Экономические механизмы усиления государственной собственности в сфере недропользования в России*

ГОСУДАРСТВЕННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЭКОНОМИКИ

Д.В. МЕЛЬНИКОВ

Дмитрий Владимирович Мельников — кандидат экономических наук, доцент кафедры управления предпринимательской деятельностью Санкт-Петербургского университета сервиса и экономики, докторант кафедры экономической теории и экономической политики экономического факультета СПбГУ

В 1985 г. окончил экономический факультет Томского государственного университета.

В 1990 г. защитил кандидатскую диссертацию.

Автор около 20 научных и методических работ и одной работы, опубликованной за рубежом (Финляндия).

Сфера научных интересов — региональная экономика и экономическая политика.

^ ^ ^

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МЕХАНИЗМЫ УСИЛЕНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ СОБСТВЕННОСТИ

В СФЕРЕ НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЯ В РОССИИ

Согласно экономическим законам форма собственности влияет на пользование благами. Главная характеристика пользования — извлечение из благ их потребительской стоимости для экономических акторов. Применительно к недропользованию это означает усиление экономико-правовых отношений, реализующих интересы государственной собственности на недра. Государственная собственность объективно должна господствовать при пользовании недрами хотя бы потому, что богатства недр первоначально являются продуктом творения природы, а уже затем становятся объектом применения труда и капитала.

Указанные теоретические положения вступают в противоречие с действующим законодательством. В частности, по нашему мнению, следует изменить редакцию некоторых статей Федерального закона РФ «О недрах» от 3 марта 1995 г. Во-первых, в ст. 9 «Пользователи недр» необходимо включить положение, которое обеспечивает федеральным органам государственной власти в сфере регулирования отношений недропользования их обязательное участие в учредительных документах субъектов предпринимательской деятельности, как российских, так и зарубежных, занимающихся одновременно геологическим изучением, разведкой, добычей и реализацией полезных ископаемых.

Во-вторых, вызывает возражение п. 2 ст. 10 «Основания возникновения права пользования участками недр», где утверждается, что началом возникновения права пользования участками недр является решение федерального органа управления государственным фондом недр или его территориального органа, принятое в целях предоставления права краткосрочного (сроком до одного года) пользования участком недр для осуществления юридическим лицом (оператором) деятельности на участке недр, право пользования которым досрочно прекращено» [5]. Данная норма, по нашему мнению, абсолютно неприемлема, поскольку способствует хищнической эксплуатации природных ресурсов, ведь частный инвестор, исходя из логики получения сверхприбыли, максимально заинтересован в малозатратной разработке полезных ископаемых.

Экономическое усиление государственной собственности на недра должно осуществляться при координации управления двумя видами государственной собственности, которые определены Гражданским кодексом РФ. Речь идет о федеральной государственной собственности и о собственности субъектов Российской Федерации, т. е. собственности республик, краев, областей, городов федерального значения, автономных областей и автономных округов [1]. Экономическое влияние федеральной государственной собственности и собственности субъектов Федерации следует распространить на наиболее применяемые экономико-геологические инструменты недропользования. Во-первых, это разовый платеж за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии за пользование недрами, а во-вторых, сбор за выдачу лицензий на пользование недрами. В-третьих, это регулярные платежи за пользование недрами.

V Ч

ГРНТИ 06.03.07 © Д.В. Мельников, 2011

Данные экономико-геологические инструменты следует анализировать как формы проявления абсолютной горной ренты. Известно, что главным источником абсолютной горной ренты является монополия государственной собственности на недра. Поэтому дополнительный доход, получаемый в результате вычета из стоимости горного продукта той стоимости труда и капитала, которая пошла на добычу этого горного продукта, вполне логично направить на укрепление, прежде всего, государственных, а не частных, экономических интересов.

При регулировании разового платежа за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии за пользование недрами, целесообразно увеличить минимальный (стартовый) размер разового платежа до 13 % величины суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую мощность добывающей организации. В настоящее время минимальный размер составляет 10 % [5]. Величина в 13 % принята нами за основу, поскольку действующий стандартный налог на доходы физических лиц (13 %) распространяется на налогоплательщика независимо от размера его месячного и годового дохода. Ясно, что от увеличения платежа на 3 % денежные доходы частных собственников пользователей недр сильно не пострадают, а вот пополнение доходной части федерального бюджета и бюджета субъекта Федерации станет реальной экономической базой для финансирования многих болевых социальных точек.

Сам по себе разовый платеж за пользование недрами при наступлении определенных событий должен перераспределяться в следующей пропорции: 40 % — в федеральный бюджет, 60 %, соответственно, — в бюджеты тех субъектов Федерации, где в правовом режиме зарегистрировано месторождение или участок недр. Например, в Томской области сосредоточено Восточно-Мыльджинское газоконденсатное месторождение, где извлекаемые запасы газа составляют около 100 млрд куб. м газа, а уровень добычи — примерно 4 млрд куб. м газа в год [11]. Не нужно проводить сверхточные экономико-математические расчеты, чтобы спроектировать увеличение доходной части бюджета Томской области от справедливого увеличения на 3 % разового платежа за пользование недрами. Так, в 2006 г. победителем аукциона за пользование недрами Восточно-Мыльджинского месторождения стало ОАО «Востокгазпром», которое уплатило разовый платеж за недропользование в размере 23,1 млн руб. [10]. Если бы разовый платеж увеличился на 3 %, то размер платежа составил бы 23,8 млн руб., т. е. увеличился бы на 0,7 млн руб. Исходя из перераспределения по соотношению 40 % — федеральный бюджет, а 60 % — бюджет субъекта Федерации, бюджет Томской области получил бы далеко не лишние для него 14,3 млн руб., а федеральный бюджет — 9,5 млн руб. При этом именно в 2006 г. централизованные межбюджетные трансферты для Томского областного бюджета составили 3,1 млрд руб. [4].

Непростая ситуация и со сбором за выдачу лицензий на пользование недрами. Согласно действующему законодательству сбор за выдачу лицензий на пользование недрами вносится пользователями недр при выдаче данной лицензии. Сумма сбора определяется, исходя из стоимости затрат на подготовку, оформление и регистрацию данной лицензии. Действующая практика выдачи лицензий показывает, что сумма за выданные лицензии искусственно занижена. Например, в 2009 г. экономический комитет Новгородской области за право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи песка и песчано-гравийного материала на участке недр «Апо-лец — 3», расположенным в Холмском муниципальном районе Новгородской области, установил сбор за выдачу лицензии — 8598,67 руб. [12]. Очевидно, что и в процедуре лицензирования также необходима дифференциация платежей.

Основой такой дифференциации должна быть финансовая оценка технико-экономического состояния предприятия, претендующего на промышленную эксплуатацию недр. Данную финансовую оценку, как минимум, нужно рассчитывать, исходя из балансовой оценки основных средств предприятия на момент участия в конкурсе за право пользования недрами. Балансовая оценка основных средств берется за базу расчета в силу требований производственного цикла для недропользования.

Эффективная эксплуатация недр возможна лишь с использованием современных технологий, применяемых при добыче, обработке и транспортировке полезных ископаемых. Такие технологии могут иметь лишь предприятия с устойчивой деловой репутацией и, конечно же, со специализированной структурой основных средств. В связи с этим можно предложить следующую дифференциацию: если балансовая оценка основных средств от 0,5 до 1 млн руб., то лицензионный сбор — 15 тыс. руб.; если балансовая оценка основных средств больше 1 млн руб., но меньше 10 млн руб., то лицензионный сбор — 30 тыс. руб., если балансовая оценка больше 10 млн руб., но меньше 100 млн руб., то лицензионный сбор — 60 тыс. руб., и при балансовой оценке основных средств больше 100 млн руб., но меньше 1 млрд руб., лицензионный сбор составляет 90 тыс. руб.

Исследуем процедуру регулярных платежей за пользование недрами. Согласно п. 1 ст. 43 Федерального закона «О недрах» [1] на территории России регулярные платежи за пользование недрами взимаются в следующих случаях: а) за предоставление пользователем недр исключительных прав на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых; б) разведку полезных ископаемых; в) геологическое изучение и оценку пригодности участков недр для строительства и эксплуатации сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, за исключением инженерных сооружений неглубокого залегания (до 5 м), используемых по целевому назначению. Регулярные

платежи за пользование недрами взимаются с пользователя недр отдельно по каждому виду работ, осуществляемых как на суше, так и на континентальном шельфе России. Размеры регулярных платежей за пользование недрами определяются в зависимости от экономико-географических условий, территории участка недр, вида полезного ископаемого, продолжительности работ, степени геологической изученности территории и степени риска.

Основа регулярного платежа — площадь лицензионного участка недропользователя за вычетом площади возвращенной части лицензионного участка. Платежи за право пользования недрами устанавливаются в соответствии с этапами и стадиями геологического процесса. Платежи по разведке месторождений устанавливаются, исходя из площади участка недр, на котором запасы соответствующего полезного ископаемого (за исключением площади горного отвода) учтены Государственным балансом запасов. Платежи за проведение работ по поиску и оценке месторождений полезных ископаемых устанавливаются на основе площади, из которой исключаются территории открытых месторождений.

Ставка регулярного платежа за пользование недрами рассчитывается за один квадратный километр площади участка недр в год. Исходя из видов полезных ископаемых, устанавливаются конкретные минимальные и максимальные ставки регулярного платежа в рублях за один квадратный километр участка недр [там же]. Например, для углеводородного сырья минимальная ставка — 5000 руб., а максимальная — 20 000 руб.; для металлических полезных ископаемых, соответственно, 1900 и 10 500 руб. Представляется целесообразным установить регулярные платежи также за пользование недрами для регионального изучения и разведку полезного ископаемого на месторождениях, введенных в промышленную эксплуатацию, в границах горного отвода, предоставленного пользователю недр для добычи этого полезного ископаемого. Не понятно, почему сегодня эти платежи отсутствуют при недропользовании в России.

Данные ставки платежей можно установить на основе действующей методики, применяемой в Федеральном законе «О недрах». Перераспределение доходов от регулярных платежей за пользование недрами может происходить так же, как и в случае с разовым платежом за пользование недрами: в пропорции 40 % — в федеральный бюджет и 60 % — в бюджет субъекта Федерации.

В соответствии с теоретическими основаниями нашего анализа следует выделить дифференциальную горную ренту первого рода и дифференциальную горную ренту второго рода. Первая представляет собой разницу между доходом, полученным на участке недропользователя, и общественной стоимостью производства данного блага. По общему правилу дифференциальная горная рента первого рода рассчитывается на основе наихудшего участка недропользования. Дифференциальная горная рента второго рода исследуется как дополнительный доход, получаемый в результате дополнительных инвестиций в объект предпринимательской деятельности недропользователя.

Реальным инструментом изъятия дифференциальной горной ренты служит налог на добычу полезных ископаемых. К сожалению, гл. 26 Налогового кодекса РФ, регламентирующая процедуру налогообложения на добычу полезных ископаемых, не разграничивает процесс налогообложения в зависимости от дифференциальной ренты первого и второго рода. Более того, в Налоговом кодексе даже нет официального определения горной ренты. В силу этого экономические противоречия между субъектами федеральной собственности, собственности субъектов Федерации, муниципальной и частной собственности по поводу недропользования только усиливаются. Тем не менее попытаемся проанализировать дифференциальную ренту на основе налогообложения на добытые полезные ископаемые.

Согласно ст. 342 Налогового кодекса РФ [6] форму проявления дифференциальной горной ренты первого рода можно рассматривать только в отношении добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. Нулевая налоговая ставка в рублях при добыче данной нефти, рассчитанной по массе нетто в тоннах, распространяется на нефтяные участки, расположенные в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, Ненецком автономном округе, Ямало-Ненецком автономном округе, севернее Северного полярного круга, во внутренних морских водах и территориальном море, на континентальном шельфе России, в Азовском и Каспийском морях [там же].

Сама по себе нулевая ставка устанавливается в зависимости от условий инвестиционного проекта. Для участков, расположенных в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, нулевая ставка определяется при выполнении трех условий инвестиционного проекта. Первое — объем добычи нефти составляет 25 млн т. Второе — срок разработки участков недр не превышает 10 лет или равен 10 годам. Третье — лицензия на право пользования недрами предназначена для геологического изучения (поиска и разведки) и добычи полезных ископаемых и не превышает 15 лет или равна 15 годам. Для сравнения: та же самая нулевая ставка для нефтяного участка, расположенного севернее Северного полярного круга, во внутренних морских водах и территориальном море, на континентальном шельфе России определяется также при соблюдении трех стандартных условий инвестиционного проекта. В данном случае меняется лишь содержание первого условия, и оно более благоприятное для инвестора, поскольку объем добычи нефти может быть увеличен до 35 млн т. Остальные два условия аналогичны, как и для Якутии, Иркутской области и Красноярского края. Для других нефтяных участков налогообложение производится по формуле:

Ну = 419 х Кц х Кв,

где Ну — налогообложение конкретного нефтяного участка; налоговая ставка — 419 руб. за 1 т добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной; Кц — коэффициент динамики мировых цен на нефть; Кв — коэффициент выработанности конкретного участка недр.

Что касается остальных видов полезных ископаемых, являющихся объектом действия налогообложения на добытое полезное ископаемое, то для них распространяются фиксированные налоговые ставки независимо от характера участка недр [там же]. Например, при добыче газа горючего природного из всех типов месторождений, расположенных на разных географических широтах, устанавливается единая ставка — 147 руб. за 1000 куб. м газа [там же]. Нетрудно догадаться, что отсутствие расчета дифференциальной горной ренты первого рода, механизмов ее перераспределения отрицательно влияет на столь желанный процесс выравнивания регионов. Сегодня денежная налоговая масса, рассчитываемая при добыче газа, зависит только от одного параметра — объема добычи газа, при этом не берется в расчет характер других технико-экономических параметров добываемого газа, применяемых в газовой промышленности.

Известно, что при строительстве газового трубопровода обязательно рассчитывается такой технический показатель, как степень агрессивности трубопровода. В действующих СНиПах предусматриваются три степени агрессивности газового трубопровода: газопровод с неагрессивной средой (без скорости коррозии), газопровод с малоагрессивной средой (скорость коррозии менее 0,1 мм/год) и газопровод с высокоагрессивной средой (скорость коррозии более 0,5 мм/год). В зависимости от уровня агрессивности среды меняется и величина прямых инвестиций при строительстве газопровода и, как следствие, масса балансовой прибыли, общей рентабельности и срока окупаемости инвестиционного проекта. В конечном счете это прямым образом влияет на уровень доходов федерального бюджета и бюджета субъекта Федерации.

Ясно, что чем выше уровень агрессивности газопровода, тем больше затраты на инвестирование данных газопроводов. Аналогично прослеживается зависимость агрессивности газопровода от видов климатических зон.

Понятно, что если газопровод проходит по территории субъектов Федерации, расположенных в умеренно-континентальной зоне (данная зона в основном охватывает Центральный федеральный округ), то прямые инвестиции на строительство и эксплуатацию этого газопровода будут гораздо меньше, чем для газопровода, расположенного по территории субъектов Федерации, расположенных в континентальной зоне, преимущественно затрагивающей Сибирский Федеральный округ. В Центральном федеральном округе будет преобладать газопровод с неагрессивной или малоагрессивной средой, который по своей рыночной стоимости будет меньше, чем газопровод с высокоагрессивной средой, проходящий по территории Сибирского федерального округа. По экономической логике дифференциальной горной ренты первого рода для хозяйствующих субъектов, занимающихся добычей газа, зарегистрированных на территории Сибирского федерального округа, должна быть предусмотрена пониженная ставка налогообложения, по сравнению с хозяйствующими субъектами, которые зарегистрированы на территории Центрального федерального округа, но эта наглядная политэкономическая категория полностью игнорируется действующим налоговым законодательством.

Кроме того, дифференциальная горная рента первого рода реализуется и посредством таможенных пошлин на нефть. Правительство РФ пошло в данном случае по верному пути, когда утвердило с 1 февраля 2011 г. два вида ставок вывозных пошлин на нефть сырую. Так, на нефть сырую, которая добывается, как правило, на традиционно освоенных нефтяных месторождениях Урала, Западной Сибири и Поволжья и кодифицируется по таможенной номенклатуре — 2709 00 (в 2010 г. только нефтяные месторождения Ханты-Мансийского автономного округа произвели 265,9 млн т нефти [2], что составляет примерно 52,6 % от общего объема добытой нефти в стране — 505 млн т [3]), распространяется таможенная пошлина 317,5 долл. США за 1000 кг.

Для нефти, добываемой в менее освоенных и более сложных по геолого-экономическим условиям месторождениях Восточной Сибири, классифицируемой по таможенной номенклатуре — 2709 00 900 3 — нефть сырая, плотностью при 20° С не менее 694,7 кг/м3, но не более 887,6 кг/м3, и с содержанием серы не менее 0,04 мас.%, но не более 1,5 мас.% таможенная пошлина равна 117,5 доллара США за 1000 руб. [9].

что касается практического перераспределения дифференциальной горной ренты второго рода, то этот процесс наблюдается также только в нефтегазовой отрасли топливно-энергетического комплекса России. Инструментами данного перераспределения служат те же самые налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и вывозные таможенные пошлины.

Согласно п. 1 ст. 342 Налогового кодекса РФ на добываемый попутный газ распространяется нулевая ставка налогообложения НДПИ, при этом налог на добычу газового конденсата составляет 17,5 %, а при добыче газа горючего природного НДПИ, соответственно, 147 руб. за 1000 куб. м. газа [6]. Финансовое преимущество для попутного газа заложено и в таможенной процедуре. По таможенной номенклатуре он кодифицируется как 2711 29 000 0, с позицией газ нефтяной и углеводород в прочем газообразном состоянии, и для него вывозная

таможенная пошлина составляет 5 % от таможенной стоимости. Газ природный в газообразном состоянии, кодифицируемый как 2711 21 000 0, имеет вывозную таможенную пошлину 30 % от таможенной стоимости [8].

Экономический смысл в данных финансовых процедурах имеется. Даже на промышленных предприятиях Газпрома, в самом газовом сердце страны — Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), промышленная переработка попутного газа осуществляется незначительными объемами. Например, в 2006 г. в ЯНАО было добыто 8,8 млрд куб. м попутного нефтяного газа, но промышленная утилизация при этом составила 55,5 % попутного газа, остальные 44,5 % газа были сожжены в факелах [7]. Причина такой энергетической российской «роскоши» — отсутствие отечественных современных технологий по переработке попутного газа в промышленные продукты газового органического синтеза, готовые для промышленной транспортировки.

На сегодняшний день такой технологией является технология GTL (Gas to Liquid), которая производится американской компанией Sasol North America Inc.'s. Сейчас в мире только в Катаре, Малайзии и ЮАР функционируют предприятия по технологии GTL, при этом средняя проектная мощность такого предприятия — 12,5 тыс. баррелей в день. Примерная оценка прямых инвестиций по созданию предприятий, функционирующих по технологии GNL, — 1,5-1,8 млрд долл. США. В связи с этим пролоббированная Газпромом льгота по попутному газу имеет положительное инвестиционное значение для двух субъектов хозяйствования: самой нефтегазовой монополии и государства, так как позволяет иметь дополнительные денежные потоки для приобретения и освоения современных технологий по переработке попутного газа.

Но не только нефть и газ должны стать объектом действия горной ренты. Финансовые отношения, связанные с абсолютной и дифференциальной горной рентой, необходимо распространить на все виды полезных ископаемых, которые учитываются в гл. 26 Налогового кодекса РФ и кодифицируются Федеральной таможенной службой России.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гражданский кодекс Российской Федерации.Части первая, вторая, третья и четвертая: текст с изм. и доп. на 1 июня 2010 г. М.: Эксмо, 2010.

2. Добыча нефти в ХМАО в 2010 г. URL: http://rosinvestproect.ru (дата обращения: 23.02.2011).

3. Добыча нефти в России в 2010 г. URL: http://rbcdaily.ru

4. Доходы бюджета Томской области по итогам 2006 г. URL: http://www.open budget. (дата обращения: 21.02.2011).

5. Закон Российской Федерации «О недрах». М.: Ось-89, 2009.

6. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая: текст с изм. и доп. на 1 мая 2010 г М.: Эксмо, 2010.

7. Попутный нефтяной газ. URL: http://cctc.cu (дата обращения: 23.02.2011).

8. Постановление Правительства РФ от 23 декабря 2006 г. № 795 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на товары, вывозимые с территории Российской Федерации за пределы государств — участников соглашений о Таможенном союзе», с изм., внесенными постановлением Правительства РФ от 16 июня 2010 г. № 442.

9. Постановление Правительства РФ от 24 декабря 2010 г. № 110 «Об утверждении ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и на отдельные категории товаров, выработанные из нефти, вывозимые за пределы территории Российской Федерации и территории госудасртв — участников соглашений о Таможенном союзе». URL: http://tsk.ru (дата обращения: 23.02.2011).

10. Томская область. Углеводороды. URL: http://www.vipstad.ru (дата обращения: 20.02.2011).

11. Энергетическая стратегия Томской области до 2020 г. URL: http://www.tomsk.gov.ru (дата обращения: 20.02.2011).

12. URL: http://www.region.adm.nov.ru