварительных договоренностей, которые позволяют консолидировать под управлением Группы при проведении Общих собраний акционеров до 10,5 % голосов. Доля Газпрома в уставном капитале компании «Мосэнерго» доведена до 25,01 %.

Налоговые поступления ОАО «ГАЗПРОМ»

Особенно остро стоит вопрос уплаты налогов в бюджет.

Правительство РФ, Газпром и независимые производители газа создали рабочую группу по согласованию одобренного сегодня профильным комитетом Госдумы законопроекта, повышающего налог на добычу полезных ископаемых. Как заявил член правления Газпрома Александр Рязанов рабочая группа в течение 5 дней разработает альтернативное предложение по налогообложению газовой отрасли. В настоящее время "налоговая нагрузка на газ несколько выше, чем на нефть"
. Согласно разовым расчетам, после принятия закона о повышении ставки НДПИ при добыче природного газа Федеральный бюджет дополнительно получит от 17 млрд. руб. до 56 млрд. руб. При этом, независимые производители несут $4 убытка при добыче 1 тыс. куб. м газа. По расчетам Газпрома, увеличение ставки НДПИ повлечет за собой снижение прибыли российского газового холдинга на сумму до 40 млрд. руб. Убытки Газпрома от реализации газа на внутреннем рынке в 2003 году составили 8.5 млрд. руб., убыток в 2005 году ожидается в размере 15.5 млрд. руб.

«Газпром» исправно платит налоги в бюджеты всех уровней в соответствии с действующим налоговым законодательством. Так, в 2000 г. — 213,4 млрд. руб., в 2001 г. — 270,5 млрд. руб., в 2002 г. — 247,4 млрд. руб., в 2003 г. — 280,2 млрд. рублей. Налоговые выплаты в 2004 г. составили 363,7 млрд. рублей — 8% налоговых поступлений консолидированного бюджета страны.

Ниже приведен рисунок 3, отражающая все налоговые выплаты ОАО «ГАЗПРОМ» за последние 6 лет.

(Рис. 3) Налоговые выплаты ОАО «Газпром», млрд. руб.

Далее приведена таблица, учитывающая налоговые поступления только федеральный бюджет.

Таблица 3

Сумма уплаченных в федеральный бюджет налогов (2003-2005 гг)

год	Сумма налога, уплаченная в федеральный бюджет, млрд. руб.
2003	325
2004	363
2005	380

Структура уплаты налога на газ в 2005 г наглядно изображена на рисунке 4

(Рис. 4) Структура уплаты НДПИ ОАО «Газпром»

В "Газпроме" хотят увидеть обновленный и измененный Налоговый кодекс. Правлению газового гиганта рекомендовано продолжить соответствующую работу с органами федеральной власти по внесению своих вариантов корректировки системы налогообложения. Предлагаемые изменения предусматривают перераспределение сумм налога на прибыль и налога на движимое имущество между региональными бюджетами. Как подчеркивают в "Газпроме", наибольшее влияние на изменение динамики налоговых поступлений в региональные бюджеты оказывает изменение налогового законодательства. Особое место здесь занимает перераспределение налоговых поступлений между центром и регионами.

Эти перераспределения затрагивают важный для Тюменской области налог на добычу полезных ископаемых — один из основополагающих источников бюджетных поступлений. Напомним, что в России с 2004 года произошло перераспределение процентных долей зачисления НДПИ между федеральным и региональными бюджетами. НДПИ по природному газу с этого времени полностью уходит в федеральную казну. Что касается НДПИ по нефти и газовому конденсату, то эти отчисления в региональные бюджеты уменьшились до 13,4-14,4%. Раньше в бюджеты регионов уходила пятая часть налога по добыче нефти и газового конденсата.

Также, как считают в "Газпроме", на сокращении поступлений в региональные бюджеты сказалось и изменение порядка уплаты акцизов на нефтепродукты. Есть предложения у "Газпрома" по изменению налога на имущество организаций. В результате, с 2004 года суммы налога, приходящиеся на движимое имущество в составе Единой системы газоснабжения (оборудование компрессорных, газораспределительных станций и т. п.) зачисляются в бюджет Москвы по месту нахождения "Газпрома".

Газпром выполняет все требования ФНС по уплате НДПИ. В таблице 4 обобщена вся вышеизложенная информация.

Таблица 4.

НАЛОГ НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

(в соответствии с гл. 26 Налогового кодекса РФ)

Плательщик	Объект налогообложения	Налоговая база	Налоговый период	Сроки уплаты
ОАО «ГАЗПРОМ», организация, признаваемая пользователем недр в соответствии с законода- тельством РФ	Полезные ископаемые (газ и газовый конденсат), добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.	стоимость добытого газового конденсата (при добыче попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья - количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении).	календарный месяц	не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом

Последние годы все больше налогов перераспределяется в пользу федерального бюджета, в результате, в частности, сырьевая республика Коми из региона-донора превратилась в регион, просящий у центра денег.

Если сегодня пропорция складывается 60% в федеральный бюджет, 40%, даже меньше – в региональные, то в следующем году пропорция будет 54% в федеральный и 46% в региональный. То есть меняется в пользу федеральных бюджетов.

«На сегодняшний день доля "Газпрома" составляет 13% дохода в бюджет.
Добавить сюда где-то 20% в совокупности – доля всех нефтяных компаний. Мы выходим на цифру приблизительно в 30-35% бюджета. Даже это очень много, потому что при такой сумме мы все время должны закладываться на цену на нефть и т.д., все время дрожать, бояться, что что-то изменится, создавать резервы и т.д. Если бы у нас эта доля была бы 10%, мы бы уже этого не боялись, потому что большая часть налогов собиралась бы внутри страны. Поэтому нужно это делать – то, о чем Вы сказали, - но очень аккуратно и никогда не допускать того, чтобы вся наша страна зависела только от внешней конъюнктуры.»

Глава 3. Проблемы налогообложения налогом на добычу газа и пути их решения

Проблема определения «полезного ископаемого»

С 1 января 2004 г. в главу 26 НК РФ были внесены весьма важные изменения для нефтегазовой промышленности. В частности, законодатель отказался от того, чтобы перечислять все виды месторождений, а использовал более удобное понятие "все виды месторождений углеводородного сырья". Эти поправки устранили целый ряд коллизий, имевших место в предыдущие два года применения главы 26 НК РФ.

В первоначальной редакции главы 26 Налогового кодекса РФ законодатель для определения полезного ископаемого использовал весьма сложную юридическую технику. Все полезные ископаемые были разделены на группы, а отдельные группы еще и на подгруппы. Группа "углеводородное сырье" включала в себя четыре подгруппы (п. 2 ст. 337 НК РФ):

нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная,

газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений;

газовый конденсат из газоконденсатных месторождений, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей;

газ горючий природный из газовых и газоконденсатных месторождений;

газ горючий природный из нефтяных, газонефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений, добываемый через нефтяные скважины.

Для разделения углеводородов на подгруппы законодатель использовал критерий "месторождение, из которого происходит полезное ископаемое". В результате газовый конденсат попал в две подгруппировки: "газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений" и "газовый конденсат из газоконденсатных месторождений", а природный газ - в подгруппировки "газ из газовых и газоконденсатных месторождений" и "газ из нефтяных, газонефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений".

Кроме указания для каждой подгруппы своего типа месторождения законодатель ввел дополнительные уточнения, позволяющие более точно определить, что является полезным ископаемым, а что - нет. Для нефти и газового конденсата такими уточнениями стали указания на качество, которому должно соответствовать налогооблагаемое полезное ископаемое. А для природного газа был использован весьма необычный критерий - способ его добычи.

В результате такого подхода из перечня углеводородного сырья "выпал" газ, добытый из нефтяных, газонефтяных, газоконденсатнонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений через газовые скважины. Газ, добытый из тех же месторождений через нефтяные скважины, указан, и, согласно ст. 342 НК РФ, он облагается по ставке 0%. Указан в НК РФ также и природный газ из газовых и газоконденсатных месторождений (облагается по адвалорной ставке 16,5%). Однако в НК РФ ничего не говорится про налогообложение газа, добытого через газовые скважины из нефтегазоконденсатных месторождений.

Буквальное прочтение НК РФ приводило к тому, что из-под налогообложения выпадал газ из газоконденсатных месторождений, добываемый через газовые скважины. Однако такой подход не учитывает того обстоятельства, что перечень полезных ископаемых в НК РФ открыт. На это, в частности, указывает то, что в ст. 342 НК РФ даже предусмотрена специальная налоговая ставка для "иных полезных ископаемых, не включенных в другие группировки".

Следовательно, "потерянный" законодателем газ должен был облагаться по ставке 6%, как иное полезное ископаемое, не включенное в другие подгруппы. Для того чтобы принять это толкование, нужно согласиться с тем, что законодатель намеренно исключил из группы "углеводородное сырье" такое полезное ископаемое, как "газ горючий природный из нефтегазоконденсатных месторождений, добываемый через газовые скважины".[23]

Проблема толкования понятия «месторождение»

В основе проблемы лежит толкование и анализ понятия "месторождение". К сожалению, в законодательстве определения этого понятия не содержится. Все, что можно почерпнуть из законов, сводится к перечислению типов месторождений: газовые, нефтяные, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, нефтегазоконденсатные.

Типы месторождений законодатель увязывает с видами углеводородов, которые из него добываются. Таким образом, НДПИ должны облагаться только те углеводороды, которые прямо названы в НК РФ и которые добыты из указанных в НК РФ месторождений. То есть, если газовый конденсат добыт из газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, он должен облагаться НДПИ. А если он был добыт из иного месторождения, то объекта для налогообложения нет.

Однако НК РФ не упоминает целый ряд месторождений углеводородного сырья, таких, как: конденсатно-газовое, газонефтеконденсатное, нефтеконденсатно-газовое, конденсатнонефтегазовое, конденсатногазонефтяное. Порядок следования углеводородов в названии каждого из типов месторождений объясняет структуру геологических или извлекаемых запасов различных углеводородов в этих месторождениях. То есть и из газонефтеконденсатного и из нефтеконденсатно-газового можно добывать нефть, газ и конденсат. А отличие этих месторождений состоит в том, что у них разная структура запасов углеводородов.

Очевидно, что если считать, что поименованные в НК РФ типы месторождений и названные в предыдущем абзаце месторождения - это разные месторождения, то в бюджет не должны идти колоссальные суммы налогов. Например, не нужно будет платить НДПИ с газа, добытого из конденсатно-газового месторождения.

Можно предположить, что в целях главы 26 НК РФ тип месторождения определяется видами углеводородов, которые из него добывается, а не соотношением запасов (геологических или извлекаемых) этих углеводородов. При таком подходе стирается, например, разница между газоконденсатным и конденсато-газовым месторождениями. Из обоих месторождений добывается газ и газовый конденсат, а чего больше, чего меньше для целей налогообложения - не имеет никакого значения.

Хотя предложенное понимание термина "месторождение" существенно сужает поле для налоговых "оптимизаторов", но проблему выпадения из объекта обложения НДПИ природного газа, добытого через газовые скважины из нефтегазоконденсатных месторождений, оно не решает. Поэтому следует пойти дальше в исследовании понятия "месторождение".

Из анализа ст. 337 НК РФ следует, что природный газ приносит государству доходы только в случае, если добывается из газовых и газоконденсатных месторождений. Таким образом, чтобы обложить НДПИ добычу газа из нефтегазоконденсатных месторождений, необходимо допустить, что газоконденсатное месторождения и нефтегазоконденсатное месторождение - это одно и тоже.

На первый взгляд звучит абсурдно. Однако абсурдность преодолевается, если в контексте главы 26 НК РФ понятие "месторождение" отождествить с понятием "залежь". Сразу отметим, что понятие залежи, так же как и понятие месторождения, законодательно не определено. В то же время в ряде нормативов эти два термина используются в одном значении (см., например, постановление Госгортехнадзора РФ от 2 августа 2002 г. № 49 "Об утверждении положения о порядке согласования с органами Госгортехнадзора России проектной документации на пользование участками недр").

В главе 26 НК РФ законодатель использовал следующий критерий для размежевания разных полезных ископаемых - способ его добычи. Используя его, можно легко определять тип месторождения по типу пробуренных на нем скважин. Такой прием позволяет легко определить ставку НДПИ, по которой должен облагаться газ. Если газ добыт через газовые скважины, значит, его месторождение - газовое или газоконденсатное, а налоговая ставка по такому газу будет равна 16,5%. А если газ добыт через нефтяные скважины, то ставка составит 0% (п. 3 ст. 337 НК РФ и подпункт 2 п.1 ст. 342 НК РФ).

Проблема двойственности ставок на газовый конденсат

Еще одну путаницу устранил законодатель, определив, что газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья облагается по единой адвалорной ставке. Около двух лет перед многими газовыми компаниями стоял вопрос: по какой ставке платить за газовый конденсат, добытый из нефтегазоконденсатного месторождения?

Сразу отметим, что в данном случае рассматривается случай, когда на этом месторождении пока совсем не добывается нефть (у налогоплательщика даже нет ни одной нефтяной скважины). Такие ситуации распространены на нефтегазоконденсатных месторождениях с узкими нефтяными оторочками.

Статья 342 НК РФ, устанавливающая налоговые ставки по НДПИ, претерпела за время своего существования несколько изменений. Причем первое изменение произошло в тот момент, когда глава 26 НК РФ еще не действовала, а именно 31 декабря 2001 г. И надо отметить, что уже это обстоятельство порождает серьезные сомнения в законности второй редакции. Но мы все же говорим о другой проблеме, а потому перейдем сразу к действовавшей до 2004 г. третьей редакции ст. 342 НК РФ. Согласно этой редакции все углеводородное сырье (за исключением попутного газа) облагалось по ставке 16,5%. В то же время Федеральным законом № 126-ФЗ на период 2002-2004 гг. была предусмотрена твердая налоговая ставка при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений в размере 340 руб. за одну тонну добытого сырья, применяющаяся с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть. [24]

Наличие этих двух норм, регулирующих один и тот же вопрос, в ситуации, когда из нефтегазоконденсатного месторождения добывался исключительно газ и газовый конденсат и совсем не добывалась нефть, на практике приводил к коллизии. Становилось непонятным, какую из двух налоговых ставок по НДПИ налогоплательщику следует применять.

Статья 5 Федерального закона №126-ФЗ могла применяться только к нефтегазоконденсатным месторождениям, на которых добывается одновременно и нефть, и газовый конденсат. Это следует из грамматического толкования этой нормы: на единство и неразрывность процесса добычи нефти и газового конденсата указывает соединительный союз "и" при перечислении этих углеводородов.

С технической точки одновременная добыча нефти и газового конденсата предполагает забуривание на месторождении нефтяных (а не газовых) скважин. Таким образом, мы снова возвращаемся к нашему тезису, что для целей исчисления НДПИ тип месторождения (залежи) определяется по виду пробуренных на нем скважин. Газовый конденсат, добытый через газовые скважины, всегда должен был облагаться по ставке 16,5% (ст. 342 НК РФ). А газовый конденсат, добытый вместе с нефтью через нефтяные скважины, должен был облагаться, согласно ст. 5 Федерального закона №126-ФЗ, налогом в размере 340 руб. за тонну.

Только такой подход позволял избежать нарушения принципа равенства налогообложения (ст. 3 НК РФ). Возможное нарушение состояло в том, что одно и то же полезное ископаемое (газовый конденсат) облагалось НДПИ по разным ставкам в зависимости от того, добыто ли оно на газоконденсатном или нефтегазоконденсатном месторождении.

Проблема определения базы исчисления НДПИ по газовому конденсату.

Еще одна проблема тесно связана с рассмотренным выше вопросом: с какой базы нужно исчислять НДПИ по газовому конденсату, добытому вместе с газом из нефтегазоконденсатного месторождения (по-прежнему исходим из того, что добыча нефти на этом месторождении пока не ведется).

Для газового конденсата, добытого из газоконденсатных месторождений, в качестве базы берется стабильный газовый конденсат (т.е. прошедший операции по сепарированию, обезвоживанию, отделению легких фракций). Для газового конденсата, добытого из нефтегазоконденсатных месторождений, никаких оговорок Налоговый кодекс не делает.

Если допустить, что в последнем случае налогоплательщик должен облагать налогом нестабильный газовый конденсат, то будет нарушен принцип равенства налогообложения (ст. 3 НК РФ). Нарушение указанного принципа будет состоять в том, что налогоплательщик, добывающий газовый конденсат на газоконденсатном месторождении, должен платить налогов значительно меньше, чем налогоплательщик, добывающий газовый конденсат на нефтегазоконденсатном месторождении. Кстати, облагать стабильный (а не нестабильный) газовый конденсат нужно и в тех случаях, когда он добывается через нефтяные скважины. Аргументом в пользу этой позиции является следующее рассуждение. В подпункте 3 п. 2 ст. 337 НК РФ законодатель перечисляет виды углеводородного сырья, причем нефть и газовый конденсат он объединяет в одну группу. Почему эти два в принципе разных полезных ископаемых оказались объединены?

Логично объяснить это можно только тем, что для целей налогообложения их потребительские качества и, следовательно, стоимость (ценность) одинакова. В том же подпункте законодатель явно прописал, что налогом на добычу полезных ископаемых облагается нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная. А про газовый конденсат указал только тип месторождения (нефтегазоконденсатное), откуда он добывается.

Подтверждает нашу позицию и то обстоятельство, что по своему качеству стабилизированная нефть ближе к стабильному конденсату, чем к нестабильному. Следовательно, базой по НДПИ должен служить стабильный конденсат, т.е. конденсат, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей.

Дополнительным аргументом в пользу того, что облагать НДПИ нужно именно стабильный газоконденсат, содержится в ст. 5 Федерального закона №126-ФЗ. Эта статья требует умножать налоговую ставку по НДПИ для нефти и газоконденсата на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть. Если применение этого коэффициента в отношении нефти не вызывает вопросов, то его применение к газовому конденсату можно объяснить только схожестью газового конденсата со стабилизированной нефтью по потребительским качествам. Как мы уже указали, схожесть со стабилизированной нефтью существует только у стабильного газокондесата.

Наконец, новая редакция главы 26 НК РФ также разрешила этот вопрос в пользу стабильного газового конденсата. А первые судебные решения (например, постановление Федерального Арбитражного Суда от 11 марта 2004 г. по делу № А81-2154/3275А-035) подтвердили правильность нашего подхода.[25]

Заключение

Налог на добыча полезных ископаемых является центральным элементом системы налогообложения природных ресурсов. НДПИ - это один из наиболее важных платежей, уплачиваемых недропользователем в бюджет Российской Федерации. За счет отчислений нефтяных и газовых компаний по налогу на прибыль, НДС, НДПИ, таможенным пошлинам и акцизам формиру­ется примерно треть федерального бюджета России (см. Приложение 5-6).

Поставленные цели в дипломе достигнуты: рассмотрены принципы построения и проблемы функционирования налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа. Газовая промышленность России традиционно формировалась как централизованная система. Ее основу составляют базовые элементы Единой системы газоснабжения, предприятия «Газпрома», расположенные в большинстве субъектов Российской Федерации. С рождением ОАО «Газпром» в условиях эпохи перехода к рыночным отношениям резко возросла роль компании в жизни российских регионов. В настоящее время хозяйство «Газпрома» - это крупный производственный комплекс, включающий десятки тысяч километров распределительных газопроводов, всю необходимую инфраструктуру. Именно поэтому очень важно разработать четкую, грамотную налоговую политику на добычу полезных ископаемых, потому что газ является национальным достоянием. Это и определят актуальность выбранной мной темы диплома, а очень актуальна в современных российских условиях, потому что

Доходы федерального бюджета увеличились с 13% ВВП в 1999 г. до 17% в 2003 г. (в сопоставимой классификация), а доходы от нефтегазового сектора за тот же период — с 3 до 6% ВВП. Очевидно, пополнение федерального бюджета происходило в основном за счет рентных платежей нефтегазового сектора.

Как описано в дипломной работе, доходы газовой отрасли оказываются меньшими, чем мог­ли бы быть, так как при экспорте газа в страны СНГ цены, как правило, определяются политическими соглашениями. При сложившейся ситуации, дифференциация налоговых платежей безусловно нужна, но к этому вопросу необходимо подойти взвешенно и обдуманно. Полагаю, что вопрос, связанный с дифференциацией по экономическому принципу, исходя из условий разработки конкретных месторождений, это направление, в котором необходимо дальше двигаться и работать.

Следовательно, необходимо идти по пути совершенствования действующей налоговой системы, дополняя ее через систему специального налогового обложения, дифференцированной ставкой.

Можно использовать следующую рекомендацию: необходимо параллельно с системой специального налогового обложения (при дифференцированной ставки) вводить систему рентных платежей. Стимулирующий характер налогообложения может быть обеспечен только в том случае, если все новые налоги и платежи будут экономически обоснованными для каждого хозяйствующего субъекта. Сложно учесть все эти особенности, влияющие на экономические условия недропользования. Необходимо использовать весь положительный опыт стран, которые внедрили рентные подходы в регулирование отношений государства и недропользователей.

Сохранение НДПИ в его нынешнем виде представляется неэффективным, так как не способствует развитию экономики предприятий и недропользователей и развития в целом. Поэтому введение дифференцированных платежей при пользовании недрами просто необходимо. Для обеспечения объективности при дифференцировании рентных платежей за пользование недрами необходимо на научной основе организовать и постоянно вести независимый, мониторинг условий пользования недрами и их изменений, как в разрезе субъектов, так и в целом в России, который должен явиться основой для расчета и прогнозирования рентных платежей на перспективу.

Можно предложить следующий вариант реформирования НДПИ: замена платежей за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, которые уплачивались недропользователями, единым налогом на добычу полезных ископаемых. Отметим, что законопроект предусматривает распределение средств нового налога между уровнями бюджетной системы РФ, что также по расчетам Правительства, гарантирует сохранение финансовых поступлений в бюджет РФ, бюджеты субъектов РФ и округов в составе субъектов РФ.

Реализация данной реформы должна привести к углублению дифференциации среди организаций-недропользователей, поскольку новый налог не связан с финансовым результатом деятельности недропользователя, но является равным для всех, т.е. не учитывает рентабельность добычи.

Новый вид налогообложения недропользователей не учитывает дифференциальную ренту, т.е. разную отдачу месторождений при одинаковых удельных капитальных затратах на их разработку. Несмотря на упрощение и рационализацию налогообложения, в перспективе новый налог может привести к банкротству недропользователей, работающих в относительно худших условиях, и к неоправданному обогащению компаний, эксплуатирующих мощные новые месторождения. В его нынешнем виде налог на добычу полезных ископаемых может рассматриваться как временная мера, он должен быть дополнен мерами налоговой политики, которые бы позволили изымать дифференцированную ренту от эксплуатации недр в пользу государства.

Список используемой литературы

1. Налоговый кодекс. Часть 2. Глава 26.

2. Министерство по налогам и сборам РФ. Письмо о порядке уплаты налога на добычу полезных ископаемых от 01 июля 2004 г. N 21-2-05/74

3. Закон Российской Федерации от 21.02.92 N 2395-1 «О недрах»

4. Методические рекомендации по применению главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» НК РФ утверждены приказом МНС России от 02.04.2002 № БГ-3-21/170

5. Приказ МНС России от 02.04.2002 г. № БГ-3-21/170 «Об утверждении Методических рекомендаций по применению главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса Российской Федерации»

6. Письмо ФНС России от 19.12.2005 № ГВ-6-21/1061 «Об исчислении налоговой ставки налога на добычу полезных ископаемых за ноябрь 2005 года»

7. Письмо МНС России от 18.07.2002 № НА-6-21/1020 «Об исчислении налоговой ставки по налогу на добычу полезных ископаемых за 2 квартал 2002 года»

8. Письмо МНС России от 16.07.2002 № НА-6-21/1002 «Об уплате отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы с 01.01.2002»

9. Письмо МНС России от 23.04.2002 г. № НА-6-21/524 «О налоге на добычу полезных ископаемых»

10. Письмо МНС России от 22.03.2002 г. № АС-6-21/337 «О направлении Методических указаний по осуществлению налогового контроля за налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых»

11. Андросов Кирилл: Реформа «Газпрома» начнется в 2006 году. Налоговый вестник, 2003№4

12. Дмитриева Н.Г., Дмитриев Д.Б. Налоги и налогообложение. М.Феникс, 2005

13. Ершов Ю.А. Газ наш насущный. Внешнеэкономический бюллетень, 2005 №7

14. Иванова С.Л. Налог на огонь и дым. Ведомости. 2005, №222

15. Колесник М.А. Налог на добычу полезных ископаемых: порядок исчисления и уплаты. «Российский налоговый курьер», 2004 №23

16. Киммельман С.А. Горная рента: Экономическая природа. Финансы, 2004 №5

17. Колесник М.А. О специфике понятия «полезное ископаемое» для целей налогообложения «Налог на добычу полезных ископаемых: порядок исчисления и уплаты» Российский налоговый курьер. 2004, №6

18. Мельников А. Налог на добычу полезных ископаемых: проблемы и перспективы, 2003, №1

19. Новичихин Е.В. НДПИ при добыче газового конденсата. Финансы. 2004 №9

20. Попонова Н.А. Организация налогового учета и налогового контроля М. Эксмо,2005

21. Поляк Г.Б. Налоги и налогообложение. М.ЮНИТИ, 2005

22. Скворцов О.В., Скворцова Н.О.Налоги и налогообложение. М. Академия, 2003

23. Тедеев А.А. Налоги и налогообложение М. ПРИОР, 2004

24. Худолеев В.В. Налоги и налогообложение. М Форум,2004

25. Шарипова Е., Черкашин И.. Что дает рента федеральному бюджету. Налоги и финансовое право, 2005 №4

26. Шаповалов Ю.. НДПИ: правовые коллизии. Налоговый вестник, 2004№6

27. Юмаев М.М. Платежи за пользование природными ресурсами. – «Статус-Кво 97», 2005 №4

Приложение

Таблица 5.

Таможенные
пошлины и акцизы: налоговое бремя и доходы бюджета

1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.		2004 г.
Таможенные пошлины
Природный газ (в газообразном состоянии) Размер полученных таможенных пошлин, млн. долл. (оценка, без СНГ) Фактическая ставка таможенной пошлины, % (взвешенная по объему реализации в 2001 г.)	0 0	621 5	1022 7,5	612 5		749 5	4725 30
Итого таможенные пошлины (млн. долл.) Итого таможенные пошлины на нефть и газ, в % от доходов федерального бюджета	926 3,7	4155 10,4	6311 11.6	8200 9,7	12424 13,1
Акцизы
Акцизы па нефть и нефтепродукты (млн. долл.) Акцизы па газ (млн. долл.)	512 2303	743 3146	1666 4035	1783 4131		1547 5127	1966 0
Итого акцизов на газ, нефть, нефтепродукты (млн. долл.) Итого акцизы па нефть и газ в % от доходов федерального бюджета	2815 11,3	3889 9,7	5701 10.5	5914 8,4		6674 7,9	1966 2,1
Итого таможенные пошлины и акцизы на нефть, нефтепродукты и газ (млн. долл.) Итого таможенные пошлины и акцизы па нефть, нефтепродукты и газ. в % от доходов федерального бюджета	3 740 15,0	8044 20,0	12012 22.0	11347 16,2		14874 17.9	14390 15.2

Таблица 6.

Общие доходы федерального бюджета от нефтегазовой отрасли и их структура по основным налогам и платежам
(в %)

1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г .
Доходы федерального бюджета от нефтя	21	27	30	29	33	32
ной и газовой отраслей, % всех доходов
Нефтяная промышленность	41	17	18	20	25	25
Газовая промышленность	10	10	12	9	8	7
Доходы федерального бюджета от нефтя-	5,3	11,0	16.6	20,6	27,6	30,5
ной и газовой отраслей, млрд. долл.;:
Среднегодовая цена нефти марки	17,3	26,8	23,0	23.7	27,0	26.0
Urals, долл./барр.
Всего по данным налогам и сборам	100	100	100	100	100	100
Налог на прибыль
нефтедобывающая промышленность	9,2	11,6	6,0	1,7	1,1	1,2
нефтеперерабатывающая промышленность	1,1	1,3	0.6	0.3	0.3	0,3
газовая промышленность	0,7	1,2	1,0	0,7	0,5	0,6
Налог на добавленную стоимость
нефтедобывающая промышленность	7,4	4,9	5,0	4,6	6,1	4,7
нефтеперерабатывающая промышленность	1,2	1,4	2.3	2,6	1,4	1,1
газовая промышленность	3,4	1,8	4,8	3,1	3,3	2,5
Платежи за пользование
природными ресурсами
нефтедобывающая промышленность	0,8	0,7	3,6	27.4	23,0	33,6
нефтеперерабатывающая промышленность	0,0	0,0	0.1	0,4	0,1	0,0
газовая промышленность	0,3	0,1	3,7	4,3	2,9	3,7
Таможенные пошлины
на нефть и нефтепродукты	18,7	33,8	32.5	23,4	29,9	28.0
на природный газ	0,0	5,9	6,2	3.0	3.0	17,2
Акцизы
на нефть и нефтепродукты	10,4	7,1	10,0	8,6	6,2	7,1
на природный газ	46,7	30,1	24,3	20,0	20,0	0,0

Таблица 7.

Добыча природного газа в России (млрд. куб. м)

591 592 584,2 581 583-600 590-605 618 620 635 640-690 660-700	1998 1999 2000 2001 2002* 2003* 2004* 2005* 2010* 2015* 2020*

Таблица 8.

Динамика средних экспортных цен на природный газ РФ за 1 тыс. куб. м, в долларах США

1997 1998 1999 2000 2001	77,8 66,3 52,3 83 105

[1]
Министерство по налогам и сборам РФ. Письмо о порядке уплаты налога на добычу полезных ископаемых от 01 июля 2004 г. N 21-2-05/74

[2]
Налоговый кодекс. Часть 2. Глава 26.

[3]
А. Мельников Налог на добычу полезных ископаемых: проблемы и перспективы

НАЛОГИ. №1, 2003

[4]
Юмаев М.М. Платежи за пользование природными ресурсами. - "Статус-Кво 97", 2005 №4 С.65-68

[5]
Закон Российской Федерации от 21.02.92 N 2395-1 «О недрах»

[6]
С.А. Кимельман.Горная рента: Экономическая природа. Финансы,2004 №5 С.145-149

[7]
Попонова Н.А. Организация налогового учета и налогового контроля. Эксмо,2005 С.114-115

[8]
Закон Российской Федерации от 21.02.92 N 2395-1 «О недрах»

[9]
Поляк Г.Б. Налоги и налогообложение.М.ЮНИТИ, 2005 С.169-171

[10]
Методические рекомендации по применению главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» НК РФ утверждены приказом МНС России от 02.04.2002 № БГ-3-21/170

[11]
Худолеев В.В. Налоги и налогообложение. М Форум,2004 С.114-115

[12]
Письмо МНС России от 22.03.2002 г. № АС-6-21/337 "О направлении Методических указаний по осуществлению налогового контроля за налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых"

[13]
Дмитриева Н.Г., Дмитриев Д.Б.Налоги и налогообложение.М.Феникс,2005 С.112-113

[14]
Ю. Шаповалов. НДПИ: правовые коллизии. Налоговый вестник,2004№6

[15]
Ю.А.Ершов.Газ наш насущный.Внешнеэкономический бюллетень.2005 №7 С.45-47

[16]
Кирилл Андросов: Реформа "Газпрома" начнется в 2006 году.Налоговый вестник,2003№4 С.56-59

[17]
Налоговый кодекс. Часть 2. Глава 26.Ст. 334, 335 НК РФ

[18]
Кирилл Андросов: Реформа "Газпрома" начнется в 2006 году.Налоговый вестник,2003№4 С.89-90

[19]
Тедеев А.А. Налоги и налогообложение М. ПРИОР, 2004С.165-166

[20]
Налоговый кодекс. Часть 2. Глава 26.Ст. 338-340 НК РФ

[21]
Скворцов О.В., Скворцова Н.О.Налоги и налогообложение.М. Академия, 2003 С.136-137

[22]
Поляк Г.Б. Налоги и налогообложение.М.ЮНИТИ, 2005 С.113-114

[23]
М. А. Колесник О специфике понятия «полезное ископаемое» для целей налогообложения "Налог на добычу полезных ископаемых: порядок исчисления и уплаты" Российский налоговый курьер.2004,№6 С.123-126

[24]
Письмо МНС России от 18.07.2002 № НА-6-21/1020 "Об исчислении налоговой ставки по налогу на добычу полезных ископаемых за 2 квартал 2002 года"

[25]
Новичихин Е.В. НДПИ при добыче газового конденсата.Финансы.2004№9 С.69-71