"Финансы", N 12, 2000

ОБ ОПТИМИЗАЦИИ РЕСУРСНЫХ

ПЛАТЕЖЕЙ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Анализируя систему ресурсных платежей российскими нефтеперерабатывающими предприятиями, мы пришли к выводу, что вместо различных платежей целесообразно введение единого ресурсного налога (ЕРН) для предприятий нефтедобывающей промышленности, который бы четко отражал рентную природу этого платежа, обладал способностью достаточно гибко реагировать на динамику мировых цен на нефть и тем самым выполнял бы не только фискальную, но и стимулирующую функцию.

Прежде всего определимся с двумя основополагающими понятиями: субъектом и объектом налогообложения для ЕРН.

Субъектом налогообложения для ЕРН является владелец лицензии на право добычи углеводородного сырья в пределах лицензионного участка нефтегазового месторождения, либо, по поручению владельца, оператор, работающий на данном участке.

Объектом налогообложения ЕРН является физическая масса извлеченного из недр углеводородного сырья в течение налогового периода, измеренная в метрических тоннах и зафиксированная в показаниях контрольно - измерительной аппаратуры, поверенной по ГОСТу и установленной на устье скважин. Из этой величины вычитаются нормативные технологические потери. Для определения налоговой базы вся физическая масса добытого углеводородного сырья переводится по известным коэффициентам в тонны нефти, соответствующей стандартным параметрам качества марки "юралс".

Наиболее сложной проблемой является определение налоговой ставки ЕРН. Теоретически эта ставка (Ren) является функцией от цены реализации (Z) и удельных (на 1 т нефти) производственных издержек добычи на конкретном месторождении (S):

Ren = f (Z, S) (1)

Иными словами, налоговая ставка ЕРН - это норма изъятия горной ренты в цене реализации 1 т нефти. Поэтому формулу (1) можно представить в виде:

Ren = Z x N/100 (2)

где N - ставка рентных изъятий (безразмерная величина, зависящая, в основном, только от сложившегося на конкретном месторождении уровня затрат по добыче сырья и подготовке первого товарного продукта - нефти товарной).

В силу глобализации рынка сбыта нефти и газа цену реализации и производственные издержки на конкретном месторождении можно считать независимыми величинами. Тогда формула (1) примет вид:

Ren = f1(Z) x f2(S) (3)

и мы имеем возможность конструировать каждый сомножитель в формуле (3) по отдельным правилам.

Если воспользоваться формулой (2), то проще всего положить:

f1(Z) = Z/100; (4)

f2(S) = N. (5)

Прежде всего сформулируем основные правила для определения нормативной цены 1 т нефти (Z):

1. Она должна устанавливаться в виде законодательной нормы для всех владельцев лицензий на добычу углеводородного сырья на территории Российской Федерации.

2. Расчетной базой для определения этой нормы являются средневзвешенные цены на внутреннем и внешнем рынках нефти и складывающееся фактическое соотношение экспорта и внутреннего потребления сырой нефти.

3. Единицей измерения нормативной цены устанавливается доллар США как общепринятая валюта для расчетов на мировом рынке энергоресурсов.

Исходя из вышеуказанных правил и сложившегося в практике последних лет соотношения экспорта и внутреннего потребления (1 : 2), можно представить следующую эмпирическую формулу для расчета нормативной цены:

Z = 0,33 Zv + 0,67 Zw (6)

где: Zv - средневзвешенная цена 1 т нефти марки "юралс" за расчетный период времени (год, квартал);

Zw - средневзвешенная цена 1 т нефти на внутреннем рынке России за расчетный период времени в долларовом эквиваленте по среднему за этот период обменному курсу Центрального банка РФ.

Таким образом, формула (4) примет вид:

f1(Z) = 0,33 Zv + 0,67 Zw/100 (7)

и представляет собой минимальную норму изъятия горной ренты в цене 1 т нефти, добываемой в России. Эта величина устанавливается и действует для всех без исключения производителей сырой нефти на территории Российской Федерации. Корректировка этой нормы возможна только в случае резких изменений конъюнктуры на мировом рынке энергоносителей и осуществляется в форме отдельного законодательного акта.

В отличие от цены удельные издержки производства по добыче и реализации углеводородного сырья зависят от огромного числа природных, техногенных и социально - экономических факторов, каждый из которых по величине и масштабам влияния существенно связан с конкретным месторождением. Выделим основные группы этих факторов:

- природно - геологические факторы (глубина и конфигурация залегания пластов, физические и физико - химические характеристики пород, образующих пласты и залежи, продуктивность пластов и т.д.);

- экономико - географические факторы (географические координаты месторождения, природно - климатические условия данной местности и региона, характеристики развитости и мощностей производственной и социальной инфраструктуры региона и, прежде всего, его транспортной и энергетической компонент и т.д.);

- технологические и техногенные факторы (технологии добычи, заложенные в проекте освоения конкретного месторождения, уровень и качество их реализации, параметры выработанности месторождения, прежде всего, уровень обводненности пластов и накопленный объем добытого углеводородного сырья, экологические требования и ограничения и т.д.);

- экономические факторы (кадровое обеспечение, уровень оплаты труда, стоимость сторонних услуг, транспортные и энергетические тарифы, налоговый режим и т.д.).

Достаточно полный учет всех вышеперечисленных факторов возможен только в форме динамической экономико - математической модели освоения конкретного месторождения. В настоящее время существует приемлемая для этих целей методика, разработанная Ханты - Мансийским окружным центром рационального недропользования на основе программного комплекса "EMPS" (Канада). Опираясь на эту методику и рекомендации экспертов ОПЕК, выделим группы расходов (усредненные для компаний с разными технологиями, при условии что эти компании признаны опытными добытчиками нефти), которые предопределены строением недр и инфраструктурно - экологической ситуацией в регионе освоения месторождений:

- капитальные затраты (строительство скважин, кустов, дорог, линий электропередач, внутрипромысловых трубопроводов и т.п.);

- текущие расходы (обслуживание и ремонт сооружений, стоимость материалов, подготовка нефти, оплата труда и т.п.);

- норма рентабельности (15% прибыли компании на вложенный капитал).

Назовем эту величину "минимально необходимой компенсацией затрат недропользователя" и в дальнейшем будем обозначать в формулах символом "G".

Ханты - Мансийским окружным центром рационального недропользования на основе большой репрезентативной выборки реализованных проектов освоения месторождений и результатов расчетов экономико - математических моделей с помощью программного комплекса "EMPS" была получена эмпирическая формула для оценки величины минимально необходимой компенсации затрат недропользователя:

G = K1 x K2 x (190 - 12lnQ - 20lnW + 2H + ...) (8)

где: К1 - поправочный экологический коэффициент с диапазоном изменения 0,9 - 1,25;

K2 - поправочный инфраструктурный коэффициент с диапазоном изменения 0,8 - 1,2;

Q - дебет скважин в т/сут.;

W - концентрация извлекаемых запасов на единицу площади залежи (объекта разработки) в тыс. т/кв. км;

H - средняя глубина залегания пластов в км;

ln - натуральный логарифм.

По последним экспертным оценкам, величина G для российских нефтяных компаний колеблется в пределах от 40 долл. до 100 долл. в зависимости от конкретных условий добычи на определенном месторождении, а ее средневзвешенное значение по России (Gср) не превышает 60 долл.

С учетом всего вышесказанного для укрупненных расчетов в целом для всей российской нефтегазодобывающей отрасли можно предложить следующую формулу:

Zw - G

N = ------ x 100 (9),

Zw

где: Zw - средневзвешенная цена 1 т нефти на внутреннем рынке (бестранспортных издержек и НДС);

G - минимально необходимая компенсация затрат недропользователя на конкретном месторождении.

Читатель, несомненно, заметил в этой формуле некоторую "неувязку". Действительно, мы намеренно взяли цену 1 т нефти без учета экспортной составляющей, руководствуясь следующими соображениями:

- во-первых, практически все операции по экспорту нефти осуществляют не сами владельцы лицензий (нефтедобывающие предприятия), а головные компании - холдинги, или просто перекупщики, как правило, входящие в аффилированную группу холдинга;

- во-вторых, у нефтедобытчика должен сохраняться достаточно долгосрочный стабильный инвестиционный интерес, независимо от того, имеет он выход на экспортный рынок или нет.

Более того, в этом случае мы получаем более четкое разделение рентного дохода от нефтедобычи и спекулятивного дохода перепродавца - нефтеэкспортера.

Рассмотрим возможные пределы варьирования N, при которых обеспечивается устойчивый инвестиционный интерес нефтедобывающей компании. Естественный нижний предел - когда Zw практически совпадает с G, т.е.:

min N = 1.

Верхний предел рентных изъятий должен быть максимально устойчивым к сезонным колебаниям цен в производственном секторе экономики и оставлять компании возможность стабильно поддерживать уровень рентабельности производства в диапазоне 25 - 30%. Поэтому целесообразно установить:

max N = 60,

что обеспечит компании, при среднем уровне затрат 60 долл/т, получение части сверхприбыли для покрытия издержек на менее рентабельных месторождениях.

В таблице 1 проиллюстрировано применение ЕРН на примере ресурсного налогообложения нефтяной отрасли в 1999 - 2000 гг.

Таблица 1

Сравнительный расчет рентных изъятий

по ЕРН и действующей системе

ресурсного налогообложения

     
   —————————————————————————————————————T———————————————————————————¬
   |             Показатели             |  Варианты расчета по базе |
   |                                    |          2000 г.          |
   |                                    +—————————————T—————————————+
   |                                    |    По ЕРН   |По действую— |
   |                                    |             |щей системе  |
   |                                    |             |налогов      |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Годовой объем добычи нефти, млн т   |    310,0    |    310,0    |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Средний годовой курс 1 долл.        |  28,0 руб.  |  28,0 руб.  |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Средневзвешенная цена реализации:   |             |             |
   |на внешнем рынке, долл/т,           |    150,0    |    150,0    |
   |на внутреннем рынке, долл/т         |    100,0    |    100,0    |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Ставка акциза, долл/т               |      —      |      1,9643 |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Средняя ставка роялти, %            |      —      |      8,5    |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Ставка ВМСБ, %                      |      —      |     10,0    |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Объем реализации на внешнем рынке,  |    104,0    |    104,0    |
   |млн т                               |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Объем реализации на внутреннем рын— |    205,0    |    205,0    |
   |ке, млн т                           |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Валовая выручка, млрд долл.         |     36,12   |     36,12   |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Минимальная норма изъятия ЕРН, (f1),|      1,165  |      —      |
   |долл/т                              |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Средневзвешенное  значение минималь—|     60,0    |      —      |
   |но необходимой компенсации затрат   |             |             |
   |(G), долл/т                         |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Средняя ставка рентных изъятий (f2 =|     40,0    |      —      |
   |N)                                  |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Налоговая ставка ЕРН, долл/т (f1 x  |     46,6    |      —      |
   |f2)                                 |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Годовой объем платежей ЕРН,         |     14,446  |      —      |
   |млрд долл.                          |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Годовой объем ресурсных платежей по |             |             |
   |действующей системе, млрд долл.:    |             |             |
   |акцизы                              |      —      |      0,4026 |
   |ВМСБ                                |      —      |      3,0900 |
   |роялти                              |      —      |      2,6350 |
   |таможенная пошлина                  |      —      |      2,6000 |
   |всего                               |      —      |      8,7276 |
   |справочно:                          |             |             |
   |фактические ресурсные платежи       |      —      |      —      |
   |1999 г. (без таможенной пошлины)    |             |             |
   +————————————————————————————————————+—————————————+—————————————+
   |Удельный вес в валовой выручке, %:  |             |             |
   |платежей ЕРН,                       |     40,0    |      —      |
   |ресурсных платежей по действующей   |      —      |     24,2    |
   |системе налогообложения             |             |             |
   L————————————————————————————————————+—————————————+——————————————
   

Строки 1, 2, 3: документы Минфина, Минэкономики, статистические данные.

Строка 4: ставка акциза

55 руб. : 28 руб. = 1,9643 (2000 г.)

55 руб. : 25,4 руб. = 2,174 (1999 г.)

Строки 5 - 8: отчеты Минтопэнерго, статистические данные.

Строка 9: 104,0 х 150,0 + 205,0 х 100,0 = 36,1 (2000 г.).

валовая выручка = 113,3 х 160,0 + 191,0 х 51,4 = 28,02 (1999 г.).

строка 9 1,165 (2000 г.)

Строка 10: -------- : 100 =

строка 1 0,9208 (1999 г.)

Строки 11: 60 - экспертная оценка 2000 г.

Для 1999 г. (последний столбец) среднеотраслевая себестоимость добычи - 847,4 руб/т + 15% - норма рентабельности, тогда G = 974,5 руб. : 25,3 руб. = 38,52 долл/т.

Строки 12 - 14: расчет очевиден.

Строка 15, последний столбец: акцизы 191,0 млн т х 2174 долл. = 415,88 млн долл. или 0,4159 млрд долл.

ВМСБ 51,4 долл. (вн. цена реал.) х 304,3 млн т х 0,1 = 1,5641 млрд долл.

Роялти 51,4 х 304,3 х 0,085 = 1,3295 млрд долл.

Так как большинство нефтяных кампаний для уплаты роялти и ВМСБ декларировали только объемы реализации по внутренним трансфертным ценам, то для расчета была принята только внутренняя цена - 51,4 долл/т.

Таможенная пошлина рассчитывалась исходя из среднегодовой ставки 6 долл/т.

Из таблицы 1 видно, что действующая система налогообложения оставляет недропользователям неоправданно высокую долю рентных доходов (около 40%):

(14,446 - 8,7276) : 14,446 = 0,3958 в 2000 г.,

(7,0324 - 3,9889) : 7,0324 = 0,4328 в 1999 г.

Даже в 1999 г., когда конъюнктура цен на мировом рынке энергоносителей еще была неблагоприятной, а экономика России только начала оживать после августовского (1998 г.) кризиса, рентный доход государства от нефтедобычи мог бы быть выше на 3,0435 млрд долл. (без таможенных пошлин), т.е. на 77 млрд руб. Реально нефтяные компании заплатили еще меньше: примерно 57 млрд руб. или 2,253 млрд долл., за счет манипуляций с внутрикорпоративными ценами реализации для своих дочерних добычных предприятий.

Рассмотрим применение ЕРН на примере фактических данных за 1999 г. ведущих нефтяных компаний, работающих на территории Ханты - Мансийского автономного округа (см. табл. 2).

Таблица 2

Расчет рентных платежей

для ведущих нефтяных компаний

     
   —————————————————————————T—————————T—————————T—————————T—————————¬
   |       Показатели       | ЛУКойл —|   СНГ   |   ЮКОС  |   ТНК   |
   |                        | Западная|         |         |         |
   |                        |  Сибирь |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |1. Объем добычи нефти,  |  44,589 |  37,573 |  26,211 |  18,206 |
   |млн т                   |         |         |         |         |
   |в том числе на экспорт  |  14,145 |  12,405 |   8,912 |   6,191 |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |2. Цена реализации:     |         |         |         |         |
   |внутренняя, долл/т      |  27,287 |  48,935 |  12,604 |  22,068 |
   |на экспорт, долл/т      | 160,6   | 160,6   | 160,6   | 160,6   |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |3. Минимально необходи— |  26,015 |  33,78  |  12,125 |  20,062 |
   |мая компенсация затрат  |         |         |         |         |
   |(G), долл/т             |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |4. Минимальная норма    |   0,9208|   0,9208|   0,9208|   0,9208|
   |изъятия ЕРН, долл/т     |         |         |         |         |
   |(1 долл. = 25,3 руб.)   |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |5. Средняя ставка рент— |  49,4   |  34,2   |76,4 (60)|60,9 (60)|
   |ных изъятий (f2 = N),   |         |         |         |         |
   |при Zw = 51,4 долл.     |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |6. Годовой объем рентных|2028,243 |1183,225 |1448,105 |1005,845 |
   |платежей, млн долл.     |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |7. Фактический  объем   | 113,154 | 110,316 |  30,277 |  31,739 |
   |платы за недра,         |         |         |         |         |
   |млн долл.               |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |8. Годовой объем плате— | 121,671 | 183,860 |  32,909 |  40,176 |
   |жей ВМСБ, млн долл.     |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |9. Годовой объем акциз— |  66,185 |  54,715 |  37,608 |  26,121 |
   |ных платежей, млн долл. |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |10. Годовой объем тамо— |  84,87  |  74,43  |  53,472 |  37,146 |
   |женных платежей,        |         |         |         |         |
   |млн долл.               |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |11. Всего ресурсных пла—| 385,88  | 423,321 | 154,266 | 135,182 |
   |тежей по действующей    |         |         |         |         |
   |системе налогов,        |         |         |         |         |
   |млн долл.               |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |12. Валовая выручка,    |3102,413 |3223,839 |1649,304 |1259,422 |
   |млн долл.               |         |         |         |         |
   +————————————————————————+—————————+—————————+—————————+—————————+
   |13. Удельный вес в вало—|         |         |         |         |
   |вой выручке:            |         |         |         |         |
   |ЕРН, %                  |  65,38  |  36,70  |  87,80  |  79,87  |
   |ресурсных платежей, %   |  12,44  |  13,13  |   9,35  |  10,73  |
   L————————————————————————+—————————+—————————+—————————+——————————
   

Строки 1 - 3: статотчетность за 1999 г.

Строка 4 из таблицы 1.

Строки 5, 6: по формуле.

Расчет остальных строк очевиден.

Прежде всего заметим, что в графе 5 для компаний ЮКОС и ТНК расчетная средняя ставка рентных изъятий оказалась выше предельной (max N = 60). Это объясняется тем, что обе компании в 1999 г. проводили очень активную политику искусственного занижения стоимости добычи нефти с помощью установления для своих добычных предприятий внутрикорпоративных цен реализации. Поэтому, придерживаясь нашей концепции, для этих компаний нами использовалась предельная ставка (N = 60). Более того, следует подчеркнуть, что все компании, за исключением НК "Сургутнефтегаз", в этот период вели политику искусственного занижения производственных издержек добычи, чтобы избежать обвинения в реализации ниже себестоимости.

Из графы 13 видно, что все компании (кроме НК "Сургутнефтегаз") при действующей системе ресурсного налогообложения оставляют у себя львиную долю рентного дохода:

"ЛУКойл" - Западная Сибирь - 52,94%;

"Сургутнефтегаз" - 23,57%;

"ЮКОС" - 78,45% (!);

"ТНК" - 69,14%.

Даже предполагая, что часть рентного дохода этих компаний пошла на компенсацию издержек по переработке нефти и погашение кредиторской задолженности прошлых лет (в том числе и перед бюджетом), можно смело утверждать, что по крайней мере 25 - 30% валовой выручки каждой из трех компаний "растворились в воздухе".

Рассмотрим пример расчета ЕРН для конкретных месторождений (по данным Ханты - Мансийского окружного Центра рационального недропользования "Исследование геологических, технологических и экономических факторов разработки нефтяных месторождений АО "Юганскнефтегаз" для определения ставки регулярных платежей за пользование недрами"):

Строки 1, 2 и 4, 5, 6 - данные из отчета Ханты - Мансийского окружного Центра рационального недропользования и отчетность за 1999 г.

Строки 3 и 7 - расчет по формулам см. выше комментарий к табл. 1, 2.

Строки 8 - 11 - из табл. 1 (столбец за 1999 г.).

Строки 12, 13 - расчет очевиден (для расчета валовой выручки взята средневзвешенная цена российской нефти - 84,16 долл/т).

Из последней таблицы следует, что ЕРН является более гибким инструментом ресурсного налогообложения, так как адекватно реагирует на локальные изменения условий добычи нефти на конкретных месторождениях. В самом деле, при падающей добыче происходит автоматическое снижение налогового бремени, которое достигает своего естественного минимума, как только фактический уровень затрат превысит минимально необходимую компенсацию (G).

Таблица 3

Расчет ЕРН для месторождений

с различными условиями нефтедобычи

     
   ———————————————————————————T—————————————————————————————————————¬
   |        Показатели        |            Месторождения            |
   |                          +————————————T———————————T————————————+
   |                          |Мамонтовское| Солкинское| Киняминское|
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Год ввода в разработку    |    1970    |    1964   |    1993    |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Извлекаемые запасы, млн т |    550,0   |    42,0   |    31,5    |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Накопленная добыча, млн т |    203,4   |    32,2   |     0,971  |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Минимально необходимая    |     30,0   |    60,0   |    35,0    |
   |компенсация затрат (G),   |            |           |            |
   |долл/т                    |            |           |            |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Средневзвешенная цена реа—|     51,4   |    51,4   |    51,4    |
   |лизации, долл/т           |            |           |            |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Годовой объем добычи по   |            |           |            |
   |проекту, тыс. т:          |            |           |            |
   |начальная добыча          |      —     |     —     |   120,3    |
   |на плато добычи           |   9518,2   |     —     |      —     |
   |падающая добыча           |      —     |   923,7   |      —     |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Ставка ЕРН:               |            |           |            |
   |начальная добыча          |      —     |     —     |    31,9    |
   |на плато добычи           |     41,6   |     —     |      —     |
   |падающая добыча           |      —     |—16,7 (1,0)|      —     |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Ставка роялти в лицензион—|      9,0   |     6,0   |     8,0    |
   |ном соглашении            |            |           |            |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Ставка акциза, долл/т     |      2,174 |     2,174 |     2,174  |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Ставка ВМСБ, %            |     10,0   |    10,0   |    10,0    |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Таможенная пошлина, долл/т|      6,0   |     6,0   |     6,0    |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Всего ресурсных платежей, |            |           |            |
   |млн долл. в год:          |            |           |            |
   |по ЕРН                    |    364,5973|     0,8505|     3,5336 |
   |по действующему налогооб— |    125,786 |    10,7826|     1,5281 |
   |ложению                   |            |           |            |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Валовая выручка, млн долл.|    801,035 |    77,739 |    10,15   |
   +——————————————————————————+————————————+———————————+————————————+
   |Удельный вес ресурсных на—|            |           |            |
   |логов в валовой выручке:  |            |           |            |
   |по ЕРН, %                 |     45,52  |     1,1   |    34,81   |
   |по действующему налогооб— |     15,7   |    13,87  |    15,1    |
   |ложению, %                |            |           |            |
   L——————————————————————————+————————————+———————————+—————————————
   

Замена действующей системы ресурсного налогообложения на ЕРН упрощает процедуры начисления и взимания горной ренты в нефтедобыче, так как взамен трех налогов и таможенной пошлины вводится единый налог, который имеет:

- единую для всех нефтедобывающих предприятий процедуру назначения и пересмотра ставки налога применительно к каждому конкретному месторождению и конкретным условиям формирования минимально необходимой компенсации затрат;

- единую для всех российских предприятий нефтедобычи минимальную норму изъятий ЕРН, зависящую только от конъюнктуры цен на нефть в течение налогового периода;

- гарантированный объем рентных изъятий, обеспечивающий, с одной стороны, достаточно высокий инвестиционный интерес нефтяных компаний, а с другой стороны, позволяющий существенно пополнить доходную базу бюджетов всех уровней.

Подписано в печать А.В.Ефимов

08.12.2000 Руководитель

Управления МНС России

по Ханты - Мансийскому

автономному округу

     
   ——————————————————————————————————————————————————————————————————
————————————————————
——