Анализ налогообложения предприятий добывающего сектора экономики на примере ОАО "Оренбургнефть"

2012 г. - 40 866 535 / 218 522 577 * 100 = 18,7%

2013 г. - 63 009 594 / 299 511 044 * 100 = 21,04%

2014 г. - 70 253 022 / 310 358 086 * 100 = 22,64%



Рассчитав налоговую нагрузку, можем сделать вывод, что в соответствии с отраслевыми нормативами (39%), показатель 2014 года по ОАО "Оренбургнефть" является довольно приемлемым.

В своей работе проведем еще один анализ, которые будет заключаться в расчете показателей перечисления налогов в соответствии с распределением по бюджетам. Данные отразим в таблице 2.17

Таблица 2.17 Распределение налогов по бюджетам

Вид бюджета	Начисление, тыс.руб.	Структура, %
	2012	2013	2014	2012	2013	2014
ФБ	35291956	54188871	60799620	86,359	86,00	86,544
ОБ	5324970	8571402	8944793	13,03	13,604	12,732
МБ	249609	249321	508609	0,611	0,396	0,724
Итого	40866535	63009594	70253022	100	100	100

Как видно из таблицы 3, то основные налоговые перечисления осуществляются в федеральный бюджет и является стабильными: 86,359%; 86%; 86,544% соответственно 2012, 2013, 2014 гг. Это объясняется тем, что составляющей частью в структуре налогов является НДПИ, который является прямым федеральным налогом.

2.3 Проблемы добывающего сектора экономики

Проблема налогообложения предприятий нефтедобывающей отрасли всегда была актуальной для современной России. Ни для кого не секрет, что достаточной большая доля доходной части бюджета Российской Федерации формирует налогообложение именно данной сферы экономики. Поэтому грамотное налогообложение и налоговая политика со стороны государства в отношении предприятий нефтедобывающей промышленности должна преследовать две цели: во-первых, необходимо пополнять бюджет РФ, а во-вторых, стимулировать разработку новых месторождений.

Специфика нефтедобычи в РФ заключается в том, что извлечение данного полезного ископаемого происходит, что во многом, в крайне сложных природно-климатических условиях. С экономико-географической точки зрения условия добычи нефтересурсов, скажем в Татарстане, Башкортостане, Чеченской республике гораздо более благоприятные, чем в условиях Крайнего Севера страны. Кроме этого, в России существуют достаточно большое количество месторождений, с трудноизвлекаемыми нефтяными запасами, месторождений с вязкой и сверхвязкой нефтью, которая очень трудна в переработки из-за существенных материальных затрат. Также на сегодняшний день встала задача проведения разведки и разработки шельфовых нефтяных месторождений в Баренцевом море, где необходимо применять самые современные технологии, которых не было даже в Советском Союзе. Все эти факторы сказываются на экономике нефтедобывающей отрасли государства.

Поэтому, на сегодняшний день необходимо вводить гибкую систему налогообложения нефтедобывающей промышленности, которая бы отвечала требованиям стимулирования нефтедобычи и при этом не уменьшала налоговых поступлений в бюджет.

Необходимо отметить, что введенная с 1 января 2002 г. глава 26 "Налог на добычу полезных ископаемых" Налогового кодекса Российской Федерации сразу же была несовершенной. В ней не учитывались многие факторы, с которыми приходится сталкиваться нефтяным компаниям, в частности, не принимались во внимание природные условия эксплуатации месторождений, что давало дополнительные преимущества предприятиям, располагающим относительно лучшими участками недр и как следствие понижало конкурентоспособность в данной сфере. На развитии нефтегазового бизнеса, особенно в долгосрочной перспективе, это могло сказаться самым негативным образом.

Кроме этого предприятия нефтегазовой промышленности с 1 января 2002 г. лишались некоторых налоговых льгот. В частности, была отменена 50%-ная льгота по налогу на прибыль, направляемую на капитальные вложения, а ставка НДПИ стала одинаковой для всех месторождений, вне зависимости от их горно-геологических и экономико-географических условий. Одинаковое налогообложение разных стадий разработки месторождений привело к тому, что добывать стало выгодно только в момент пиковой добычи нефти на месторождении. Поэтому в начале двухтысячных годов нефтяники стали "бросать" месторождения, которые перестали быть рентабельными и где добыча нефтепродуктов пошла на убыль. НДПИ не решал ни одной налоговой задачи: те, кто мог платить больше - не платил, а тот, кто не мог окупить проект, тот не платил тем более.

С 1 января 2002 г. на все полезные ископаемые введены адвалорные (процентные) ставки НДПИ. Предполагалось, что с нефтяных компаний этот налог будет взиматься с 1 января 2005 г. по ставке в размере 16,5 процента. А до этого момента на нефть устанавливается ставка в размере 340 р. за тонну с учетом коэффициента, который ежеквартально должны рассчитывать сами налогоплательщики (в зависимости от динамики мировых цен на нефть). Надо отметить, что примерно так же рассчитывается сумма налога НДПИ во многих странах, например в США, где ставка налога зависит от того, где нефть добывается: на шельфе или на суше. В Нигерии, ставка налога на добычу нефти зависит от глубины нефтяной скважины.

В тот период времени, налоговая политика государства исходила из того, что стоимость нефти не будет повышаться, а следовательно, ее надо добывать более дешевыми способами. В рамках этой налоговой политики стимулирование добычи трудноизвлекаемых запасов становилось невозможным, а разработка таких запасов была бы отложена до тех пор, пока за счет внедрения новых технологий, они не станут рентабельными. По данным счетной палаты РФ на 1 января 2004 года из 26,2 тысяч скважин на предприятиях ОАО "Лукойл", одного из крупнейших игроков на нефтяном рынке России, более 4 тысяч (около 16%) бездействовало. Примерно такая же картина наблюдалась и в других нефтяных компаниях. Все это привело к тому, что из нефтяного бизнеса стали вытесняться многие мелкие и средние компании. В этот период времени прокатилась целая волна банкротств предприятий нефтяной сферы, а также сделки по слиянию и поглощению крупными компаниями более мелких.

Минфин России хотел создать систему налогообложения соответствующую международным стандартам, которая позволила бы учитывать изменение доходности из-за роста мировых цен. Например, если цена барреля нефти составляет 12,5 долл., уплачиваемые нефтяными компаниями налоги составляли бы 27,3 процента от выручки. Но если цена превышала бы 22,5 долл. за баррель, то с каждого полученного доллара нефтяники платили бы 66,5 процента налогов. А если цена превысила бы 30 долл., то налоги бы были уже свыше 70 процентов. Произошла подмена двух разных понятий: рост налогового бремени по мере роста цен и доходов на отдельном месторождении и сравнительное налогообложение разных месторождений с совершенно разными условиями разработки, расположением и т.п.

Уже с самого начала ввода в действие главы 26 НК РФ Министерство энергетики России неоднократно вносило предложения о введении дифференциации ставки НДПИ в зависимости от горно-геологических, экономико-географических условий разработки месторождений нефти, а также необходимости учета такого важного фактора, как стремление нефтяных компаний вести самостоятельно геологоразведку новых месторождений. Это отвечало бы реалиям российской действительности. Встала необходимость разработки коэффициентов, которые бы в полной мере учитывали все вышеперечисленные факторы.

Стимулом для разработки таких показателей стало Бюджетное послание Президента Российской Федерации Федеральному Собранию "О бюджетной политике в 2006 году". Президент отметил необходимость "продолжить работу по поиску оптимальной модели дифференциации ставок НДПИ в зависимости от горно-геологических и экономико-географических характеристик месторождений".

Поэтому постепенно в несколько этапов были введены коэффициенты, характеризующие специфику нефтедобычи в России. На сегодняшний день, налоговая ставка при добыче нефти составляет 470 рублей за 1 тонну и применяется с учетом коэффициентов, характеризующих мировую динамику цен на нефть сорта "Юралс" (Кц), коэффициента, характеризующего степень выработанности конкретного участка недр (Кв), и коэффициента, характеризующего уровень запасов месторождения (Кз). Формула расчета НДПИ по нефти выглядит следующим образом:

Сн = 470 р/т -Кц ¦ Кв ¦ Кз.

Коэффициент (Кц) отражает среднее значение сырой нефти российской марки "Юралс" за налоговый период, которым является календарный месяц. Кроме этого, данный коэффициент учитывает значение курса доллара США к рублю. Введение этого коэффициента стало первой попыткой, привязать порядок расчета НДПИ по нефти к динамике мировых цен на нефть и колебания курса рубля.

Коэффициент (Кв) характеризует степень выработанности конкретного участка недр. Он учитывает такой показатель, как степень выработанности конкретного участка недр, которая определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за предшествующий календарный год, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) на начальные извлекаемые запасы.

Коэффициент запасов (Кз) учитывает такие показатели, как начальные извлекаемые запасы и определяются как сумма запасов нефти на конкретном участке недр по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода. Степень выработанности запасов конкретного участка недр определяется по состоянию на 1 января 2012 года на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в 2011 году, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр на начальные извлекаемые запасы нефти конкретного участка недр.

Государство постепенным введением данных коэффициентов, попыталось при определении НДПИ по нефти, учесть специфику работы нефтяных компаний в России, что является положительным моментом. Кроме этого, в налоговое законодательство введено налоговое послабление на компании, которые проводят геологоразведку. Налогоплательщики, осуществляющие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие расходы государства на эти цели и освобожденные по состоянию на 1 июля 2001 года от отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при разработке этих месторождений, уплачивают налог с коэффициентом 0,7. Данное послабление в определенной мере стимулирует проведение геологоразведочных мероприятий со стороны нефтяных компаний России, что можно также характеризовать как несомненный положительный момент.

С 1 сентября 2013 года были введены еще два коэффициента, характеризующие степень сложности добычи нефти (Кд) и коэффициент вырабо-танности конкретной залежи углеводородного сырья (Кдв). Введение данных коэффициентов, на наш взгляд, будет более полно учитывать специфику работы нефтяных компаний, которым приходится работать в разных природно-климатических условиях, что отражается на рентабельности нефтедобычи и как следствии в получении доходов.

Российской налоговой системе понадобилось более десяти лет, чтобы пройти путь до более-менее "справедливого" определения НДПИ для нефтедобывающей отрасли. Необходимо отметить, что реформа налогового законодательства в этой части, еще далеко не закончена. Сегодня остро стоит вопрос о том, как и по какой схеме, рассчитывать НДПИ по тем месторождениям в Арктике и на Дальнем Востоке, в которые активно привлекаются как российские, так и иностранные инвесторы. Здесь же нефтедобыча может иметь свои специфические особенности, практически на каждом месторождении. Кроме того, уже сегодня остро стоит вопрос о добычи нефти и газа из нетрадиционных источников (сланцевые нефть и газ).

Структурные проблемы в экономике той или иной нефтедобывающей страны обычно связывают с неполной реализацией ее правительством возможностей в части эффективного распределения материальных благ, полученных от природной ренты отраслей нефтегазового комплекса (НГК). В настоящее время в наибольшей степени это проявляется в странах Африки и Ближнего Востока -- Анголе, Египте, Конго, Ливии, Нигерии, Сирии, Судане и Республике Чад. Дополнениями к государственным системным просчетам в развитии собственной экономики являются нестабильная политическая и социальная обстановка, большая коррумпированность чиновничьего аппарата и высокий уровень преступности [8].

В российской практике дискуссионным является вопрос о вложении дополнительных нефтегазовых доходов федерального бюджета, размещенных в Резервном фонде и Фонде национального благосостояния, не в модернизацию отечественной промышленности и развитие инновационных производств, а в казначейские облигации США [4; 5; 12]. В ответ на критику А.Л. Кудрин небезосновательно проводит сравнение с эффектом "голландской болезни", который может проявиться после инвестирования внутри страны экспортной нефтегазовой выручки [9], как это было в 1970-х гг., после открытия Гронингенского газового месторождения, когда в результате значительного притока ресурсных доходов в бюджет и существенного укрепления гульдена экономика Нидерландов пережила стагфляцию: резко возросли уровни инфляции и безработицы, упали темпы промышленного производства. Вследствие скачка цен на нефть после эмбарго 1973 г. со стороны организации стран -- экспортеров нефти (ОПЕК) в аналогичной экономической ситуации оказались крупнейшие нефтедобывающие страны, включая Саудовскую Аравию, Мексику и Нигерию [8].

Преодоление кризисных явлений, возникающих как результат не всегда последовательной экономической политики правительств отдельных государств в решении национальных нефтегазовых вопросов, возможно, в частности, за счет большей структурной диверсификации производства, строительства инновационных предприятий, роста инвестиций в не связанных с НГК отраслях, снижения процентных ставок, установления мер протекционистского характера и т.д. [11].

В условиях нестабильного курса национальной валюты в России необходимо проводить продуманную бюджетно-налоговую и денежно-кредитную политику, позволяющую минимизировать отрицательное воздействие на экономику негативных факторов, в том числе санкционного характера. Население должно быть информировано о взаимодействии государства с ведущими вертикально-интегрированными компаниями, прозрачность которого позволит сформировать у общественности четкое представление о приоритетах и направлении движения в сторону устойчивого экономического развития.

Стабилизационный фонд РФ, призванный прежде всего нивелировать циклические колебания экономики и разделенный впоследствии на Резервный фонд и Фонд национального благосостояния, был создан по подобию Государственного нефтяного фонда Норвегии -- страны, отличающейся прагматизмом в отношении использования нефтегазовых доходов, устойчивым правовым режимом и развитыми общественными институтами. Инвестиционная политика применительно к стратегии распределения средств фонда оказалась чрезвычайно эффективной в силу диверсификации: большая часть вложений осуществлялась в акции наиболее надежных зарубежных корпоративных структур, меньшая -- в облигации ведущих иностранных государств и заграничную недвижимость [7].

Многие страны, придерживающиеся схожей бюджетной политики в отношении создания крупных финансовых резервов, принципиально не вкладывают средства фондов в собственную экономику. Главной причиной подобной стратегии служит не то, что в условиях кризисных явлений государство автоматически может потерять значительную часть своих нефтяных накоплений, а потенциальная возможность ускорения темпов инфляции и отсутствие внутри страны привлекательных объектов для инвестиций. Примером может послужить создание в Венесуэле Фонда макроэкономической стабилизации и Венесуэльского инвестиционного фонда. Практическим итогом их деятельности явились сокращение валового внутреннего продукта (ВВП) данной страны, рост дефицита государственного бюджета и ускорение темпов инфляции за счет фактического субсидирования заведомо убыточных компаний, находящихся в государственной собственности. Аналогичная ситуация наблюдалась в 1990-е гг. в Нигерии: неэффективные и непрозрачные инвестиции послужили весомым фактором в резком замедлении темпов роста и обесценении национальной денежной единицы [10].



3. Пути решения проблем. Перспективные направления

В настоящее время в России используется дифференциация применительно и к экспортной пошлине на нефть. Но она имеет непрозрачный, "точечный" характер и нестабильна. Необходимы разработка и применение единой, обоснованной методики предоставления льготных ставок по экспортным пошлинам. Сейчас решение о предоставлении льгот принимается непрозрачно, по каждому проекту отдельно в зависимости от прогноза его рентабельности.

До сих пор в налоговых изменениях применительно к НГС не просматривается системность. Такое положение создает ограничения с точки зрения привлечения потенциальных инвесторов к разработке нефтегазовых ресурсов.

Место нефтегазовых регионов в налоговой политике. Необходимость привлечения инвестиций. В условиях высокой налоговой нагрузки на НГС в 2000-е гг. заметно изменился характер дифференциации по сравнению с предыдущим десятилетием. В 1990-е гг. с точки зрения привлечения инвестиций, гибкого налогового регулирования ведущую роль играли нефтегазовые регионы и прежде всего Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) и Татарстан. Данные регионы предоставляли нефтегазовым компаниям значительные льготы по платежам за недра (роялти) и отчислениям на геологоразведку, которые играли основную роль с точки зрения общей налоговой нагрузки [3].

В настоящее время субъекты Федерации могут снизить ставку налога на прибыль в части суммы налога, зачисляемого в их бюджеты, только на 4,5 п.п., или до 13,5%. Таким образом, ограничен объем льгот по рассматриваемому налогу, который регионы могут предоставить для стимулирования деловой активности на их территории. Налог на имущество в полном объеме поступает в региональные бюджеты. Возможности нефтегазовых регионов (НГР) по его сокращению не ограничиваются федеральным законодательством, как это имеет место в случае налога на прибыль.

Поскольку основные налоги с нефтяников связаны с НДПИ и экспортной пошлиной, то значимость потенциальных региональных льгот существенно меньше, чем федерального уровня. В определенной степени такое распределение ролей центра и регионов может быть признано обоснованным: федеральный центр решает государственные задачи, а регионы уже более тонко "подстраивают" условия ведения бизнеса на местном уровне.

Льготы по налогу на добычу, предоставляемые на федеральном уровне, в определенной степени выгодны и НГР, поскольку они способствуют привлечению инвестиций в соответствующие регионы. Также снижение налога на добычу ведет к уменьшению суммы НДПИ, вычитаемой из налогооблагаемой прибыли. Такой порядок фактически при прочих равных условиях сокращает сумму льгот на 20% (ставка налога на прибыль) и увеличивает базу для налога на прибыль, основная часть которого идет в бюджеты регионов.

В настоящее время льготы для нефтегазовых компаний на региональном уровне имеют место в целом ряде субъектов Федерации. Можно назвать несколько причин этого процесса:

конкуренция нефтегазовых регионов с точки зрения привлекательных инвестиционных условий для ведения бизнеса;

давление со стороны нефтяных компаний (угрозы перерегистрироваться и перевести свою деятельность в другие регионы);

учет особенностей ресурсной базы.

Предоставляя льготы, НГР отдают отчет в том, что привлечение инвестиций имеет ключевое значение с точки зрения наполнения бюджета и роста экономики региона. Для регионального бюджета новые инвестиции - это налог на имущество после ввода объектов в эксплуатацию, рост занятости и заработной платы (и соответственно, налога на доходы физических лиц). Появление дополнительной прибыли у бизнеса ведет к приросту налога на прибыль. Новые проекты обычно предъявляют спрос на продукцию и услуги других местных поставщиков и подрядчиков (например строительных организаций), порождают мультипликативные эффекты.

Оценка степени снижения налоговой нагрузки. Представляет интерес сравнение налоговых условий ведения нефтяного бизнеса в разных районах России, прежде всего уровней налоговой нагрузки. Налоговая нагрузка может быть оценена как доля налогов в стоимости реализованной продукции.

Следствием снижения нагрузки в результате применения льгот является то, что в льготных районах возможно увеличение по отношению к аналогичным проектам, реализуемым в обычных условиях капиталоемкости проектов, но при этом их рентабельность будет оставаться на приемлемом, требуемом инвестором уровне. Более высокая капиталоемкость проектов в новых провинциях во многом и стала причиной введения льгот. Таким образом, льготы позволяют реализовывать более капиталоемкие проекты при том же уровне рентабельности.

Оценки снижения налоговой нагрузки и возможного роста капиталоемкости в зависимости от вариантов налоговой системы (при достижении того же уровня эффективности ВНР по сравнению с базовым вариантом без льгот) представлены на рисунке. Для базового варианта уровни налоговой нагрузки и капиталоемкости равны 1.



Представленные оценки позволяют оценить значимость тех или иных льгот с точки зрения привлечения инвестиций в новые проекты в определенные районы и субъекты Российской Федерации.

С учетом экспортной пошлины наиболее значимый объем льгот предоставлен для объектов, расположенных в Восточной Сибири и Якутии (вариант "Якутия"). Налоговая нагрузка в Восточной Сибири почти на 30% ниже, чем в рамках базовых условий с учетом льгот по выработанности месторождений. В результате проект в Якутии сохранит приемлемую эффективность, несмотря на то, что его капиталоемкость почти в 2 раза больше, чем у аналогичного типового проекта, реализуемого в базовых налоговых условиях. Таким образом, инвестору с позиций эффективности будет одинаково рентабельно разрабатывать аналогичное по объему запасов и динамике добычи месторождение, например в ХМАО и Красноярском крае, даже если затраты на его освоение и разработку в Восточной Сибири будут почти в 2 раза выше, чем в Западной Сибири.

Ожидается, что в перспективе наибольшее снижение налоговой нагрузки потребуют проекты, реализуемые на арктическом шельфе (вариант "Шельф"). Для Ненецкого автономного округа (вариант "НАО"), севера ЯНАО, исключая полуостров Ямал (вариант "Север"), Каспийского шельфа (вариант "Каспий") уровень снижения налоговой нагрузки ниже, чем для Восточной Сибири. Это связано в том числе и с тем, что сейчас одна из важнейших задач в нефтегазовом секторе - это наполнение экспортного трубопровода "Восточная Сибирь - Тихий океан".

Насколько значимым для рентабельности нефтяных проектов является предоставление налоговых льгот на региональном уровне? С позиций компаний наиболее предпочтительным вариантом в современных условиях является полная отмена налога на имущество и сокращение налога на прибыль на 4,5% на весь срок реализации проектов (вариант "НГР"). Пока такой объем льгот регионы не предоставляют.

Гибкая связь налоговых льгот и объема инвестиций, например в ХМАО и Иркутской области, для отдельного проекта означает (в ситуации, когда одна компания разрабатывает одно месторождение и, соответственно, объем инвестиций может начать сокращаться уже на 4-5-й год), что льготный период будет иметь ограниченный характер. Поэтому снижение налоговой нагрузки может оказаться незначительным (вариант "ХМАО"), но, тем не менее, будет способствовать запуску новых проектов. Притом у НГР остается еще поле (диапазон) для более тонкой настройки своей региональной налоговой системы.

Возможности применения в России экономического подхода. Для эффективного налогового регулирования государственным органам управления необходимо сконцентрироваться на налоговом администрировании и вкладывать средства в систему сбора и контроля за данными о каждом отдельном месторождении, включая историю (прошлую динамику) добычи, капитальные и текущие затраты, рентабельность. Только после осуществления значительных затрат на сбор информации можно будет проводить комплексную налоговую реформу в НГС, форсировать создание обоснованной дифференцированной системы, направленной на изъятие доходов рентного характера на основе экономического подхода.

Эффективное применение дифференцированных подходов связано со значительными издержками со стороны государства, включая сбор информации и ее мониторинг. Насть этой информации необходима для минимизации возможных налоговых потерь при управлении со стороны НГС значимыми параметрами добычи. Без данных издержек со стороны государства будет сложно осуществить комплексную налоговую реформу в НГС. Данные издержки могут быть рассмотрены как инвестиции, которые в последующем должны дать значительную отдачу в связи с ростом рентных доходов (в том числе от разработки новых месторождений, которые в рамках действующей налоговой системы не могут эффективно разрабатываться). В идеале гибкая система должна позволить изъять более высокую долю рентных доходов с высокорентабельных объектов и позволить разрабатывать низкорентабельные участки недр [5].

Определенные шаги в рамках экономического подхода планируются в России уже достаточно давно. Еще в 1990-е гг. был разработан законопроект по введению налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД). Ставка НДД должна зависеть от соотношения между накопленными доходами и накопленными затратами. На начальных этапах освоения месторождения, пока не возмещены капитальные затраты, компании не платят НДД. Расчет НДД базируется на учете денежных потоков по объектам разработки, а не по предприятию или компании в целом. Поэтому компании должны вести учет эксплуатационных и капитальных затрат, а также доходов раздельно по месторождениям (контроль за чем требует дополнительных издержек со стороны государства).

Сейчас государство планирует использовать элементы экономического подхода при формировании налоговых условий для шельфовых проектов. Для налогообложения все потенциальные проекты на шельфе России предлагается разделить на четыре категории сложности. При этом сложность проектов будет определяться по интегральному показателю, который учитывает глубину, условия разработки, инфраструктуру, ледовую обстановку. Самая простая категория сложности - это Балтийское и Азовское моря. К самой сложной четвертой категории относится, например, север Баренцева моря.

Для этих четырех категорий планируется применять разные налоговые параметры, в том числе ставки, уровень которых будет базироваться на расчетной оценке рентабельности (ВНР). Она устанавливается различной в зависимости от категорий объектов: для первой категории - 16,5%, для второй - 18,5%, для третьей - 20,5%, для четвертой, самой трудной, - 22%. Предполагается, что ставка роялти также будет различаться в зависимости от сложности проекта.

Важным управляющим параметром системы налогообложения на шельфе будет срок стабильности налогового законодательства. В течение этого срока налоговые параметры не будут пересматриваться. Самый большой срок в 15 лет будет предусмотрен для проектов четвертой категории, самый короткий (5 лет) - для первой категории.

Таким образом, фактически предполагается дальнейшее расширение практики дифференцированного налогообложения, но уже с учетом экономических факторов, поскольку налоговые параметры будут определяться с учетом рентабельности проектов. Соответственно, встает вопрос: не лучше ли ввести экономический подход в явном виде для новых проектов?

Представляются целесообразными следующие этапы в направлении формирования ренто-ориентированной системы налогообложения НГС России:

введение налоговых стимулов для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, запасы которых в России составляют от 25 до 50 млрд. т;

решение проблем трансфертного ценообразования в нефтегазовом секторе. Это должно позволить не только справедливо взимать налог на добычу на основе адвалорной ставки, но и другие налоги, в том числе налог на прибыль, что особенно важно для формирования бюджетов сырьевых регионов;

переход на адвалорную (выраженную в процентах) дифференцированную ставку налога на добычу, что позволяет более адекватно учитывать цены внутреннего и внешнего рынков;

решение вопросов обеспечения прозрачности и обоснованности издержек нефтяных компаний;

введение элементов экономического подхода -налога на основе результатов финансово-хозяйственной деятельности, например, НДД для новых проектов с адекватным сокращением уровня налога на добычу. Отмеченные меры, реализуемые в тесной связи с развитием государственной системы управления ресурсами, в том числе администрированием взимания специальных налогов, позволяют надеяться, что в России будет построена дифференцированная система налогообложения, сбалансировано учитывающая интересы как собственника недр - государства, так и компаний - недропользователей.



Заключение

Проведенный анализ показал, что баланс предприятия в анализируемом периоде является ликвидным, о чем свидетельствуют представленные расчеты.

Анализ показателей ликвидности предприятия проведенный за 2014-2012 гг. показал, что их значения превышают нормативные. Это говорит о том, что предприятия может погасить свои текущие обязательства в краткосрочном периоде.

Оценка показателей финансовой устойчивости предприятия показала, что в анализируем периоде все показатели соответствуют нормативным. Анализ абсолютных показателей финансовой устойчивости предприятии ОАО "Оренбургнефть" свидетельствует о том, что предприятие в анализируемом периоде располагает достаточными собственными и привлеченными источниками средств для формирования запасов и относится к первому типу финансовой устойчивости - абсолютная устойчивость.

Оценка риска банкротства предприятия проведенная на основе показателей У. Бивера, модели R-счета и интегральной оценки показал, что деятельность предприятия в течении анализируемого периода сопровождается минимальным уровнем риска.

Российской налоговой системе понадобилось более десяти лет, чтобы пройти путь до более-менее "справедливого" определения НДПИ для нефтедобывающей отрасли. Необходимо отметить, что реформа налогового законодательства в этой части, еще далеко не закончена. Сегодня остро стоит вопрос о том, как и по какой схеме, рассчитывать НДПИ по тем месторождениям в Арктике и на Дальнем Востоке, в которые активно привлекаются как российские, так и иностранные инвесторы. Здесь же нефтедобыча может иметь свои специфические особенности, практически на каждом месторождении. Кроме того, уже сегодня остро стоит вопрос о добычи нефти и газа из нетрадиционных источников (сланцевые нефть и газ).

И здесь, на наш взгляд, надо менять саму "философию" налогообложения. В первую очередь, необходимо ставить вопрос, не о налоговом бремени, а о стабильности налогообложения нефтяной отрасли. Самым естественный путем было бы возвращение к такому понятию, как роялти. При этом все традиционные рентные платежи: бонус, ренталс и роялти следовало бы вернуть в закон "О недрах". Это значительно бы упростило и стабилизировало бы систему налогообложения в отношении нефтяной промышленности, что как раз и отвечает тем задачам налоговой политики, которые были сформулированы в перспективах развития налоговой системы до 2015 года.

Размещено на Allbest.ru