Состояние и перспективы развития нефтегазохимического комплекса государств Евразийского экономического союза

За последние десятилетия в мире происходят сложные процессы сближения стран, направленные на создание единого рынка, что является неотъемлемой частью общемировой тенденции ускорения интеграции. В конце XX века интеграция стала мощным инструментом ускорения развития региональных экономик и повышения конкурентоспособности на мировом рынке.

Международная конкурентоспособность России, ее цивилизованная устойчивость и возможность влиять на мировые процессы в решающей степени зависит от дальнейшего развития интеграционных процессов. В этом аспекте наиболее перспективным является Евразийский Экономический Союз (ЕАЭС).

ЕАЭС это международное интеграционное экономическое объединение, договор о его создании был подписан 29 мая 2014 года, и вступил в силу 1 января 2015 года. Договор имеет эпохальное, историческое значение, открывает самые широкие перспективы для развития экономик и повышения благосостояния граждан стран участниц [1].

Государствами-членами являются Россия, Армения, Беларусь, Казахстан и Киргизия. Евразийский экономический союз создан для укрепления экономик стран-участниц, а также для модернизации и повышения их конкурентоспособности на мировом рынке.

Страны-участницы создают мощный, притягательный центр экономического развития, крупный региональный рынок, объединяющий более 20 млн кв. км., с населением около 175 млн человек, с огромным производственным, научным и технологическим потенциалом и с колоссальными природными ресурсами.

Валовой внутренний продукт стран ЕАЭС в 2015 году составил 2336,5 млрд долл. США (96,9% к уровню прошлого года), объем промышленного производства – 1,5 трлн долл. США. Объем производства по добыче полезных ископаемых государств – членов ЕАЭС в 2015 году составил 222,1 млрд долл. США и остался на уровне 2014 года. Объем промышленного производства составил 907,1 млрд долл. США. При этом объемы добычи нефти составили 614,36 млн тонн (1 место в мире), газа – 679,39 млрд куб (1 место в мире), выработки электроэнергии – 1209,1 млрд кВт. ч (3 место в мире). [2]

Создание общих рынков нефти, газа и электроэнергии, объединение многих гражданских рынков, финансовой и транспортных систем позволит существенно расширить возможности экономического роста для России, Казахстана и Белоруссии, Армении и Киргизии.

Географическое положение позволяет создавать транспортные, логистические маршруты не только регионального, но и глобального значения, а также открыть масштабные торговые потоки «Европы и Азии». Длина железнодорожных путей составляет 106,6 тыс. км., протяженность автомобильных дорог – 1601,4 тыс. км. [3].

Перспективы развития нефтегазохимического комплекса ЕАЭС

Нефтегазохимический комплекс традиционно является определяющим в интеграционных процессах государств ЕАЭС [4].

Оценка вклада государств-членов ЕАЭС в совокупные показатели, характеризующие потенциал нефтегазохимический комплекс, позволяет отметить следующие особенности.

Россия играет ведущую роль на рынке энергоресурсов, занимая первое место в мире по экспорту газа (в 2015 году доля – 18%) и второе место после Саудовской Аравии по нефти (доля 12,4%). Объемы добычи нефти в России в 2015 году составили 10,4 млн тонн, что обеспечило третье место после Саудовской Аравии и США (с объемами добычи 11,55 и 11,13 млн тонн соответственно) [5].

По прогнозам, к 2035 году в России добыча энергоресурсов возрастет и составит 525 млн тонн нефти и 885 млрд куб. метров газа [6].

В торгово-экономических отношениях между государствами ЕАЭС в этой сфере можно отметить следующее.

Россия остается одним из главных рынков сбыта для производителей стран ЕАЭС, при этом значительные объемы, в основном топливноэнергетических ресурсов, экспортируются соседям. Основу российского экспорта (более 60%) составляют топливно-энергетические товары [7].

Белоруссия традиционно ориентирована на Россию, которая остается одним из главных экспортных рынков, но что касается нефти и газа, то собственных ресурсов недостаточно.

В Казахстане наблюдается обратная ситуация – при изобилии собственного сырья, как углеводородного, так и минерального, хорошо развит сектор неорганической химии и недостаточно – нефтехимический.

Необходимо отметить, что казахстанские углеводороды в виде сырья в больших объемах экспортируются. Казахстан располагает значительными запасами нефти и газа, занимая в мировом рейтинге 15-е место по подтвержденным запасам нефти. Согласно данным Министерства нефти и газа Казахстана, общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в стране составляют 17 млрд тонн, из них 8 млрд приходится на казахстанский регион Каспийского моря.

Основные запасы нефти в Казахстане (более 90%) сконцентрированы на 15 крупнейших месторождениях: Тенгиз, Кашаган, Карачаганак,

Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибек-мола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское. Дальнейшему наращиванию ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли Казахстана способствует проводимое республикой широкомасштабное изучение участков недр в акватории Каспийского и Аральского морей. Перспективы поиска нефти и газа связывают с неизученными глубокопогруженными структурами в Прикаспийской впадине, Приаралье, а также с выявленными в результате региональных сейсмических работ объектами в северном, центральном и южном Казахстане.

Согласно статистическим данным, добыча сырой нефти в Казахстане в 2015 году составила 66,52 млн тонн, что на 2% меньше, чем в 2014 году. Добыча газового конденсата составила 12,94 млн тонн, что на 0,1% больше, чем в 2014 году [8]. В республике добыто 21,64 млрд куб. метров газа природного, и 23,83 млрд куб. метров нефтяного попутного газа, что больше показателей прошлого года на 1,7 и 8,8% соответственно [2].

Производство бензина в 2015 году составило 2,88 млн тонн, что на 4,8% меньше, чем в 2014 году. Дизтоплива произведено 4,56 млн тонн, что на 9% меньше, чем в 2014 году. Топочного мазута произведено 3,83 млн тонн, что больше на 4,6%, чем в 2015 году [9].

Углеводородное сырье внутри страны перерабатывается на трех нефтеперерабатывающих и трех газоперерабатывающих заводах, однако о глубокой переработке сырья пока говорить не приходится. По оценкам экспертов, глубина переработки нефти на казахстанских НПЗ составляет около 45–50%. Высок выход мазута, значительная часть которого, используется для выработки тепла и электроэнергии. Низок выход и высокооктанового бензина, поэтому около 40% потребностей внутреннего рынка в этом виде топлива покрывается за счет поставок из России.

В Казахстане осуществляется модернизация существующих НПЗ с дальнейшим увеличением их суммарных мощностей в 2016 году до 17,5 млн тонн в год, что позволит полностью обеспечить потребности республики в автомобильном и авиационном топливе.

В настоящее время Белоруссия добывает на своей территории порядка 1,65 млн тонн нефти, 4 млн тонн получает из Азербайджана и основная масса – более 22 млн тонн нефти – поступает в республику из России.

Углеводородное сырье внутри страны перерабатывается на двух нефтеперерабатывающих заводах: ОАО «Нафтан» в Новополоцке и ОАО «Мозырский нефтеперерабатывающий завод».

В соответствии с Программой реконструкции и модернизации «Нафтан 2010–2015» в ОАО «Нафтан» был реализован ряд проектов, направленных на увеличение мощностей по первичной переработке нефти до 12 млн тонн в год; снижение выхода топочного мазута до 6–8%; обеспечение соответствия качества продукции действующим и перспективным требованиям стран Европейского Сообщества; развитие инфраструктуры; мероприятия по улучшению энергообеспечения предприятия и снижению энергопотребления.

Так в 2010 году произведена реконструкция комплекса «Ароматика» с целью оптимизации технологической схемы установок комплекса и увеличения производства товарного параксилола. С целью увеличения межремонтного периода (не менее 3-x лет) и снижения удельного энергопотребления установок произведена замена физически и морально устаревшего оборудования. В 2016 году ожидается введение в эксплуатацию после реконструкции установки производства элементарной серы и установки производства водорода. В 2016 году приступили к пуско-наладочным работам на модернизированной установке первичной переработки нефти. Кроме того, будет получен широкий ассортимент сырьевых компонентов для обеспечения технологической цепочки всего предприятия [10].

По окончании реализации Программы планируется, что ОАО «Нафтан» выйдет на уровень современных предприятий с глубиной переработки не менее 92%.

В ОАО «Мозырский НПЗ» завершено строительство комплекса гидрокрекинга тяжелых нефтяных остатков, установки вакуумной перегонки мазута и комбинированной установки по производству высокооктановых добавок к бензинам, что позволит переработать по 12,5 млн тонн нефти в течение года.

В марте 2016 года введена в эксплуатацию установка адсорбционной очистки бутановой фракции, предназначенная для обеспечения стабильной работы действующей комбинированной установки фтористоводородного алкилирования, продуктом которой является изобутан – сырьевой компонент для получения алкилата, экологически чистого высокооктанового компонента товарных автобензинов. Расчетная годовая производительность установки по сырью бутановой фракции составляет 136 тыс. тонн в год. Ввод в эксплуатацию процесса глубокой очистки бутановой фракции позволит увеличить срок службы дорогостоящего платиносодержащего катализатора, а также снизить скорость коррозии оборудования и трубопроводов секции алкилирования.

В мае 2016 года введена установка производства серы (Сера-2). Она предназначена для получения серы из кислых газов, содержащих сероводород, полученных при регенерации насыщенного раствора МЭА и отпарке кислой воды, поступающих с различных установок завода.

Реализация проекта позволит не допустить сверхнормативные выбросы диоксида серы в атмосферу, обеспечить технологическую безопасность и бесперебойную работу производства.

В июне 2016 года введена комбинированная установка производства высокооктановых компонентов бензина, эксплуатация которой обеспечит техническую возможность для производства бензина в соответствии с требованиями стандарта EN 228:2008 (класс 5, Евро-5) с октановым числом 95 и более и снизить объемы закупки по импорту высокооктановых компонентов. В активной стадии реализации находится масштабный инвестиционный проект «Строительство комплекса гидрокрекинга тяжелых нефтяных остатков» [11].

Более 10 лет предприятие работает в составе компании «Славнефть» (Россия–Беларусь), которой принадлежит 42,25% акций предприятия.

Ярким примером интеграционных процессов стран ЕАЭС является договоренности Белоруссии и Казахстана о совместной реализации проекта строительства нефтехимического предприятия по производству ПЭТ материалов на основе терефталевой кислоты, с использованием казахского параксилола в Могилеве. Стоимость проекта около 700 млн долл. США, совместные инвестиции [4].

Производство энергоресурсов в Армении представлено почти исключительно атомными и гидроэлектростанциями, которые обеспечивают около 1/3 национальных потребностей.

Топливные углеводородные ресурсы в Армении не добываются, а их потребление обеспечивается за счет импорта. Недостаток собственных энергоресурсов и небольшие объемы производства электроэнергии на действующих в стране АЭС и ГЭС приводят к высокой зависимости страны от поставок энергоносителей из России и других стран. При этом энергетическое сотрудничество России и Армении осложняется отсутствием общей границы. В данной ситуации Армения в целях диверсификации поставок первичных энергоресурсов развивает энергетическое сотрудничество с Ираном. Между странами уже построен газопровод, на очереди – нефтепродуктопровод, связывающий нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Тебризе (Иран) с югом Армении.

Большая часть газа поступает в страну из России через Грузию, остальной газ импортируется из Ирана [12].

Положительным эффектом для экономики Армении явилось сотрудничество с Россией в рамках ЕАЭС. Так, только в 2015 году членство в ЕАЭС позволило стране сэкономить около 1 млрд долл. США.

Во-первых, Россия предоставила республике 30-процентную скидку на поставки природного газа.

Во-вторых, несмотря на сокращение трансфертов из России в Армению с 2,2 до

• 1,5 млрд долл. США, не вступление в ЕАЭС привело бы к двукратному снижению этой суммы. Вступление в ЕАЭС позволило гражданам Армении легально и на равных условиях с гражданами государств союза работать в России, Белоруссии, Казахстане и Киргизии. На Россию приходится более 90% трудовых мигрантов Армении, которые переводят свои заработки на родину, что является существенными инвестициями.

Необходимо отметить, что 90% объема экспорта Армении приходится на Россию [13]. Кроме того, если не членство в ЕАЭС, для Армении действовали дополнительные таможенные сборы и санитарные ограничения, и потери от экспорта, составившие в 2015 году 28%, были бы значительно больше.

Ухудшение ценовой конъюнктуры на внешних рынках не привело к значительному сокращению стоимостных объемов экспорта благодаря росту физических объемов экспорта [14].

В структуре производства энергоресурсов Кыргызской республики доминируют гидроэнергия и добыча угля. В структуре потребления первичных энергоресурсов преобладают нефтепродукты, гидроэнергия и уголь. Республика является нетто-импортером первичных энергоресурсов, при этом, за счет собственного производства обеспечивается около 40% объема потребления, остальное приходится на импорт.

Добыча газа осуществляется на шести месторождениях, наиболее крупным из которых, является Восточный Майлису-4. Около 97% потребления газа обеспечивается за счет импорта, который полностью осуществляется из Узбекистана. С 2006 года ОАО «Газпром» проводит геологоразведочные работы на нефтегазоперспективных площадях Восточный Майлису-4 и Кугарт.

По оценкам экспертов прогнозируемые запасы нефти в Кыргызстане составляют от 500 миллионов до миллиарда тонн [15]. Однако доказанные запасы незначительны и составляют 15 млн тонн. Основные месторождения сосредоточены в Ферганском нефтегазоносном районе [16].

В Кыргызстане ежегодно добывается 75– 100 тыс. тонн нефти, что частично покрывает потребности республики в углеводородах [17]. Основной добывающей компанией является ОАО «Киргизнефтегаз», 85,2% акций которой контролируются Мингосимуществом Республики Кыргызстан. К крупнейшим добывающим углеводородное сырье компаниям относятся также ЗАО «Текстоник» и ООО «Южный Деррик» (СП ОАО «Киргизнефтегаз» (30%) и австралийской «Деррик Птуай» (70%)) [18]. В 2015 году добыча нефти сырой, включая газовый конденсат составила 0,107 млн тонн, добыча газа составила 0,031 млрд куб. метров.

Объемы трансграничных поставок незначительны и осуществляются железнодорожным транспортом.

Объемы экспортных поставок нефтепродуктов из Кыргызской республики незначительны. Экспортные поставки автомобильных бензинов производятся преимущественно в Афганистан и Таджикистан; дизельного топлива – в Афганистан и Узбекистан. Основным направлением экспорта мазута является Китай. Региональная структура экспорта авиационного керосина характеризуется высокой межгодовой изменчивостью, однако ключевыми направлениями поставок при этом остаются Россия, ОАЭ, Турция, Китай и Афганистан [18].

Спрос на нефтепродукты в республике практически полностью покрывается за счет импорта (преимущественно из России) [12]. Закупки нефтепродуктов по импорту также осуществляются из Казахстана, Белоруссии, Литвы, Эстонии и др. [18]. Имеющиеся два НПЗ (СП «Кыргыз Петролеум Компани» и СП «Восток» с суммарной мощностью по различным оценкам от 375 до 680 тыс. тонн в год) работают не на полную мощность. В 2013 году китайской компанией Чайна Петроль Компани «Джунда» построено НПЗ мощностью 850 тыс. тонн, на которое сырье поставляется из Казахстана и России. Существуют также планы по строительству еще одного НПЗ [12].

Создание общих рынков нефти, газа и электроэнергии является одной из важнейших направлений развития Евразийского экономического союза. В 2016 году утверждена концепция по формированию каждого из трех рынков: нефти, нефтепродуктов, газа. В 2018 году появятся программы по формированию этих рынков, и к 2024 году эти программы будут реализованы.

Особенности налогообложения нефтегазохимического комплекса стран ЕАЭС

В связи с объединением в единую экономическую интеграционную структуру нескольких стран, существенно различающимися не только составом налоговых систем, но и национальной структурой экономики, а также порядком формирования и структурой государственного бюджета, актуальными становятся вопросы налогообложения нефтегазохимического комплекса.

Опыт международных интеграционных сообществ, свидетельствует о сохранении в каждой стране некоторых национальных особенностей налогообложения, при одновременном неизбежном процессе унификации некоторых налоговых платежей на территории всех стран – участниц таких объединений. Это обусловлено в первую очередь тем, что экономические интеграционные союзы одной из основных целей своего создания имеют отмену внутри общей зоны таможенных пошлин, налогов (преимущественно косвенных) и сборов, и уменьшение различных ограничений по перемещению товаров и ресурсов внутри общих границ. Кроме того, в процессе разработки более эффективного механизма распределения, точного планирования и контроля за суммами налоговых платежей, остающихся в распоряжении каждого участника и координатора интеграционного сообщества, также происходит унификация налогообложения. Несмотря на это между странами сохраняются таможенные границы и посты, позволяющие контролировать происхождение и другие параметры товаров, пересекающих государственные границы.

В частности, пример Европейского Союза свидетельствует о неизбежном процессе постепенного сближения национальных налоговых систем участников. Постепенная гармонизация налогообложения в Европе привела к унификации косвенного налогообложения (прежде всего по НДС и акцизам) и разработке общих правил определения налоговой базы и порядка взимания по основным прямым налогам. Это проводилось с целью предотвращения двойного налогообложения прибыли компаний, осуществляющих деятельность в нескольких странах участницах, и одновременно пресечения возможных схем уклонения от уплаты налогов на территории всей интеграционной зоны. Кроме того, интеграция налогообложения призвана обеспечить максимальную нейтральность с точки зрения поддержки конкуренции и равенства налоговой нагрузки для ведения деятельности на территории любого государства.

Рассматривая налоговые системы стран – участниц евразийского экономического союза, можно отметить следующее.

В России предприятия нефтегазохимического комплекса несут наибольшее налоговое бремя от таможенных платежей (включая акциз, НДС и таможенные пошлины), налог на добычу полезных ископаемых НДПИ и налог на прибыль организаций НПО. Максимальная ставка НДС в России составляет 18%, налог на прибыль организаций взимается по ставке 20%. Российские компании, занятые в добыче нефти и газа в обязательном порядке уплачивают налог на добычу полезных ископаемых (в зависимости от объемов добычи) и экспортные пошлины. Суммарно эти два платежа при мировой цене на нефть в размере 109 долл. США превышали семидесятипроцентную долю в ее структуре. При этом существуют льготы по НДПИ и экспортной пошлине для месторождений с высокой степенью истощения.

Анализ международного опыта налогообложения добычи углеводородного сырья свидетельствует о том, что в России самая высокая налоговая нагрузка в данной сфере. Так, по официальным данным нефтегазовых компаний их суммарные выплаты в бюджет в 2013 году составили 8,6 трлн рублей

(более 272 млрд долларов), а это 2/3 всех доходов российского федерального бюджета. В структуре этих выплат доля таможенных пошлин составила 48%, НДПИ – 32%, налога на прибыль – 7%, акцизов – 5%, НДС – 2%. Конкретная ставка НДПИ получается корректировкой базовой ставки на коэффициенты, учитывающие изменение мировых цен на нефть, степень выработки конкретного месторождения, запасы разработки и сложность добычи. При этом в силу различий в структуре реализуемой продукции и соотношением внутренних и зарубежных продаж структура налоговых выплат в разрезе конкретных компаний существенно различается. Например, в ОАО «Газпром» на таможенные пошлины приходилось 31,82%, то есть на 16-процентных пунктов меньше средней величины по компаниям, а на НДПИ – 25,7%. В среднем налоговая нагрузка нефтедобывающих компаний составляла 40% от выручки.

С 2015 года в России действует ряд мер под общим названием «налоговый маневр», предусматривающий снижение акцизов на топливо и экспортных пошлин на нефть с одновременной компенсацией доходов бюджета за счет увеличения ставок НДПИ. В связи с более низким уровнем экспортных пошлин среди государств – членов ЕАЭС), формула расчета ставки НДПИ на сырую нефть была скорректирована в сторону увеличения: в 2015 году базовая ставка была увеличена до 766 рублей за тонну (на 55,4% относительно 2014 г.), а в 2016 г. ставка выросла до 857 рублей за тонну. С 2017 года будет действовать ставка в размере 919 р. за тонну, что еще больше увеличит нагрузку на нефтегазовый сектор.

В 2015 году нефтегазовый комплекс сохранил за собой ведущую роль в формировании российского федерального бюджета, обеспечив 51,3% совокупного объема его доходов. При этом, из-за снижения мировых цен на нефть и ухудшения конъюнктуры мировых рынков, произошло уменьшение стоимостного объема экспорта топливно-энергетических товаров на 7,5% и сокращение нефтегазовых поступлений в федеральный бюджет на 26,3% [19]. В настоящее время налоговая нагрузка на независимые нефтяные компании возросла до 50% [20], что отрицательно сказывается на уровне их инвестиционной активности.

В условиях падения мировых цен на углеводороды существенно ухудшились и финансовые показатели деятельности российских компаний нефтегазового сектора. Сокращение экспортной выручки компаний частично было компенсировано ослаблением курса рубля и снижением экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты. В то же время рост НДПИ и снижение экспортных пошлин оказали негативное влияние на нефтеперерабатывающий сектор, который вынужден закупать относительно подорожавшую ввиду роста налога нефть в условиях нестабильной конъюнктуры, снижения мировых цен на нефть и понижения из-за санкций степени доступности финансовых ресурсов. В итоге снизилась рентабельность и объемы нефтепереработки, и нефтеперерабатывающие компании увеличили уровень первичной переработки нефти и выпуск нефтепродуктов с более высокой добавленной стоимостью.

С 2017 года Минфин и Минэнерго планируют дополнительное повышение налоговой нагрузки на нефтяную отрасль для дополнительного изъятия 200 млрд рублей с целью покрытия дефицита бюджета. При этом повысятся суммы выплат по НДПИ, акцизам на топливо и экспортной пошлине. Эксперты считают, что от повышения НДПИ наиболее всего пострадают крупные нефтедобывающие компании, так как на них придется около 50 процентов дополнительных выплат бюджету. Особенно сильно такое увеличение скажется на компаниях с высокой долей добычи («Роснефти» и «Сургутнефтегазе»), а также на независимых производителях, не имеющих перерабатывающих мощностей.

В 2015 году Правительство Российской Федерации поручило Министерству энергетики и Министерству финансов подготовить законопроект по введению на нескольких месторождениях нового налога – налога на финансовый результат, который заменит действующий НДПИ. Экспериментальными площадками по отработке налоговых нововведений могли стать зрелые месторождения, в частности Имилорское месторождение (ЛУКОЙЛ) и Шпильмановское месторождение (Сургутнефтегаз). Однако, в 2015 году законопроект так и не был утвержден. Министерство финансов предложило ввести не налог на финансовый результат, а налог на добавленный доход (НДД) для старых и новых месторождений. В 2016 году Министерства финансов и энергетики концептуально договорились о введении для нефтяной отрасли налога на добавленный доход. Он будет взиматься с нефтяников в размере 50% с доходов от продажи нефти за вычетом расходов на добычу и транспортировку, но не более 9520 рублей за тонну. При этом ставки НДПИ будут снижены, а таможенные пошлины – отменены. К концу 2016 года министерства окончательно должны согласовать новый законопроект.

В Республике Беларусь общая система налогообложения подразумевает уплату: НДС по ставке 20%, налога на прибыль по ставке 18%, земельного налога (в виде фиксированного платежа за гектар), налога на недвижимость по ставке 1%, экологического налога, различных сборов (гербовый, оффшорный и некоторых других) и пошлин [21]. Кроме налогов обязательна уплата страховых взносов с фонда оплаты труда работников в размере 34% (не считая взносов на страхование от несчастных случаев на производстве). Как правило, предприятия нефтегазохимического комплекса сталкиваются также с необходимостью уплаты акциза и налога на добычу (изъятие) природных ресурсов. В созданных свободных экономических зонах резиденты освобождены в течение пяти лет от налога на прибыль при реализации продукции собственного производства, и вдвое снижены ставки по налогу на иную прибыль и по НДС. Заключены соглашения более чем с 60 странами об избежании двойного налогообложения.

В Армении действуют: НДС со ставкой 20%, налог на прибыль предприятий со ставкой 20%, акцизный сбор (в том числе за бензин, сырую нефть, нефтепродукты, дизельное топливо и нефтяные газы), земельный налог со ставкой 0,5 и 1% для сельской и городской земли соответственно, налог на рекламу, коммунальный налог, а также различные сборы (за пользование местной символикой, проведение лотерей и др.), рентные и ресурсные платежи. Ставки акцизного налога для газа и газообразных углеводородов составляет 1 тыс. драм за тонну (2,5 долл. США), дизельного топлива – 11500 драм за тонну (28 долл. США), сырой нефти – 27 тыс. драм за тонну (66 долл. США). Предусмотрены и платежи за загрязнение, например, для топливносмазочных материалов он составляет 2% от цены.

В Киргизии действуют следующие налоги: налог на прибыль по ставке 10%, налог на добавленную стоимость по ставке 12%, налог с продаж по ставкам от 0,5 до 2%, земельный налог, налог на имущество, налог на пользование недрами (ставки зависят от типа полезных ископаемых), акцизный налог. Страховые взносы взимаются по ставке 29%. В основном налогообложение недропользователей ориентировано на компании, связанные с добычей золота и редкоземельных металлов. В структуре доходов бюджета платежи горнодобывающих предприятий составляют значительный удельный вес (более 10% или около 9 млрд сомов). С 2013 года налог на пользование недрами заменен налогом на доходы производителей золота. Дополнительно был введен обязательный платеж добывающих компаний в размере 2% от прибыли, половина суммы которого поступает в местные бюджеты. Плательщики налога на доходы от добычи природных ресурсов уплачивают налог на прибыль по ставке 0%. Кроме налогов предусмотрены обязательные экологические платежи (за выброс в атмосферу, сточные воды, загрязнение почвы). С точки зрения режима обложения недропользователей выделяют три возможных варианта:

• 1)    лицензионный порядок, когда оплачивается лицензия и выплачивается разовый бонус 5% за право доступа к месторождению;

• 2)    соглашения о разделе продукции между предприятием и правительством;

• 3)    договор о концессии, когда уплачиваются только налоги, предусмотренные договором (исключительный пример золотой рудник «Кумтор»).

Необходимо отметить, что Кыргызстан заключил соглашения об избежании двойного налогообложения с Казахстаном, Россией, Беларусью, Таджикистаном, Узбекистаном, Молдовой, Монголией, Индией, Турцией, Ираном, Пакистаном и КНР [22].

В Казахстане действует корпоративный подоходный налог в размере 20% от доходов, уменьшенных на величину установленных расходов. Кроме того, дивиденды, выплачиваемые нерезидентам, облагаются налогом в размере 15%. НДС имеет основную ставку в размере 12%. Кроме того, уплачиваются: налог на имущество по ставке 1,5%, социальный налог по ставке 11%, земельный налог, плата за загрязнение окружающей среды, прочие налоги, сборы и платежи (плата за использование внутренних судоходных путей, плата за использование радиочастотного спектра и др.) [23].

Поскольку экономика Казахстана достаточно похожа на российскую в плане сильной зависимости бюджета от платежей основных недропользователей – нефтяных, газовых и горнодобывающих компаний, то в стране также действует налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

НДПИ уплачивается при добыче сырой нефти, газового конденсата и природного газа исходя из объемов добычи (чем выше объем, тем выше ставка), и назначения продукции (экспортируемая или для внутреннего потребления). Ставка колеблется в пределах от 0,5% до 18%. Продукты добычи обычно облагаются еще и акцизом, при этом на сырую нефть и газовый конденсат установлена нулевая ставка. При вывозе продукции экспортная пошлина на сырую нефть составляет 60 долл. США за тонну.

Для недропользователей предусмотрены также такие специфические выплаты, как налог на сверхприбыль, платеж за возмещение исторических затрат и бонусы. Для осуществления деятельности по разведке и добыче в нефтяной отрасли предприятия должны заключить с правительством страны контракт на недропользование. При этом, как правило, применяется общеустановленный режим, предусматривающий комбинацию корпоративного подоходного налога, рентного налога на экспортируемую нефть, бонусов и налога на добычу полезных ископаемых. Рентный налог на экспортируемую нефть взимается в размере 7–32% от стоимости экспортируемой сырой нефти и газового конденсата, в случае превышения мировыми ценами отметки в 40 долл. США за баррель. Бонусы недропользователей включают подписной бонус и бонус коммерческого обнаружения

(5–5,5 млн тенге и 0,1% от стоимости подтвержденных запасов соответственно). Кроме того, контактами предусмотрена ежегодная уплата налога на сверхприбыль (НСП). По данному налогу действует прогрессивная шкала ставок (10–60%), которая применяется к части чистого дохода, превышающей 25% от суммы вычетов. Базой для исчисления НСП является чистый доход, определяемый как разница между совокупным годовым доходом, и вычетами, корпоративным подоходным налогом и налогом на чистый доход. Максимальный размер ставки налога на сверхприбыль составляет 60%.

Существуют исключения в режиме налогообложения недропользователей Казахстана, обусловленные наличием подписанных до 2009 года соглашений о разделе продукции (СРП). С 2009 года в Казахстане предусмотрен обязательный государственный платеж по возмещению исторических затрат (для возмещения государственных расходов на геологоразведку и обустройство территории, осуществленных до заключения контракта с недропользователем).

Ухудшение конъюнктуры мирового рынка нефти отрицательно сказалось и на показателях деятельности предприятий нефтегазового комплекса Казахстана. В связи с этим сумма выплаченных недропользователями налогов и обязательных платежей за исключением экспортных пошлин) в 2015 году составила 2,3 трлн тенге – это наихудший показатель за последние 5 лет. Часть налоговых выплат направляется непосредственно в Государственный бюджет, а некоторая часть поступает в Национальный Фонд. Кроме того, в Государственный бюджет за 2015 год поступили таможенные платежи за экспорт нефти в размере 647,7 млрд тенге. Несмотря на снижение в марте 2015 года величины таможенной пошлины с 80 до 60 долларов США за тонну, этот вид платежа имеет существенное значение в формировании налоговой нагрузки на нефтедобывающие компании (составляет приблизительно 21,5% суммы всех налоговых выплат). Всего недропользователями было выплачено налогов и обязательных