Государственное налоговое регулирование в нефтегазовом комплексе

Нефтегазовый комплекс России играет важную роль в мировой энергетической безопасности, обеспечивая 13,9% мирового производства нефти и 17,5% добычи газа. Причем объемы добычи углеводородного сырья постоянно растут, начиная с2008года. Так, в 2016 году в России было добыто 547,5 млн т. нефти и газового конденсата, что на 2,5% больше показателя 2015 г. Ежесуточный объем добычи

нефти в России в 2016 году составил 10,29 млн баррелей, что меньше только показателя Саудовской Аравии (10,46 млн баррелей). ОПЕК прогнозирует объем добычи нефти в России в 2018 году в объеме 11,18 млн баррелей в сутки.

На первый взгляд российская нефтяная отрасль демонстрирует завидную устойчивость в условиях обрушения мировых цен на нефть и действия западных финансовых и технологических санкций. Однако эта устойчивость носит

временный характер и обусловлена совокупным действием ряда факторов, связанных с отраслевой спецификой и особенностями государственного регулирования. Так, например, за 2016 год средняя цена на нефть возросла на 4%, а цена отечественной нефти повысилась практически на19% [1].

Немаловажным фактором, оказывающим воздействие на всю отрасль, является государственная политика в области ресурсных платежей, а также налоговая система в целом. Государственное регулирование через систему налогообложения позволяет влиять на структуру поставок нефти и нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки, активизирует приоритетные направления развития, связанные с нефтегазовым комплексом. Такое регулирование охватывает как нефтедобычу так и нефтепереработку.

Добыча

В настоящее время основной объем российской нефти добывается на действующем фонде месторождений, средняя себестоимость добычи на которых не превышает 20долларов за баррель [2]. По «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», установленного приказом № 298МПР РФ от 1ноября 2005 года, ключевые месторождения нефти на сегодняшний день–уникальные и крупные месторождения, находящиеся на суше (по величине извлекаемых запасов– более 300 млн т. и более 30 млн т. нефти соответственно). Несмотря на то, что одно из открытых за последнее время крупных месторождений нефти– Великое, Астраханская область (с оцениваемыми запасами в 300 млн т. нефти и 90млрд м3 газа) находится на суше, ему очень далеко до запасов таких крупнейших месторождений России как Самотлорское (2,7 млрд. т.), Ромаш-кинское (2,3 млрд. т.), Приобское(1,7 млрд. т.), Лянторское(2 млрд. т.), Федоровское (1,5 млрд. т.), Мамонтовское(1 млрд. т.) и др. [3].

Проведенный экспертами Фонда «Институт энергетики и финансов» и компании«Vygon Consulting» анализ показывает, что для поддержания достигнутого в последние годы уровня добычи даже в средне-, и тем более, в долгосрочной перспективе необходима активная разработка трудноизвлекаемых запасов нефти и нефтяных ресурсов Арктического шельфа. Уже давно разрабатываемые месторождения на территории Татарстана, Башкортостана, Республики Коми и других регионов характеризуются постоянным увеличением доли запасов трудноизвлекаемых и еще более трудноперерабатыва-емых нефтей [4]. Следовательно, для сохранения текущего уровня добычи разработка таких высоковязких нефтей в ближайшей перспективе станет неизбежной необходимостью.

В 2015 году растущая добыча была обеспечена в основном за счет масштабных инвестиций, сделанных в отрасль в 2011–2014 гг. Кроме того, устойчивое положение отрасли поддерживалось действующей налоговой системой, которая стимулирует добычу на новых место-рождениях(Восточная Сибирь, Дальний Восток) и месторождениях повышенной сложности (добыча вязкой и высоковязкой нефти, добыча нефти на шельфах и пр.) через льготы по НДПИ и таможенной пошлине. Поэтому, можно предположить, что в среднесрочной перспективе география и характер российской нефтедобычи должен измениться и основной прирост добычи будет обеспечиваться мелкими месторождениями нефти, с объемами начальных извлекаемых запасов менее 15 млн т. нефти. Для этого потребуются принципиально иные подходы к их освоению, кардинально отличающиеся от традиционной практики работы с месторождениями-гигантами [3, 5].

Для нефтедобывающих компаний существенное значение имеют установленные правила взимания НДПИ и таможенные пошлины при вывозе нефти. В 2013 гг. от уплаты экспортной пошлины были полностью освобождены шельфовые проекты на срок до 10–30лет в зависимости от категории сложности [2]. В связи с этим объем добычи нефти на континентальном шельфе совокупно вырос и в2016 году составил 22,3 млн т., обеспечив рост на17,4% по сравнению с показателем предыдущего года.

В соответствии с указанными тенденциями в последние годы было реализовано существенное количество законодательных инициатив, направленных на введение специальных налоговых льгот. В 2013 г. принят закон, регламентирующий дифференциацию ставок НДПИ для трудноизвлекаемой нефти в зависимости от показателя проницаемости коллектора, степени выработанности месторождения, размера нефтенасыщенного пласта. Введены понижающие коэффициенты для низкопористых и немощных коллекторов, а также нулевая ставка для нефтематеринских горных пород, аналогичных сланцевой нефти. Предоставлены большие налоговые льготы при освоении шельфовых месторождений (ставка НДПИ понижается с42% до5–30% в зависимости от категории сложности объекта до 2022–2042 гг.) [2].

Льготы по налогу на добычу полезных ископаемых в настоящее время предоставляются для следующих групп месторождений [5, 6]:

─ находящихся в новых, труднодоступных и инфраструктурно слаборазвитых регионах;

─ с трудноизвлекаемыми запасами;

─ с особыми физико-химическими свойствами нефти.

Таким образом, ключевым внутренним вызовом развития российской нефтяной отрасли является ожидаемое качественное изменение структуры нефтедобычи в пользу значительно более дорогих проектов, развивать которые в условиях текущей конъюнктуры мировых цен на нефть и дефицита источников инвестиций будет очень сложно [7, 8].

В конце 2016 года добывающие компании России осуществляли добычу близко к рекордным уровням, при этом ряд введенных встрой новых месторождений возместил сокращение добычи на старых месторождениях, были значительно увеличены объемы бурения в течение 2016 года в целях противодействия падению нефтеотдачи. Стремительные темпы роста должны, тем не менее, сократиться, так как Россия приняла решение внести вклад в усилия ОПЕК по управлению избыточными поставками на рынок за счет сокращения добычи в течение 2017 года на 300 тысяч баррелей в день по сравнению с уровнем ноября-декабря 2016 года. Соглашение, предусматривающее сокращение странами ОПЕК добычи нефти на 1,2 млн б/с– до 32,5 млн б/с, а странами не-ОПЕК– на 558 тыс.б/с начало действовать с 1января 2017 года [9]. Россия намерена заморозить добычу (не наращивать добычу на 200–300тысяч баррелей в день вплоть до марта 2018 года). В стране постепенно сокращается добыча, и МЭА снизило прогноз по добыче сырой нефти и газового конденсата в России в2017 году до10,947 млн баррелей в сутки (тогда как в октябре 2016 года уровень добычи составлял 11,247 млн баррелей в сутки) [2].

Таким образом, в ближайшее время объемы добычи будут постепенно снижаться, и это сокращение, скорее всего, будет относиться к зрелым месторождениям (которые подвергаются более высокому налогообложению), а не к новым, засчет снижения объемов бурения.

Переработка

Из всего объема добытой нефти значительная ее часть экспортируется. Так, в 2016 г. экспорт нефти из России увеличился и составил 254,8 млн т. Доля нефти в российском экспорте в2016 г. снизилась на 0,3% и составила 25,8%, в экспорте топливно-энергетических товаров– 44,4% (41,4% в 2015 г.) [5].

На сегодняшний день в России функционируют около 35крупных НПЗ с объемами переработки более 1 млнт. в год и значительное количество малых НПЗ (МНПЗ). По общей мощности российская нефтеперерабатывающая промышленность занимает третье место в мире, уступая США и Китаю [9]. Суммарные установленные мощности российских нефтеперерабатывающих предприятий превышают 300 млн т., тогда как объем переработки находится в диапазоне 286–290 млн т. Следует отметить, что за период с 2000 по 2014 гг. объем первичной нефтепереработки вырос на 65%, при этом доля экспорта в поставках нефтепродуктов увеличилась с38% в 2000 г. до 61% в 2014 г.(рису-нок 1) [5].В 2016 году первичная переработка нефти составила 284,5 млн т, что меньше показателя 2015 года на 1,3%.

Рост объемов переработки в указанный период, в основном, обеспечивался засчет роста первичной переработки нефти практически без направления продуктов первичной переработки на углубляющие и облагораживающие процессы. Ситуация начала меняться в 2015 г., когда объемы первичной нефтепереработки впервые за последние годы продемонстрировали снижение, однако это снижение может являться последствием как результата начала структурной трансформации отрасли, так и простого наращивания экспорта сырой нефти в ущербе переработке внутри страны.

mln t/year млн т /год 350

направление не фтепродуктов на внутренний рынок иэкспортв2000–2014 гг.

В России имеется избыток перерабатывающих мощностей, который по оценкам Министерства энергетики РФ составляет примерно в 40 млн т. При этом отмечается также проблема не только самого избытка перерабатывающих мощностей, но и их структура. До сих пор основной статьей экспорта российских нефтепродуктов являются мазут, газойль, прямогонный бензин.

Процессы вторичной переработки нефти подразделяются на углубляющие и улучшающие качество получаемых нефтепродуктов [10, 11]. В современной нефтепереработке основными углубляющими процессами являются: каталитический крекинг, гидрокрекинг, висбрекинг и коксование. В течение последних десяти лет в России существенным образом возросли мощности процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Максимальное увеличение наблюдается для процессов изомеризации, алкилирования и гидроочистки бензина, каталитического крекинга и каталитического риформинга. Установки, углубляющие переработку нефти, представлены в меньшем количестве [12]. Особое внимание следует обратить на значительное увеличение мощности процесса гидрокрекинга [13].

До сих пор российская нефтепереработка характеризуется низким уровнем использования вторичных процессов. Так, суммарная загрузка вторичных процессов в2015 г. составила 57% от первичной переработки, в то время как в странах Западной Европы этот показатель превышает 100%, а в США– 165%. Это приводит к тому, что глубина нефтепереработки практически не растет, несмотря на увеличение объемных показателей переработки нефти. Но в конце декабря 2015 г. первичная переработка нефти в России в 2015 г. сократилась на 2,4%, составив 282 млн т. А в январе-феврале 2016 г. объем переработки нефти сократился ещё на 3,5% по сравнению с январем-февралем 2015 г. При этом глубина ее выросла с 71,9% до 76,2% [5].

В период 2011–2016 гг. одним из главных трендов развития отечественного нефтегазового сектора являлось проведение масштабной модернизации нефтеперерабатывающих производств. Практически все крупные российские НПЗ заключили 4-x сторонние соглашения, в которых были прописаны обязательства по модернизации с целью улучшения качества производимой продукции. В 2015 году произведена реконструкция многих действующих установок вторичной переработки и построено 11новых, в 2016 году введено еще 13установок вторичной переработки. В 2017 году запланирована модернизация еще12–18. К 2020 году планируется завершить модернизацию 120 установок из имеющихся 125. Наибольшая мощность по вновь вводимым установкам принадлежит установкам гидрокрекинга. Введены также установки замедленного коксования, каталитического риформинга и каталитического крекинга. Можно отметить, что основным направлением инвестирования в этот период была модернизация производств для обеспечения перехода страны полностью на использование моторного топлива 5-го экологического класса [14]. Ив2016 году запланированный результат полу-чен–отечественные НПЗ, прошедшие модернизацию, способны удовлетворять внутренний спрос на бензин и дизельное топливо высокого класса качества. Масштабному объему инвестиций в модернизацию нефтепереработки способствовали меры государственной поддержки.

Так, например, по некоторым видам закупленного за рубежом оборудования был обнулен НДС, что привело к уменьшению требуемых инвестиций примерно на 15%.

Повышение эффективности производства нефтепродуктов сегодня остается ключевой задачей модернизации в области нефтепереработки на ближайшие несколько лет. Кроме того, необходимо завершить очередной этап модернизации и выходить на мировой уровень по ключевым показателям эффективности и технологичности, в том числе по глубине переработки нефти и отбору светлых нефтепродуктов. Именно к этому отечественную нефтепереработку подталкивает конкуренция с зарубежными производителями моторного топлива и внутрироссий-ская экономическая ситуация и потребительский рынок. Ведь большинство россиян–автовладельцев приобретают зарубежные авто с двигателем, чувствительным к качеству топлива.

Согласно подсчетам банка UBS, в период с 2015по2017 год мировой спрос на нефтепродукты вырастет на1,4 млн барр./сут, а прирост новых перерабатывающих мощностей составит лишь1,2 млн барр./сут. При этом прирост ожидается только за счет стран Ближнего Востока, Южной и Юго-Восточной Азии. Расчеты UBS также прогнозирует то, что в ближайшие 2 года рентабельность нефтепереработки будет оставаться высокой–около 5долларов за баррель (против 3,3 доллара за баррель в 2010–2014 годах) [15].

Дальнейшее развитие отрасли будет во многом зависеть не только от темпов модернизации, но и от параметров фискальной политики государства. Налогообложение в этой сфере остается наиболее подвижным по сравнению с другими отраслями. И это касается не только вопросов акцизного налогообложения, но и специфических для отрасли налогов, в частности НДПИ. При этом государство постоянно балансирует между двумя разнонаправленными необходимостями. С одной стороны именно нефтегазовые (сырьевые) ресурсы определяют экономику страны и изъятие налогов именно с них формирует бюджет и финансовые возможности всего государства. А это обуславливает наивысший уровень налоговых платежей по сравнению с прочими отраслями. В настоящее время налоговая нагрузка в нефтегазовой отрасли на 8–10% превышает среднероссийскую и приближается к так называемой «налоговой ловушке», когда уровень изъятий превышает 40–45%. С другой стороны для нормального функционирования отрасли в долгосрочной перспективе необходимо ее постоянное развитие и стимулирование инвестиций в строительство и модернизацию. Как правило стимулирующая функция налогов выражается в предоставлении налоговых льгот и послаблений. Принимая во внимание текущие проблемы нефтедобычи, связанные с истощением запасов, ухудшением качества добываемой нефти и ростом затрат как на добычу так и на переработку, государство должно разработать комплекс мер стимулирующей налоговой политики, направленной на изменение качественных параметров нефтегазового сектора– эффективности и продуктивности [16].

По прогнозам МЭА российские нефтегазовые компании сокращают объемы переработки нефти в2017 году на 2,5%– до270 млн т., что связано с увеличением глубины переработки [17]. В 2017 году Россия планирует увеличить производство бензина до 39,8 млн т., дизельного топлива– до более70 млн т. А выпуск мазута должен продолжать сокращаться и его производство уменьшится еще на 2 млн т. или даже больше [18]. Именно с целью снижения производства и невыгодности экспорта мазута и темных нефтепродуктов, который был одной из важных статей экспорта для отечественной нефтепереработки российским правительством был предпринят «налоговый маневр».

Налоговый маневр

Предпосылкой кардинального изменения политики налогообложения в нефтегазовом секторе послужило резкое падение цен на нефть и совокупность других факторов. Так, еще в 1998–2002 годах установление дифференцированных пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов послужило стимулом инвестирования в нефтепереработку и российские НПЗ стали планировать и осуществлять программы модернизации. Кроме того, этому способствовало существенные изменения в структуре внутреннего спроса, в первую очередь по топливным нефтепродуктам. Однако, с введением экспортной пошлины на нефтепродукты привязанной к уровню пошлины на нефть, для мазута изначально была установлена самая низкая пошлина в размере 50% от стоимости нефти, тогда как по светлым нефтепродуктам она составляла 80–120%. В связи с чем, мазут стал выгодным экспортным товаром, и, зачастую, нефтеперерабатывающие предприятия увеличивали объем его производства в ущерб выходу светлых нефтепродуктов. Впоследствии экспорт мазута оставался выгодным для отечественной нефтепереработки, несмотря на изменение соотношения экспортной пошлины на нефть и нефтепродукты. К основным причинам увеличения экспорта российского мазута в тот период можно отнести неизменно высокий спрос на него со стороны европейских нефтепереработчиков рост объемов первичной переработки в России и значительное превышение экспортной цены мазута его цену на внутреннем рынке (на 15–30%)[19].

К 2003 году с целью увеличения наполнения бюджета, сокращения экспорта нефти и максимальной загрузки имеющихся в стране нефтеперерабатывающих мощностей экспортные пошлины были пересмотрены и увеличены до 90% от величины экспортной пошлины нефти. После этого более выгодным стал экспорт дизельного топлива, которое европейскими НПЗ использовалось как сырье для последующей переработки. При этом возросли требования к качеству дизельного топлива, так как, например, для его транспортировки по нефтепродукто-проводам необходима глубокая очистка от вредных примесей. Следствием этого стало увеличение, причем массовое, инвестиций в установки гидроочистки сырья и дизельного топлива. В то же время изменение структуры внутреннего спроса привело к необходимости увеличения октанового числа бензина, и впоследствии к инвестированию в небольшие установки по производству присадок. Эти обстоятельства способствовали наращиванию производства более качественного дизельного топлива и бензинов, но при этом не наблюдалось увеличение глубины переработки отечественных заводов. Государственное регулирование предполагало получение в результате эффекта в виде снижения экспорта темных и увеличения вывоза светлых нефтепродуктов. Однако отечественные производители вследствие особенностей налоговой системы не имели достаточных стимулов для инвестиций в рост глубины переработки. Так, например, в противовес регулирующим мероприятиям в конце 2004 года был установлен необоснованно низкий уровень экспортной пошлины на мазут по сравнению с размером пошлины на экспорт светлых нефтепродуктов.

При росте цен на нефть стала расти и регулирующая роль экспортных пошлин, в основном направлении индексации в соответствии с трендом ценового изменения. Так, в момент пика цен в середине 2008 года пошлина на нефть превышала пошлину на мазут на 309 долларов за тонну [20]. Итогом таких правительственных мер стал низкий показатель рентабельности продаж мазута на внутреннем рынке и невыгодность экспорта сырой нефти ввиду ее высокой экспортной пошлины. Одновременно на внутреннем рынке произошло компенсирующее увеличение цен на нефтепродукты, без адекватного улучшения их качества. В этот период основную прибыль нефтегазовые компании получали за счет продаж на внутреннем рынке. Следует отметить, что действующая на тот момент система ставок акцизов и экспортных пошлин не принимала во внимание качество нефтепродуктов, а была привязана исключительно к колебаниям мировых цен.

До 2011 года экспортная пошлина на темные нефтепродукты составляла 40% от уровня пошлины на нефть, а на светлые– 72% [21, 22]. В этом случае налоговая политика носила по большей части фискальную направленность, обеспечивая наибольшую часть доходов бюджета. Функция же регулирования поведения налогоплательщиков с целью стимулирования развития и модернизации производства в направлении повышения глубины переработки, уменьшения выхода неликвидных темных нефтепродуктов и развития производства топлив с высокими экологическими и эксплуатационными характеристиками практически не реализовывалась. Такая политика не способствовала росту капиталовложений в отрасль и массовому строительству новых и реконструкции действующих установок. В то же время в Европейских странах предпринимался ряд мер по постепенному переходу на топливо более высокого экологического класса и соответствующие мероприятия по стимулированию местного производства высококачественного бензина и дизельного топлива.

В связи с этим в 2011 году в России был разработан и предпринят очередной «налоговый маневр», предполагающий снижение коэффициента для расчета таможенной пошлины на нефть с 65% до 60% и выравнивание пошлин на светлые и темные нефтепродукты на уровне 66%. До выхода постановления, запускающего систему «60–66» и выгодного для нефтедобычи, была установлена пошлина на бензин в размере 90% от уровня пошлины на нефть.

Кардинальные изменения претерпел не только Налоговый кодекс, но и таможенное законодательство. Изменения в таможенном законодательстве в 2009–2013 гг. происходили в двух направлениях. Стимулирующая составляющая реализовывалась в виде предоставления определенных льгот. В результате льготы по экспортной пошлине получили недавно введённые в эксплуатацию месторождения (с целью повышения коммерческой эффективности их разработки). Второе направление связано с применением мер ограничительного характера. Для повышения глубины переработки нефти на территории РФ и сокращения экспорта тёмных нефтепродуктов введена повышенная пошлина на мазут. Объемы производства постоянно росли, снижался экспорт сырья, увеличивался экспорт готовой продукции. По данным министерства энергетики объемы переработки нефти в стране выросли с 235,9 млн т в год в 2009 году до 288,9 млн т в год в 2014 году. За тот же период экспорт нефти сократился с 248,3 млн т в год до 221,3 млн т в год. И это на фоне постоянного роста темпов добычи [16]. Объемы переработки увеличивали как вертикально-интегрированные компании, так и независимые производители. Объемы экспорта дизельного топлива также росли. Только в 2014 году рост составил 17% по сравнению с предыдущим, достигнув 45,5 млн т.

В 2014–2016 гг. одновременно были проведены незначительные корректировки ставок НДПИ и экспортных пошлин. Важнейшим достижением для стимулирования процессов модернизации стала ставка экспортной пошлины на темные нефтепродукты, которая должна была применяться с 2015 года [23]. Для компенсации выпадающих доходов бюджета в связи со снижением вывозных таможенных пошлин почти в 1,5 раза с 1 января 2015 года была увеличена базовая ставка НДПИ с 530 до 766 рублей за тонну добытой нефти.

Необходимо отметить, что величина нефтегазовых доходов, зачисляемых в федеральный бюджет постоянно растет, начиная с 2009 года. По некоторым оценкам объем нефтегазовых доходов страны в абсолютном выражении с 2005 по 2013 год вырос с 2,1до6,5 трлн рублей [24]. Именно нефтегазовые доходы, включающие экспортную пошлину и налог на добычу полезных ископаемых, на протяжении последнего десятилетия являлись основным источником доходов федерального бюджета. В 2011–2014 годах доля нефтегазовых поступлений в доходах бюджета составляла 50–51%. Только в2015 году их вклад в бюджет сократился до43%. И это только таможенная пошлина с НДПИ. Если же принять во внимание всю совокупность налогов, уплачиваемых предприятиями нефтегазового сектора (налог на добавленную стоимость, налог на прибыль организаций, акцизы и др.), а также учитывая их размер и вклад в экономику, доля поступлений от нефтегазового комплекса в консолидированный бюджет достигает примерно 66%. Так, например, в 2014 году поступления от нефтегазового сектора в бюджет составили около 8,6 трлн рублей, из которых 4,3 трлн рублей составили экспортные пошлины (50%) и 2,8 трлн рублей–НДПИ (32%), а прочие налоги (НДС, НПО, акцизы, страховые взносы и пр.) пополнили бюджет примерно на 1,5 трлн рублей (18%) [24].

Очевидно, что такие существенные изменения параметров платежей предприятий нефтегазового сектора непосредственно связаны с проводимым«налоговым маневром», который предполагал уменьшение экспортной пошлины на нефть и нефтепродукты в 1,7 раза в течение трех лет и соответствующее увеличение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), а также перенос выравнивания пошлин на нефть и темные нефтепродукты [2]. В рамках налогового манёвра предполагалось также изменение акцизов на нефтепродукты, что снижает поступления

Вестник ВГУИТ/Proceedings of VSUET, Т. в региональные бюджеты и дорожные фонды. Но вопреки параметрам налогового маневра, акцизы на топливо повысились опережающими темпами. Экспортные пошлины, несмотря на снижение коэффициентов по отношению к сырой нефти, росли в абсолютном выражении из-за повышения нефтяных котировок [25]. Повышение ставки НДПИ коснулось и проектов, которым ранее были предоставлены налоговые льготы. Несмотря на продолжение их действия, в целом, произошло повышение налоговой нагрузки на данные проекты.

В 2017 году настало время завершить налоговый маневр, экспортная пошлина на нефть и нефтепродукты должны быть снижены, на нефть до 30%, а НДПИ и пошлина на мазут повышены (на мазут–до 100%).

Заключение

Налоговый манёвр должен был помочь Правительству РФ решить следующие основные задачи. Во-первых, способствовать гармонизации отечественного налогового законодательства с налоговыми законами стран-партнеров по внешнеэкономической деятельности (ЕАЭС, ВТО). Это необходимо было в том числе для предотвращения возможного реэкспорта российской нефти через страны-члены ЕАЭС, имеющих более низкую экспортную пошлину, и таким образом, избежать потерь для федерального бюджета. Во-вторых, по расчетам Министерства финансов РФ, налоговый маневр обеспечил бы дополнительные поступления в федеральный бюджет в2016 году в размере 247, а в 2017 году–250 млрд рублей [26–29]. А рост поступлений в федеральный бюджет, говорит об усилении вновь фискальной функции налоговой системы.

Действующая в России система налогообложения в нефтяной отрасли неэффективна с точки зрения стимулирования инвестиционного развития и она же имеет самую большую в мире налоговую нагрузку. Это с вязано в первую очередь с тем, что нефтегазовым сектором уплачивается НДПИ при добыче сырой нефти, газового конденсата и природного газа исходя из объемов добычи и назначения продукции. Ставка колеблется в пределах от 0,5% до 18%, но ее планируют повысить. Кроме того, продукты добычи облагаются еще и акцизом, который в рамках налогового манёвра должен был снизиться, но вопреки этому не однократно принималось решение об его увеличении. Можно предположить, что с учетом того, что пошлина снизится, финансовая нагрузка перенесется от зарубежного покупателя на внутренний рынок, повысив стоимость нефти внутри страны. Помимо этого, Минфин рассматривает проект повышения НДС до22%(сейчас 18%), правда

• 80,    № 1, 2018

повышение коснется не только нефтегазового сектора. По расчетам ведомства, повышение НДС принесет бюджету дополнительные доходы в размере 1,2 трлн руб., что в конечном счете отразится на российских потребителях.

Система налоговых изъятий, которая наполняет бюджет, устроена таким образом, что может негативно проявиться на проектах, нацеленных на внутренний рынок. Поэтому с 2018 г. Министерство финансов РФ планирует ввести новый порядок налогообложения в нефтяном секторе и перейти с налога на добычу полезных ископаемых(НДПИ) на налог на добавленный доход (НДД). По последней версии Минфина, согласованной с Минэнерго, с нефтяников будет взиматься50% доходов от продажи нефти за вычетом расходов на добычу и транспортировку, но не более 9520 руб. с тонны. При этом остаются НДПИ и экспортная пошлина: при цене 50 долларов за баррель на старом месторождении они вместе составят 17,5 доллара за тонну (35% цены), а на новом – 7долларов в первые пять лет(14% цены) с увеличением до обычной ставки к восьмому году. Сейчас при цене нефти в50долларов за баррель НДПИ и экспортная пошлина составляют 57% цены, а на новых проектах – 13,2% [26].

Новая система предполагает снижение суммарной величины налогов, зависящих от валовых показателей (НДПИ на нефть и таможенная пошлина на нефть), и, введением налогообложения дополнительного дохода от добычи, что должно обеспечить более высокую гибкость налогообложения за счет зависимости величины налогов от экономического результата разработки запасов.

В настоящее время также обсуждается идея регулирования глубины переработки и интенсификации модернизации отечественных НПЗ с помощью так называемого обратного (возвратного, отрицательного) акциза. Он должен послужить косвенным регулятором для повышения технического уровня нефтепереработки, объема поставок светлых нефтепродуктов на внутренний рынок и поддержать заводы, расположенные далеко от границ РФ. Данное новшество определяет минимальный уровень отбора светлых фракций (не менее65%, а по некоторым предложениям – не менее 80%), наличие вторичных процессов и поддержку выпуска целевых светлых нефтепродуктов. Если же НПЗ достигает и превосходит данный уровень, то с каждой тонны перерабатываемой нефти будет возвращать(получать обратный акциз) в определенном размере (от 500 до 1000 рублей в первый год с постепенным обнулением к десятому году). При этом планируется одновременный рост ставок НДПИ [28].