Так, в условиях Республики Казахстан этими платежами наряду с экономическим стимулированием рационального использования представленных природных ресурсов пополняются приходные части бюджетов разного уровня. При этом экономическое стимулирование Рационального использования представленных на пользование природных Ресурсов осуществляется в двух взаимосвязанных направлениях.

Во-первых, экономическое стимулирование рационального использования природных ресурсов обеспечивается путем отнесения оптимальных величин платежей за право пользования ими на представленные (погашаемые) запасы. В этом случае потери части представленных погашаемых природных ресурсов и их полезных компонентов приведут к возрастанию суммы платежей за право пользования, приходящей на единицу добываемого (извлекаемого) полезного ископаемого или полезного компонента (компонентов). Это, в свою очередь, повышает себестоимость готовой продукции, снижает величину прибыли, получаемой природопользователем, что противоречит объективному стремлению природопользователя в скорейшем и полном возвращении (возмещении) осуществленных за приобретение права пользования ресурсами расходов. Это толкает (стимулирует) природопользователя к наиболее полному использованию представленных (погашаемых) ему ресурсов (запасов).

Во-вторых, установление платежей за право пользования, повышая себестоимость получаемой готовой продукции, в конечном счете, повышает цены ее реализации. Повышение абсолютной величины цен реализации, в свою очередь, приведет к повышению ценности представленных природных ресурсов и в итоге, получаемой от эксплуатации источников природных ресурсов прибыли. Это, в свою очередь, экономически стимулирует природопользователя к наиболее экономному использованию представленных ему природных ресурсов.

Здесь следует особо подчеркнуть, что стимулирующая способность платежей оказывается наиболее значительной только тогда, когда платежи устанавливаются на единицу представляемых (погашаемых) ресурсов, а не на единицу извлекаемых запасов.

Согласно казахстанского законодательства, роялти является платежом за право пользования недровыми (топливно-энергетическим и минерально-сырьевыми) ресурсами, то есть он является разновидностью платежей за право пользования природными ресурсами. Если строго следовать этим документам, то роялти никакое отношение к эффективности использования отдельных источников недровых ресурсов не имеет. Следовательно, он никакого отношения к дифференциальной земельной и ее разновидности - горной ренте (названной в странах с развитой рыночной экономикой рентой Д.Риккарда) не имеет. Роялти в этом плане является платежом, связанным с использованием определенного вида природных ресурсов, зависящим только от эффективности использования данного вида природных ресурсов, рассматриваемого как неделимое целое. Он здесь не связан с доходом, получаемым от отдельных источников данного вида и сорта недровых ресурсов.

Плательщиками роялти являются недропользователи, осуществляющие добычу полезных ископаемых, включая их извлечение из техногенных минеральных образований, находящихся в государственной собственности, независимо от того, имела ли место их реализация в отчетном периоде.

Роялти уплачивается в отдельности по каждому виду добываемых на территории Республики Казахстан полезных ископаемых, независимо от того, были ли они реализованы (отгружены) покупателям или использованы на собственные нужды.

Роялти, установленные в контракте на недропользование, уплачиваются в денежной форме. Однако в ходе осуществления деятельности по контракту денежная форма выплаты роялти может быть заменена натуральной формой в порядке, установленном дополнительным соглашением с компетентным органом. При этом натуральная форма выплаты роялти и доли Республики Казахстан по разделу продукции должна быть эквивалентна установленной в контракте для данных платежей в денежной форме выплаты. Размер роялти определяется исходя из объекта налогообложения налоговой базы и налоговой ставки. Для исчисления размера роялти:

объектом налогообложения является объем добытых полезных ископаемых или объем первого товарного продукта, полученного из фактически добытых полезных ископаемых:

налоговой базой является стоимость полезных ископаемых, определенная в соответствии с кодексом;

налоговая ставка по всем видам полезных ископаемых, за исключением общераспространенных полезных ископаемых и подземных вод, устанавливается в контракте исходя из экономики проекта. При этом минимальная ставка роялти не должна быть менее 0,5 процентов.

Ставки роялти по углеводородам устанавливаются по скользящей шкале как определенный процент, в зависимости от объемов добычи, При этом используется один из двух следующих методов:

от объема накопленной добычи углеводородов за весь период деятельности, предусмотренный контрактом;

от уровня накопленной добычи за каждый отдельный год деятельности по контракту.

По общераспространенным полезным ископаемым и подземным водам устанавливаются фиксированные ставки роялти.

Объектом обложения роялти по всем видам полезных ископаемых является объем полезных ископаемых или первого товарного продукта, полученного из фактически добытых полезных ископаемых.

В целях исчисления роялти стоимость добытых недропользователем за отчетный период полезных ископаемых определяется исходя из средневзвешенной цены реализации за отчетный период первого товарного продукта, полученного из добытых полезных ископаемых, без учета косвенных налогов и сумм фактических расходов на их транспортировку до пункта продажи (отгрузки).

Роялти не уплачивается недропользователями при обратной закачке попутно добытых подземных вод для поддержания пластового давления.

В практике установления роялти в нашей республике существуют несколько методических подходов к расчету и учету роялти: в зависимости от периода разработки, от уровня достигнутой добычи в фиксированном процентном выражении, в зависимости от уровня внутренней нормы прибыли на время действия проекта. Ставки роялти оговариваются в каждом контракте отдельно и устанавливаются в зависимости от видов полезных ископаемых. Так, например, в контракте, заключенном между акционерным обществом "Южнефтегаз" и Канадской фирмой "Харрикейн", роялти устанавливается в зависимости от уровня добычи нефти. Так: 3% с первых 500 000 тонн добычи,.6% со следующей 500 000 тонн добычи, 15 % с нефти добытой сверх лимита. Предварительно общий объем роялти за пять лет составит 500 млн. долларов США.

Наиболее новейшим и распространенным методом определения величины роялти в условиях РК в настоящее время считается установление его, используя показатель внутренней нормы прибыли (ВНП). Дисконтированная ВНП (коэффициент, измеряемый в долях единицы), при котором современная стоимость месторождения или части месторождения (рассматриваемый объект природопользования) получает нулевую оценку. Значение ВНП является максимальным ссудным процентом по затратам (инвестициям) которого, может оплатить природопользователь при бесприбыльной эксплуатации природного объекта, по которому устанавливается величина роялти. Роялти по данному объекту устанавливается как разница между его максимальным значением, определенным по вышеприведенной методике (при нулевом значении чистой современной стоимости рассматриваемого объекта природопользования) и установленной нормой (например, для нефтегазовых ресурсов принимается равным в зависимости от качества нефти и рыночной привлекательности в пределах 18,0-23%) внутренней нормы прибыли. И определяется по формуле:

R - ВНП тах - ВНП норм

где R " роялти по определенному объекту природопользования, в долях

единиц или процентах;

ВНП мах - реально возможная максимальная величина коэффициента дисконтирования, доли единиц;

ВНП норм. - нормативная величина коэффициента дисконтирования, доли единиц.

Учитывая, что максимальная величина коэффициента дисконтирования, по определенному объекту природопользования определяется по схеме:

где Т - срок отработки запасов месторождения, год;

t - годы эксплуатации месторождения (первый год эксплуатации t = 0);

U - извлекаемая ценность 1т. нефти, тенге;

W - суммарные текущие и капитальные затраты, необходимые для t получения извлекаемой ценности (U), тенге;

А - годовой объем использования запасов месторождения, т.

Установление искомой величины-ВНПмах осуществляется методом вариантов, то есть последовательной постановкой реально возможных вариантных значений внутренней нормы прибыли, в выше приведенное равенство и рассчитывается до тех пор, пока не будет найдена та искомая максимальная величина ВНПмах, при которой сумма левой части равенства равна нулю. Такой подход к определению величины роялти применительно к нефтегазовым ресурсам имеет определенный реальный смысл, так как, при помощи такого «роялти» изымается сверхнормативная прибыль (горная рента), обусловленная «экономическое продуктивностью» объекта, законно принадлежащая его собственнику- государству.

Плательщиками налога на сверхприбыль являются недропользователи, за исключением осуществляющих деятельность по контрактам (соглашениям) о разделе продукции и контрактам на добычу общераспространенных полезных ископаемых и подземных вод, при условии, что данные контракты не предусматривают добычу других видов полезных ископаемых.

Объектом обложения налогом на сверхприбыль является сумма чистого дохода недропользователя по каждому отдельному контракту за отчетный год, по которому недропользователем получена, внутренняя норма прибыли '(ВНП) выше двадцати процентов,

Налог на сверхприбыль исчисляется по установленным ставкам, исходя из достигнутого уровня ВНП на конец отчетного года. ВНП исчисляется на основе откорректированных на индекс инфляции годовых денежных потоков недропользователя. Ставки налога на сверхприбыль устанавливаются в процентах к чистому доходу за отчетный год.

Порядок уплаты платежей по соглашениям о разделе продукции. Контракты на недропользование предусматривают уплату (передачу) недропользователем доли Республики Казахстан по разделу продукции, а также уплату всех видов налогов и других обязательных платежей, предусмотренных кодексом, за исключением:

акциза на сырую нефть и другие полезные ископаемые;

налога на сверхприбыль;

земельного налога;

налога на имущество.

Однако это не означает, что недропользователи освобождены от уплаты этих платежей. В соглашениях о разделе продукции указанные платежи учитываются в доле республики. Уровень налоговых обязательств недропользователя, предусматриваемых в соглашении по второй модели налогового режима, должен быть не меньше, чем по первой модели.

Соглашение о разделе продукции является договором, в соответствии с которым Республика Казахстан предоставляет недропользователю на платной основе право на добычу полезных ископаемых на контрактной территории и ведение связанных с этим работ за его счет, и должно содержать следующие условия:

общий объем продукции, подлежащей разделу;

определение доли Республики Казахстан и прибыльной продукции недропользователя;

форма раздела (натуральная, денежная) прибыльной продукции (продукции, подлежащей разделу после вычета компенсационной продукции);

определение части добытой продукции, которая передается в собственность недропользователю для возмещения затрат на выполнение работ по соглашению (компенсационная продукция);

установление цены и определение стоимости продукции при получении доли продукции в денежном эквиваленте.

Под возмещаемыми затратами понимаются обоснованные затраты недропользователя, фактически понесенные при выполнении программы работ. Предельная доля недропользователя, направляемая на погашение возмещаемых затрат, устанавливается индивидуально по каждому соглашению с учетом экономической ценности разрабатываемого месторождения, но не должна превышать 80% от общего объема добытых недропользователем полезных ископаемых в отчетном налоговом периоде. Возмещаемые затраты утверждаются в порядке, предусмотренном соглашением.

При этом в состав возмещаемых затрат включаются:

1) затраты, фактически понесенные недропользователем до вступления соглашения в силу:

затраты на подготовку и разработку технико-экономического обоснования проекта на стадии, предшествующей заключению соглашения;

затраты на поисковые, оценочные и разведочные работы, связанные с данным проектом и осуществленные до вступления соглашения в силу;

2) затраты, фактически понесенные недропользователем с даты вступления соглашения в силу и в течение всего периода его действия, за исключением нижеследующих:

затраты по уплате взноса за участие в конкурсе на право недропользования;

затраты по приобретению геологической информации;

затраты по статьям, в части их превышения, по которым соглашением установлены ограничения, в том числе административные расходы;

затраты, связанные с реализацией принадлежащей недропользователю компенсационной продукции и доли прибыльной продукции, включая затраты на доставку этой продукции от пункта доставки (раздела) до пункта реализации, потери при транспортировке, затраты на страхование при транспортировке продукции до пункта назначения, комиссионные и прочие затраты;

затраты, связанные с ревизией (аудитом) финансово-хозяйственной деятельности, осуществленной по требованию акционеров (учредителей):

затраты, возникшие в связи с неисполнением или ненадлежащим исполнением недропользователем своих обязательств, установленных соглашением:

затраты, связанные с оплатой стоимости путевок на экскурсии и путешествия;

выплаты процентов за кредит и использование заемных средств:

затраты, понесенные в связи с арбитражем;

штрафы и пени, взимаемые любыми государственными органами с недропользователя;

другие затраты, не относящиеся к деятельности по соглашению.

При этом возмещаемые затраты недропользователя уменьшаются на:

сумму операционных доходов, связанных с получением арендной платы за сдачу в аренду имущества, созданного либо приобретенного по контракту (соглашению), за вычетом затрат, связанных с их получением;

сумму прочих доходов (штрафов, пени, неустоек и т.д.), полученных от деятельности в рамках соглашения.

Налоги

По результатом 2013 года основными налогоплательщиками среди нефтедобывающих компаний являются:

Рис. 5

Следует отметить, что данная таблица содержит выплаты по НДС, КПН, ИПН, НДПИ, НСП, социальный, земельный и транспортный налоги, налог на имущество.

Поступления в Национальный фонд

Многие налоговые выплаты, включая специальные платежи недропользователей, перенаправляются в Национальный фонд РК. Ниже представлена информация о всех поступлениях (налоги и платежи) в Национальный фонд РК.



Рис. 6

Важно отметить, что многие нефтедобывающие компании выплачивают экспортную таможенную пошлину на сырую нефть, которая в 2013 году составила $60 за тонну (с 1 апреля 2014 года пошлина поднимется до $80 за тонну). Однако выплаты по экспортным пошлинам не идут в Национальный фонд РК, а оседают в Государственном бюджете.

В 2013 году выплаты по экспортным пошлинам на сырую нефть составили 528 млрд. тенге или $3,4 млрд.

Основные события за 2013 год

a. Указом Главы государства Карабалин Узакбай Сулейменович назначается министром нефти и газа Республики Казахстан. Мынбаев Сауат Мухаметбаевич назначается председателем правления АО «НК «КазМунайГаз»;

b. Начата добыча нефти на месторождении Кашаган, однако позднее добыча была приостановлена в связи с аварийной ситуацией;

c. Норвежская нефтедобывающая компания «Статойл», так и не дождавшись обещанного морского месторождения Абай (ждали 6 лет), покидает рынок Казахстана.

d. Американская компания ConocoPhillips продает доли в морских нефтяных проектах (Кашаган и Нурсултан) «КазМунайГазу»: 8,4% доля в Северо-Каспийском проекте за $5,4 млрд. и 24,5% доля в проекте по освоению блока «Нурсултан» за $32 млн.;

e. Казахстан повысил экспортную таможенную пошлину на сырую нефть с $40 до $60 за тонну;

f. В Атырауской области началось строительство газохимического комплекса (производство полиэтилена и полипропилена) стоимостью 9 млрд. долларов;

g. CNPC выкупает у «КазМунайГаза» 8,3% долю в Северо-Каспийском проекте за $5,5 млрд.;

h. Центральная комиссия по разработке Комитета геологии РК утвердила вариант 10 С (увеличение добычи нефти до 38 млн. тонн в год!) Проекта будущего расширения производства на Тенгизском нефтегазовом месторождении;

i. На казахстанском секторе Каспийского моря успешно пробурена разведочная скважина на блоке Жамбыл. Скважина пробурена казахстанской буровой компанией «Тениз Бургылау» на казахстанской морской буровой установке Caspian Explorer, которая была построена на казахстанской судостроительной верфи Ерсай.

2.3 Финансовый механизм нефтегазового сектора Республики Казахстан: анализ и перспективы

Нефтегазовая промышленность Республики Казахстан определена как одна из самых приоритетных отраслей, обеспечивающих развитие республики и вхождение ее в число стран с высоким уровнем социально-экономического развития.

«Недропользователями» в Казахстане в основном являются нефтяные, газовые и горнодобывающие компании, которые заключают «контракты на недропользование» для получения прав на разработку запасов полезных ископаемых.

В настоящем разделе описывается налоговое законодательство с учетом изменений от 22 июля 2011 года. Нужно отметить, что в текущем законодательстве остается много неясных вопросов и их количество увеличилось с введением нового Налогового кодекса 1 января 2009 года1 («Налоговый кодекс»). В связи с этим хотелось бы подчеркнуть необходимость получения консультаций специалистов до построения модели налогового режима или заключения договоров на его основании.

Существуют два вида контрактов на недропользование: соглашение о разделе продукции (СРП) и контракт, включающий в себя положение о налоге на сверхприбыль (НСП контракты). Существует ограниченное количество СРП, заключенных до 2009 года. Все контракты, заключаемые в настоящее время, и в дальнейшем будут НСП контрактами.

Законодательство о недропользовании Экономические условия, определяемые контрактами на недропользование, регулируются двумя основными законами. Они включают Закон «О недрах и недропользовании»2 и Налоговый кодекс. Закон «О недрах и недропользовании» содержит законодательную базу по предоставлению, использованию, переуступке или прекращению прав недропользователя. Налоговый кодекс будет более детально рассмотрен далее.

Стабильность налогового режима Для небольшого количества СРП, действующих по данным на 1 января 2009 года, сохраняется стабильность налогового режима при условии, что они прошли обязательную налоговую экспертизу. Обязательная налоговая экспертиза по существу представляет собой оценку СРП со стороны налоговых органов на соответствие его налоговых положений законодательству, действующему на момент подписания (заключения) СРП. Контракты, утвержденные Президентом Республики Казахстан, также сохраняют стабильность налогового режима. Налоговый режим НСП контрактов не стабилизируется, за исключением случаев утверждения таких контрактов Президентом Республики Казахстан. Контракты со стабильным налоговым режимом могут быть изменены по взаимному соглашению сторон.

Раздельный налоговый учет или «налоговые границы» Налоговый режим контракта на недропользование применяется в отношении деятельности, осуществляемой в рамках контракта и отвечающей понятию «недропользование» в Законе «О недрах и недропользовании». Можно предположить, что положения Налогового кодекса подразумевают, что деятельность вплоть до окончания добычи и первичной переработки (т. е. первичной стабилизации) входит в рамки налоговой границы контракта. Бухгалтерский учет В консорциуме каждый недропользователь отвечает за свои налоговые вопросы, включая налоговый учет, налоговую отчетность и расчет по налоговым обязательствам. Тем не менее, некоторые аспекты могут быть делегированы оператору консорциума при условии соблюдения установленных для этого требований. Особые административные положения, например исполнение налоговых обязательств по налогу на добавленную стоимость, действуют в отношении некоторых консорциумов, ведущих деятельность по СРП.

Налоговый кодекс содержит детальные требования в отношении налоговой политики и налоговых регистров, которые обеспечивают отражение данных бухгалтерского учета в налоговой отчетности.

Бухгалтерский учет ведется в соответствии с Законом «О бухгалтерском учете и финансовой отчетности», согласно которому некоторые компании обязаны составлять финансовую отчетность в соответствии с Международными стандартами финансовой отчетности (МСФО).

Законодательство, регулирующее условия налогообложения контрактов на недропользование Согласно Налоговому кодексу, условия уплаты налогов и других обязательных платежей, связанных с операциями недропользования в Республике Казахстан, могут устанавливаться только Налоговым кодексом. Такие условия налогообложения не могут определяться отдельными соглашениями с правительством.В последние годы пристальный интерес к нефтегазовому сектору республики стали проявлять государственные и частные нефтяные компании стран тихоокеанского региона- Китая, Японии, Индонезии, а также государств Западной и Центральной Европы-Венгрии, Румынии, Чехии, Германии, Финляндии, бывших республик Советского Союза - России, Украины, Азербайджана, Грузии, Туркменистана, Латвии. Такой широкий спектр иностранных партнеров, участвующих в осуществлении конкретных видов работ в нефтегазовом комплексе республики, реализация долговременных инвестиционных проектов с их участием, не ослабляющихся высокая значимость углеводородных ресурсов для экономики любого государства позволяют констатировать, что имидж Казахстана в этом секторе экономики принимает формы, граничащие с мировым уровнем.

Нефтедобывающие компании, работающие в Казахстане, ежегодно наращивают объемы добычи углеводородного сырья. В 2013 г. в Казахстане было добыто 67,2 млн. т нефти, из этого объема было экспортировано 60,3 млн. т согласно заложенным в бюджетных расчетах 60 долл. за баррель. Из республики экспортировано нефти и конденсата на сумму 27,8 млрд. долл. Объем инвестиций в нефтегазовый сектор за 2013 г. составил 17,8 млрд. долл. Общая сумма налогов и платежей в бюджет страны недропользователями составила 9,9 млрд. долл. [5].

В связи с этим необходимо рассмотреть финансовый механизм, который является элементом всего хозяйственного механизма, совокупность финансовых инструментов, рычагов, форм и способов регулирования экономических процессов. Он также включает в себя цены, налоги, пошлины и др.

Цены. В зарубежной практике при реализации нефти обычно применяются специальные правила определения цен для налогообложения. Это связано с тем, что трансфертные цены, используемые в таких сделках, не всегда соответствуют рыночной цене нефти. По мере глобализации мировой экономики вопрос трансфертных цен принимает все большое значение, и налоговые органы зарубежных стран совместно с налогоплательщиками непрерывно совершенствуют нормативную базу трансфертного ценообразования.

Исходя из важности доходов от добычи нефти, государство предъявляет дополнительные требования к налогоплательщику, касающиеся условий продажи нефти, учета и отчетности. На рисунке 1 указаны среднегодовые цены на нефть марки Brent за период 2004-2013 гг.

Ценообразование на рынках нефти и нефтепродуктов имеет свои особенности, вытекающие из структуры нефтяного сектора казахстанской экономики, географии расположения мощностей по добыче и переработке и транспортной инфраструктуры. На ценообразование влияет также отсутствие развитой инфраструктуры рынка и переходный характер казахстанской экономики.



Рис. 7 Среднегодовые цены на нефть марки UK Brent (долл./баррель)

Внутренний рынок сырой нефти тесно связан с мировым рынком. При этом влияние мирового рынка на цену нефти на свободном внутреннем рынке является в значительной степени опосредованным, через стоимость нефтепродуктов. Зависимость является устойчивой в периоды, когда отсутствуют проблемы с транспортом нефти на экспорт. В периоды переизбытка нефти на внутреннем рынке цена на нем может значительно упасть при неизменном уровне мировых цен и даже при их росте. Цены на розничном рынке нефтепродуктов определяются уровнем цен нефтепродуктов на оптовом рынке.

Цены на нефть в ближайшие три года, возможно, будут оставаться на высоком уровне, выше 100 долл. за баррель. Прежде всего, это связано с ростом потребления нефти в таких странах, как Китай и Индия. Более того, ожидается, что к 2030 году на эти две страны будет приходиться свыше 40% всего потребления энергоресурсов в мире.

Налоги. Основной механизм государственного регулирования недропользования в системе рыночных отношений-финансовый, который действует в форме налогообложения, где он является составной частью общей налоговой системы страны и должен выполнять не только фискальные, но и регулирующие функции.

Основные элементы финансового регулирования определяются в Законе РК «О нефти» таким образом, чтобы потенциальный инвестор мог легко уяснить себе суть правил налогообложения: более или менее точно определить суммы, которые требуется выплатить в виде налогов и сборов; сопоставить предлагаемые условия (с учетом условий контракта) с аналогичными возможностями инвестиций в других странах.

Налоговый режим, устанавливаемый контрактом, должен соответствовать законодательству Республики Казахстан, регулирующему уплату налогов и другие обязательные платежи юридическими и физическими лицами и действующему на дату заключения контракта. В случае заключения нового контракта на недропользование с тем же недропользователем во исполнение ранее заключенного контракта на недропользование применяется налоговый режим предыдущего контракта только в пределах предусмотренного частичного или полного переноса налогового режима в будущий контракт на недропользование на том же участке недр.

Запрещается включение вопросов, относящихся к уплате налогов и платежей, в лицензии и другие акты, связанные с недропользованием, за исключением контрактов на недропользование.

Недропользователь, в составе которого организации и физические лица осуществляют деятельность по одному контракту, считается в целях налогообложения единым налогоплательщиком и обязан выплачивать налоги и платежи, установленные в контракте. Уровень налоговых обязательств недропользователя должен быть равным, независимо от применения модели налогового режима.

В Республике Казахстан термин «недропользователь» используется для обозначения предприятий, которые занимаются разведкой и добычей полезных ископаемых (в том числе и нефтегазовых ресурсов). Все недропользователи в обязательном порядке заключают контракты на недропользование с Правительством РК. В Казахстане на сегодняшний день действуют два вида контрактов.

Модель 1. Контракт, предусматривающий уплату недропользователем всех налогов и других обязательных платежей, применимых ко всем налогоплательщикам, в общем, именуемый как модель НСП (налог на сверхприбыль);

Модель 2. Соглашение о разделе продукции (СРП)-такой вид контракта освобождает недропользователей от уплаты некоторых налогов.

Недропользователь и государство могут по своему усмотрению выбрать форму заключаемого контракта (модель 1 или СРП). Контракт по модели 1 предусматривает уплату всех налогов и сборов, включая те, которые указаны ниже. СРП, в свою очередь, предусматривает, что государство становится пассивным партнером недропользователя по освоению контрактной территории, как указано выше. В соответствии с Налоговым кодексом налоговый режим для СРП не включает уплату следующих налогов, применимых к контрактам НСП:

* рентный налог на экспортируемую сырую нефть;

* акцизы на нефть и другие полезные ископаемые;

* налог на сверхприбыль;

* земельный налог;

* налог на имущество.

Кроме того, внесены изменения и в механизм распределения прибыльной продукции между Казахстаном и недропользователями в ходе деятельности в рамках новых СРП. Новый закон закрепил четкое разграничение между двумя моделями налогообложения нефтяных операций. Первая модель применяется и будет применяться в отношении подрядчиков, действующих на основании выданной лицензии на недропользование (при этом налоговый режим регулируется действующим казахстанским законодательством). Вторая модель предусматривает режим СРП. Однако право выбора для каждого отдельного проекта остается за Правительством страны.

Указы РК «О нефти» и «О недрах» предусматривают гарантии стабильности в отношении заключенных контрактов на проведение нефтяных операций. В частности, подрядчику гарантируется защита его прав в соответствии с действующим законодательством. Изменения и дополнения законодательства, ухудшающие положения подрядчика, не применяются к контрактам, заключенным до таких изменений и дополнений.

Наиболее часто применяемым и самым популярным во всем мире является контракт о разделе продукции. Подготовка и заключение СРП являются длительным процессом, проходящим много этапов, и носят характер коммерческого договора. Особое внимание при его разработке уделяется подготовке нормативно-правовых актов [7].

Соглашения о разделе продукции являются достаточно привлекательными для инвесторов, так как при их заключении определяется более благоприятный налоговый режим, а также обеспечивается защищенность от рисков. В проекте могут четко фиксироваться условия участия в нем инвестора, определяться перечень налогов, которые будут выплачены при реализации проекта. Как показал опыт разных стран, крупные инвесторы, как правило, идут на разработку месторождений только на условиях СРП, при которых значительно снижен риск.

Особенности СРП заключаются в следующем (так как Налоговый кодекс специально предусматривает включение в него несколько условий):

- определение общего объема продукции и его денежной стоимости;

- определение доли компенсационной продукции для покрытия возмещаемых расходов недропользователя;

- определение доли общего объема продукции, подлежащего разделу между недропользователем и Республикой Казахстан (прибыльной продукции);

- определение доли добытой прибыльной продукции, принадлежащей недропользователю и Республике Казахстан;

- порядок определения доли Республики Казахстан в прибыльной продукции в соответствии с Налоговым кодексом.

Налоговый кодекс содержит перечень затрат, подлежащих возмещению в рамках СРП. Под возмещаемыми затратами понимаются обоснованные затраты недропользователя, фактически понесенные при выполнении рабочей программы. Определение понятия "обоснованные" отсутствует, но явно подразумевается, что затраты должны быть предусмотрены рабочей программой и подтверждены документацией в установленном порядке. Доля продукции, направляемая на погашение возмещаемых затрат, не должна превышать 75%в период до достижения окупаемости проекта и 50% в период после достижения окупаемости проекта.

В состав затрат, возмещаемых за счет компенсационной продукции, включаются:

- затраты, фактически понесенные недропользователем до вступления контракта в силу: затраты на подготовку и разработку технико-экономического обоснования проекта на стадии, предшествующей заключению контракта; затраты на поисковые, оценочные и разведочные работы, связанные с данным проектом и осуществленные до вступления контракта в силу;

- затраты, фактически понесенные недропользователем с даты вступления контракта в силу и в течение всего периода его действия.

Возмещаемые затраты недропользователя уменьшаются на:

- сумму операционных доходов, связанных с получением арендной платы за сдачу в аренду имущества, созданного либо приобретенного по контракту, за вычетом затрат, связанных с их получением;

- сумму прочих доходов (штрафов, пени, неустоек и т.д.), полученных от деятельности в рамках контракта.

Главной задачей при разработке технико-экономического обоснования соглашений о разделе продукции является создание такого механизма раздела добываемых углеводородов, условия которого удовлетворяли бы в процессе переговоров представителей обеих сторон.

По отдельным инвестиционным проектам, связанным с разведкой и разработкой углеводородного сырья, могут заключаться контракты о разделе продукции. Контракт о разделе продукции является договором, в соответствии с которым Республика Казахстан предоставляет недропользователю на платной основе право на добычу полезных ископаемых на контрактной территории и ведение связанных с этим работ за его счет, и должен содержать следующие условия:

– общий объем продукции, подлежащей разделу;

– долю Республики Казахстан и прибыльной продукции недропользователя;

– форму раздела (натуральную, денежную) прибыльной продукции (продукции, подлежащей разделу после вычета компенсационной продукции);

– определение части добытой продукции, которая передается в собственность недропользователю для возмещения затрат на выполнение работ по контракту (компенсационная продукция);

– установление цены и определение стоимости продукции при получении доли продукции в денежном эквиваленте.

В случае работы на условиях контракта о разделе продукции недропользователю за счет компенсационной продукции возмещаются обоснованные затраты, фактически понесенные при выполнении программы работ. Ранее предельная доля недропользователя, направляемая на погашение возмещаемых затрат, устанавливалась индивидуально по каждому контракту с учетом экономической ценности разрабатываемого месторождения, но не должна была превышать 80% от общего объема добытых недропользователем полезных ископаемых в отчетном налоговом периоде. Теперь законодательно определенная предельная доля компенсационной нефти составляет 75% до момента окупаемости и 50% после.

В условиях высоких мировых цен на нефть все больше увеличивается приток в страну нефтедоходов от налоговых поступлений нефтяного сектора, которые позволяют увеличить расходы государства (таблица 1).

Таблица 6 Налоговые поступления от нефтяного сектора государств и их расходование

Показатель	2008	2009	2010	2011	2012
Всего поступлений налогов и платежей от нефтяного сектора, в % к ВВП в млн. долл.	4,4 585,6	4,2 963,9	6,5 1023,5	6,8 2003,3	7,6 3986,9
Поступления в бюджет, в % от общей суммы поступлений Поступления в НФРК	46,7 53,3	81,7 18,3	74,2 25,8	72,8 27,2	100 29,7
Ненефтяной дефицит бюджета, в % к ВВП	-2,0	-3,4	-4,8	-4,9	-7,9
Профицит бюджета с учетом поступлений из НФРК, в % к ВВП	5,7	2,6	4,0	2,4	0,6
Общий дефицит бюджета, в % к ВВП	-0,4	-0,3	-1,0	-0,3	-1,4
Примечание - составлено по источнику [8].

На данном этапе, когда работающие в республике ведущие нефтяные компании, в том числе и иностранные, присоединились к Инициативе прозрачности в добывающих отраслях, а также с учетом стратегии вхождения Казахстана в число 50 наиболее конкурентоспособных стран мира, МЭБП было внесено предложение отказа от СРП как модели контрактов на недропользование. В дальнейшем заключение контрактов целесообразнее производить на основе концессии. При этом, с учетом гарантий стабильности, ранее заключенные СРП должны действовать до истечения срока их действия или пересмотра в установленном законодательством порядке.

Нынешнее налогообложение по СРП в Казахстане сложное и непрозрачное вследствие применения системы триггеров, которые декларативно призваны гарантировать стабильные отчисления спецплатежей недропользователей государству, а на самом деле позволяют минимизировать налоги путем регулирования возмещаемых затрат. Кроме того, размеры спецплатежей и налогов недропользователей, включая долю Казахстана, по СРП устанавливаются в ходе заключения контракта, что не исключает элемента субъективизма и создает условия для коррупции, при том что изначально уровень налоговой нагрузки по первой и второй моделям должен быть одинаковым.

На 2007 год в Казахстане заключено в общей сложности 14 СРП, в том числе по блоку Темир месторождения Сайгак (1992 год); месторождению Дунга; площади Мертвый Култук (1994 год); Чинаревскому месторождению; Карачаганакскому месторождению; по Северному Каспию (1997 год); по участку Междуреченский; участку Адайский; по территории блоков А, В, С-1, С-2 и D; по блокам XXIII-2, 3, 4, 5, 6 и XXV-5,6 (2006 год); по месторождению Жамбай (2008 год); нефтеносному блоку Тюб-Караган (2010 год); структуре Курмангазы (2011 год); а также по месторождению Жемчужины (2012 год) [9].

Отказ от СРП и переход на концессионные контракты дает Правительству РК право в одностороннем порядке расторгать контракты на недропользование в случае возникновения угрозы национальной безопасности. Необходимо отметить также, что изменение в налоговом законодательстве о введении с 1 января 2015 г. налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), вместо рентного налога на экспортируемую сырую нефть, газовый конденсат и роялти, увеличит поступления в бюджет как минимум в два раза.

Государство последовательно идет по пути ужесточения для недропользователей налогового режима, но такие предпринимаемые меры негативно скажутся на инвестиционном климате республики. Казахстан продолжает придерживаться стабильности ранее подписанных контрактов и в то же время оставляет за собой право вмешиваться в ситуации, когда условия контрактов нарушаются, это суверенное право любого государства. Такие большие контракты, как с Кашаганом или Тенгизом, существенным образом влияют на экономику и национальную безопасность.

Налоговый кодекс в настоящее время предусматривает полное освобождение от уплаты подоходного налога для организаций, осуществляющих деятельность в нефтехимической промышленности, на период в пять лет со дня принятия в эксплуатацию объектов производственного назначения государственными комиссиями.

Таможенные пошлины. В современной международной практике таможенные пошлины играют главным образом не фискальную, а регулирующую роль. Развитые страны стараются избегать вывозных таможенных пошлин ввиду того, что они отрицательно действуют на торговый баланс и дискриминируют отечественного производителя по сравнению с иностранными. Более распространены ввозные таможенные пошлины, которые обусловлены главным образом протекционизмом по отношению к национальным производителям. Однако в условиях высоких мировых цен на сырье введение вывозной пошлины на казахстанские сырьевые экспортные товары выглядит в значительной степени обоснованным [10].

Налоги, применимые к недропользователям A. Краткий обзор Налоговый режим Настоящий раздел описывает режим налогообложения для большинства действующих и всех новых контрактов с 1 января 2009 года. Данный режим применяется ко всем контрактам, за исключением СРП, которые вступили в силу до 1 января 2009 года, и контрактов, специально утвержденных Президентом Республики Казахстан. Общеприменимый режим налогообложения, который применяется в Казахстане для контрактов по разведке и добыче в нефтяной отрасли, состоит из комбинации корпоративного подоходного налога, рентного налога на экспортируемую нефть, бонусов и налога на добычу полезных ископаемых. Деятельность в рамках контракта должна облагаться налогом отдельно от внеконтрактной деятельности (например, переработка и сбыт нефтепродуктов), а также по каждому контракту в отдельности.

Налог на добычу полезных ископаемых Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) является налогом типа роялти, основанным на объеме добычи, и применяется к сырой нефти, газовому конденсату и природному газу. Ставки увеличиваются в зависимости от объема. Применяются различные ставки и налогооблагаемые базы в зависимости от того, что добывается, отправляется ли продукция на экспорт, или реализуется на внутреннем рынке.

Бонусы Недропользователи платят подписной бонус и бонус коммерческого обнаружения. Ставка корпоративного подоходного налога (КПН) В 2011 году ко всем компаниям применяется ставка КПН в размере 20%. Рентный налог на экспортируемую нефть Базой для исчисления налога является стоимость экспортируемой сырой нефти и газового конденсата, которая используется для расчета НДПИ при экспорте. Налоговая ставка варьируется от 7% до 32% и применяется, когда мировые цены на сырую нефть и газовый конденсат превышают 40 долларов США за баррель.

Налог на сверхприбыль (НСП) НСП исчисляется на ежегодной основе. Налог уплачивается по прогрессивной шкале ставок, применяемой к части чистого дохода, превышающей 25% от суммы вычетов. Чистый доход распределяется по шкале ставок путем применения коэффициента к вычетам.

Амортизация фиксированных активов Вычитается при исчислении КПН и НСП.

Перенос налоговых убытков Налоговые убытки по контрактам на недропользование могут быть перенесены на срок до 10 лет.

Таможенная пошлина на экспорт сырой нефти С 1 января 2011 года экспортная пошли-на установлена в размере 40 долларов США за тонну сырой нефти.

НСП исчисляется на ежегодной основе. Объектом обложения является часть чистого дохода, которая превышает 25% от суммы «вычетов». Чистый доход определяется как разница между совокупным годовым доходом, вычетами, КПН и налогом на чистый доход (если он применим). Для целей расчета НСП «вычетами» являются расходы, относимые на вычет в целях КПН, а также дополнительные вычеты, такие как ускоренная амортизация основных средств. Налог исчисляется путем применения ставок к облагаемой части дохода. Каждая облагаемая часть дохода определяется путем применения процента к вычетам и исключения из нее предыдущих облагаемых частей дохода до тех пор, пока весь налогооблагаемый доход не будет распределен.

Для определения объекта налогообложения применяются специальные правила в тех случаях, когда углеводородная продукция проходит переработку до продажи (например, сырая нефть перерабатывается в бензин или дизельное топливо). В таких случаях вероятность возникновения обязательств по НСП фактически очень мала.

Платежи по возмещению исторических затрат Начиная с 2009 года платеж по возмещению исторических затрат включен в список обязательных платежей в государственный бюджет. Это установленный платеж, предназначенный для того, чтобы возместить расходы государства на геологическое изучение и обустройство соответствующей контрактной территории, понесенные до заключения контракта на недропользование.

Обязательство в отношении платежа по возмещению исторических затрат возникает с даты заключения соглашения о конфиденциальности между недропользователем и уполномоченным государственным органом по изучению и использованию недр.

Как уже отмечалось, налоги и сборы, которыми облагаются импорт и экспорт, являются частью финансового регулирования; сложилась определенная практика применения этих норм в нефтяной промышленности. В Законе РК «О нефти» и нефтяных соглашениях закрепляется право лиц, приобретающих права по соглашениям и их подрядчиков и субподрядчиков, ввозить и вывозить материалы и оборудование, предусмотренные условиями нефтяного соглашения, не уплачивая таможенных пошлин и налогов. Эта льгота распространяется также на личное имущество сотрудников, которые являются гражданами иностранных государств. Чтобы освобождение от уплаты налогов и пошлин не превратилось в механизм уклонения от контроля за импортом, который осуществляет государство, товары, которые были ввезены на льготных условиях, подлежат налогообложению в дальнейшем, если они были перепроданы на территории данной страны с любой целью. Кроме того, освобождение от налогов и пошлин не обязательно избавляет лицо, приобретающее права по соглашению, от необходимости получить лицензию на импорт и экспорт товаров, если таковая лицензия требуется. Лицензии позволяют государству убедиться в том, что применение льготы обосновано в каждом конкретном случае, а также обложить товар налогом в случае последующей перепродажи.

3. ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НАЛОГООБЛОЖЕНИЯ НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ

3.1 Перспективы развития нефтегазового комплекса Республики Казахстан

Республика Казахстан относится к государствам, которые обладают стратегическими запасами углеводородов, а также оказывают значительное влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов. Вместе с тем в мире интенсивно развертывается процесс глобализации при, котором исчезают препятствия для движения товаров и денег по всему миру. В этих условиях деньги уходят от тех, кто имеет отсталые технологии, к тем, кто имеет более совершенные. Вследствие этого Казахстан, как и любая страна, обладательница углеводородных ресурсов, должен стремиться к эффективному использованию своего нефтегазового потенциала.

Нефтегазовый сектор Республики Казахстан, как одна из ведущих отраслей промышленного производства является основой развития экономики и во многом определяет экономическую независимость страны.

Современное состояние нефтегазовой отрасли Казахстана характеризуется высоким потенциалом: большим запасом нефти и газа, наличием освоенных месторождений углеводородов, ростом добычи и экспорта нефти.

Из 55 стран мира, добывающих нефть, Казахстан занимает 12-е место по доказанным запасам в мире и имеет значительные прогнозные ресурсы углеводородов.

Нефтяная отрасль

С начала года нефтедобывающими компаниями республики добыто нефти 49,6 млн. тонн, в том числе сырой нефти43,7 млн. тонн. Среднемесячный объем производства нефти в 2013 году составил 4,8 млн. тонн нефти и газового конденсата, что на 20,2% выше уровня соответствующего периода прошлого года.

Среднесуточная добыча нефти в 2013 составила 123,4 тыс. тонн (около 900,5 тыс. баррелей), произошло увеличение добычи на 0,8%.

Согласно данным объемов добычи нефти, основная доля производства за 2013 год приходится на СП ТОО«Тенгизшевройл» - 29,9%, и на ЗАО НК «КазМунайГаз»-16,8% (в т.ч. ОАО- «Озенмунайгаз»-11,2% и ОАО «Эмбамунайгаз»-5,6%), а также СП ОАО«Харрикейн-Кумколь Мунай»-12,2%, СНПС ОАО«Актобемунайгаз» - 10,6% и АО«Мангистаумунайгаз» - 10,6%.

На долю 23 мелких добывающих компании приходится6,7% (249,5 тыс. тонн-около1821,5 тыс. баррелей) от общего объема добытой нефти в отчетном периоде

Согласно прогнозам крупнейшей нефтяной национальной компании «КазМунайГаз», к 2015 г. Казахстан будет добывать 102 млн. тонн нефти.

Увеличение добычи нефти и введение в строй в Каспийском регионе Восточно-Кашаганского месторождения нефти, с запасами около семи миллиардов тонн (40 миллиардов баррелей), делает серьезной перспективу увеличения добычи нефти.

При условии достижения намеченного Казахстан может войти в пятерку крупнейших экспортеров нефти в мире.

Вместе с тем, настоящий средний ежегодный объем добычи нефти составляет30-35 млн. тонн, что является достаточно низким показателем в мире. Тем не менее, ресурсные возможности республики позволяют в ближайшей перспективе достичь уровня добычи до40 млн. тонн в год, а к 2020 году- 120-150 млн. тонн нефти.

Газовая отрасль

Добыча газа с начала года по республике увеличилась на 24,6% по сравнению с аналогичным периодом 2012 года, и составила 18,3 млрд. куб. м., в том числе добыча природного газа9,4 млрд. куб. м., доля которого составляет 52,6 % от общей добычи.

В ноябре 2013 года наблюдалось увеличение объема добычи газа на 17,8% по сравнению с ноябрем 2012 года. В целом среднемесячное производство газа по республике согласно плану с выполнено на 103,1%.

Хотя было отмечено небольшое понижение, составившее 3,3% по сравнению с аналогичным периодом 2012 года.

В декабре 2013 года, добыча природного газа составила 544,2 тыс. куб. м., что превышает добычу декабря прошлого года на 58,7 тыс. куб. м. Данное увеличение произошло за счет компании «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.»

Всего с начала года потребителям республики подано 8,2 млрд. куб. м. природного газа, что незначительно превышает показатель прошлого года (на4,1%), составивший 6, 5 млрд. куб. м.

Общая среднемесячная поставка природного газа потребителям страны в 2013 году составила 554,8 млн. куб. м, что также незначительно превышает уровень прошлого года(на1,4%).

В целом по прогнозам экспертов, в 2014 году среднемесячная добыча газа планируется на уровне1,2 млрд. куб. м. Кроме того, в нефтегазовой отрасли республики предусматривается, что в 2015 г. добыча природного газа составит34 млрд. куб. м., валовая добыча попутного газа будет доведена до20,5 млрд. куб. м., потребление газа достигнет 7,84 млрд. куб. м. К 2015 г. планируется довести добычу природного газа до 47 млрд. куб. м. Согласно прогнозам, в 2020 г. добыча газа составит около 50 млрд. куб. м. в год.

По оценке казахстанских экспертов, общие разведанные запасы углеводородного сырья характеризуются следующим образом: ѕ Начальные и остаточные запасы нефти промышленных категорий составляют более 2,0 млрд. т., при этом более 70 нефтяных месторождений находятся в разработке. Около 90% запасов нефти выявлено в подсолевых отложениях на 12 месторождениях, по трем из которых («Тенгиз», «Карачаганак», «Жанажол») запасы превышают 100 млн. т. ѕ Запасы свободного газа промышленных категорий разведаны на более чем 70 газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях в количестве около 2 млрд. куб. м. В разработке находится около 30 месторождений, с которыми связано 86% начальных или 85% остаточных запасов газа промышленных категорий. При этом следует отметить, что добыча газа составляет всего 5% от начальных извлекаемых запасов газа по разрабатываемым месторождениям. Наибольшим коэффициентом использования начальных запасов характеризуются в основном крупные месторождения с запасами 30-100 млрд. куб. м газа. ѕ Извлекаемые запасы конденсата по промышленным категориям составляют 694,8 млн. т. и сосредоточены на 30 месторождениях. Но только на15 месторождениях осуществляется добыча. Основной объем запасов, и добычи конденсата зарегистрирован на месторождении «Карачаганак», запасы которого составляют91% всех запасов конденсата в республике (866,9 млн. т). На остальных месторождениях, за исключением «Южного Жетыбая», «Тенге» и«Ракушечного» в Мангистауской области, запасы конденсата не превышают0,2-0,3 млн. т.

Прогнозные ресурсы запасов углеводородного сырья республики составляют:

ѕ Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в более чем 6 млрд. т. (на суше), причем более половины запасов страны сосредоточено в Западной части Республики Казахстан. Наибольшей обеспеченностью перспективными ресурсами нефти характеризуется сектор Каспийского моря. Свидетельством этого является ряд достаточно крупных месторождений, таких, как «Тенгиз», «Астраханское», месторождения полуострова Бузачи и т.д. С учетом открытия месторождения «Кашаган», где, по оценкам казахстанских экспертов, прогнозные запасы нефти составляют около 7 млрд. тонн, общие запасы нефти, оцениваемые в 13 млрд. тонн, могут вывести Казахстан в первую десятку крупнейших нефтяных держав.

...