Статьи

Версия для печати

Все статьи | Статьи за 2002 год | Статьи из номера N3 / 2002

Трансфертные цены в рыночной экономике (продолжение)

Ивчиков Н.Н.,

Директор Департамента Координации
коммерческой деятельности Московского
Представительства ЛУКойл-Европа и Холдингз

(Окончание. Начало в № 2 «ФМ»)

Трансфертное ценообразование

Реально действующие  цены в России не являются в полном смыслеэтого слова рыночными, т.е. они не в полной мере зависят от спроса ипредложения, а реагируют на другие причины разного рода, в том числе на ценовыепропорции, находящиеся под влиянием трансфертного ценообразования  естественных монополий.

Поступательныйрост цен смещает все социально-экономические параметры развития страны,поскольку требует своевременных адекватных мер по индексации заработных плат,пенсий, содержания государственных служб и т.д., что в конечном счете меняет всюэкономическую политику.

Потребители, как предприятия, так и население, возмущены  не столько самим ростом тарифов, сколько неясностью в вопросе о том, насколько это необходимо, кто устанавливает новые цены и куда пойдут дополнительные доходы. Одним из наиболее дискутируемых сегодня вопросов является соотношение налоговых платежей естественных монополий, составляющих доход государства, и так называемых  рентных доходов, остающихся в распоряжении организаций. Именно на основе поиска оптимальности этого соотношения формируется государственный подход к регулированию цен естественных монополий. Позиция правительства в отношении естественных монополий  предполагает их реструктуризацию и отделение функций госуправления от хозяйственных, что приведет и к отделению профильного финансирования, а это, в свою очередь, должно сделать их деятельность более прозрачной.

При этом прослеживаются два направления регулирования цен естественных монополий. Первое — уже упоминавшееся нами отслеживание их расходов, и прежде всего обоснованность инвестиционных программ. Второе – оценка масштабов использования так называемого трансфертного ценообразования, в результате которого, например, цена нефти, по данным бухгалтерской финансовой отчетности, оказывается отличной от так называемой справедливой рыночной цены нефти. Применение рыночных цен при налогообложении соответствует мировой практике, поскольку при применении трансфертных цен величина налогов оказывается не определенной законодательно, а зависит от решений руководства интегрированных компаний. Однако это справедливо лишь в условиях нормального рынка свободных котировок, которого в России  нет.

Дляуяснения понятия трансфертных цен надо принять в расчет следующие соображения:

-      во-первых, практически все операциипо экспорту добывающие компании осуществляют не сами,  оставаясь владельцами лицензии на разработку природных ресурсов,а головные компании-холдинги или просто перекупщики, как правило, входящие ваффилированную группу холдинга;

-      во-вторых,у добывающей компании существует до­статочно долгосрочный стабильныйинвестиционный интерес, гарантирующий само ее существование, независимо оттого, имеет он выход на экспортный рынок или нет;

Таким образом, мы получаемчеткое раз­деление рентного дохода от нефтедобычи и спекулятивного доходаперепродавца-нефтеэкспортера. Понятно, что при этом сами текущие затратыдобывающего сегмента в целях минимизации платежей выгодно  занижать, а затраты при реализации различныхфракций переработанного сырья — завышать.

Механизм трансфертного ценообразования заключается в следующем[1] . Головные нефтяные комплексы покупают нефть у своих дочерних нефтедобывающих предприятий по так называемой  трансфертной цене. Некоторую долю нефти в пределах 30—40% реализуют на экспорт, а оставшуюся часть перерабатывают на  российских нефтеперерабатывающих заводах на условиях давальческих контрактов. При этом готовые нефтепродукты реализуются как на внутреннем рынке, так и на экспорт.

Существуют два подхода кформированию трансфертной цены.

Первый подход основан на идее  минимизации налогообложения на уровне не ниже текущих затрат предприятия, по которой затраты добывающей компании  занижаются. По этой схеме  цена[2]  нефти, с которой начисляются налоги, в добыче нефти формируется исходя из принципов назначения внутрикорпоративных цен — политики их планомерного регулирования с целью сокращения издержек в нефтедобыче. При этом головная контора доводит до нефтегазодобывающих компаний плановые ориентиры по динамике закупочных цен со стороны нефтеперабатывающих заводов, и первые разрабатывают соответствующие планы сокращения издержек. В результате, в условиях 1999 и 2000 гг., цена нефти, с которой начисляются налоги (роялти, отчисления на восстановление минерально-ресурсной базы, налог на пользователей автодорог, налог на прибыль), оказалась ниже рыночной и существенно ниже экспортной цены.

В 1999 г. средняя трансфертная цена нефти (покоторой осуществлялась реализация нефти внутри всероссийскогоинвестиционно-нефтяного комплекса и которая являлась базой налогообложения) составила 27 долл./т. При этомсредняя экспортная цена (ФОБ при поставках на средиземноморский и роттердамскийрынки) составила 110,5 долл./т, а средняя цена независимых (стороннимпотребителям) продаж составила более 85 долл./т.

издержки производства по добыче и реализации углеводородногосырья зависят от ог­ромного числа природных, техногенных исоциально-экономических факторов, каждый из которых по величине и масштабамвлияния существенно связан с конкретным мес­торождением.  В основной группе этих факторов такие, как: природно-геологическиефакторы (глубина и конфи­гурация залегания пластов, физические ифизико-химические характеристики пород, образующих пласты и залежи,продуктивность пластов и т.д.); экономико-географические факторы (географическиекоординаты месторождения, природно-климатические условия данной местности ирегиона, характеристики развитос­ти и мощностей производственной и социальнойинфра­структуры региона и, прежде всего, его транспортной и энергетическойкомпонент и т.д.); технологические и техногенные факторы (технологиидобычи, заложенные в проекте освоения конкретного мес­торождения, уровень икачество их реализации, параметры выработанности месторождения, прежде всегоуровень обводненности пластов и накопленный объем добытого угле­водородногосырья, экологические требования и ограниче­ния и т.д.); экономическиефакторы (кадровое обеспечение, уровень оплаты труда, стоимость стороннихуслуг, транспорт­ные и энергетические тарифы, налоговый режим и т.д.).

Согласно рекомендациямэкспертов ОПЕК можно выделить следующие группы минимально необходимых для продолжения хозяйствования компанийрасходов (усредненные для организаций с разными техноло­гиями при условии, чтоэти компании признаны опытны­ми добытчиками), которые предопределены строени­емнедр и инфраструктурно-экологической ситуацией в ре­гионе освоенияместорождений:

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

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

По последним экспертнымоценкам, величина минимально необходимой компенсация затрат недропользователяна конкретном месторождении для российских нефтяных компаний колеблется впределах от 40 до 100 долл. в зависимости от конкретных условий добычи на определенномместорождении, а ее средневзвешенное значение по России  не превышает 60 долл.  на 1 т нефти.

С учетом всего вышесказанного вцелом для всей российской нефтегазодобывающей отрасли можно предположить, чтоустойчивый инвестиционный интерес нефтедобывающей компании имеет естественныйнижний предел, когда цена  практически совпадает с затратаминедропользователя. Верхний предел рентных изъятий обеспечит компании, присреднем уровне затрат 60 долл./т, получение части сверхприбыли для покрытияиздержек на менее рентабельных месторождениях. При этом он должен быть макси­мально устойчивым к сезонным колебаниямцен в производственном секторе экономики и оставлять компании возможностьстабильно поддерживать уровень рентабельности производства в диапазоне 25—30%.

С учетом необходимости выплатычасти рентного дохода, т.е. стоимости в пользу государства, нефтяные компаниипроводят очень активную политику искусственного занижения стоимости добычи не­фтис помощью установления для своих добывающих пред­приятий внутрикорпоративныхцен реализации, чтобы из­бежать обвинения в реализации ниже себестоимости. Врезультате при действующей системе ресурсного на­логообложения они оставляют усебя львиную долю рентного дохода. По некоторым расчетам, дополнительные доходы(доля рентного дохода) выглядят следующим образом: «ЛУКойл» (Западная Сибирь) —52,94%; «Сургутнефтегаз» — 23,57%; «ЮКОС» — 78,45%;  ТНК — 69,14%. 

Даже предполагая, что частьоставшегося в распоряжении  рентногодохода этих компа­ний пошла на компенсацию издержек по переработке нефти ипогашение кредиторской задолженности прошлых лет (в том числе и передбюджетом), можно допустить, что, по крайней мере 25—30% валовой выручки каждойиз трех компаний выведено из под налогообложения.

при падающей добыче происходит автоматическое снижениеналогового бремени, которое достигает своего естественного минимума как толькофактический уровень затрат превысит минимально возможную прибыль. Поскольку большинство нефтяныхкомпаний для уплаты ро­ялти и платежей на возмещение минерально-сырьевой базыдекларируют только объемы реализации по внутренним трансфертным ценам, соотношениекоторых с экспортными видно из данных таблицы 3, государство недополучаетналоговые доходы.

Таблица 3

Расчет рентных платежей для ведущих нефтяных компаний

Показатели

«ЛУКойл» (Западная Сибирь)

«Сургут-нефтегаз»

«ЮКОС»

ТНК

1. Объем добычи нефти, млн. т

44,589

37,573

26,211

18,206

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 необходимая компенсация затрат, долл. /т

26,015

33,78

12,125

20,062

4. Средняя ставка рентных изъятий, долл. /т

49,4

34,2

76,4 (60)

60,9 (60)

5. Годовой объем рентных платежей, млн. долл.

2028,243

1183,225

1448,105

1005,845

6. Фактический объем платы за недра, млн. долл.

113,154

110,316

30,277

ЗГ739

7. Годовой объем платежей на восстановление минерально-сырьвой базы, млн. долл.

121,671

183,860

32,909

40,176

8. Годовой объем акцизных платежей, млн. долл.

66,185

54,715

37,608

26,121

9. Годовой объем таможенных платежей, млн. долл.

84,87

74,43

53,472

37,146

10. Всего ресурсных платежей по действующей системе налогов, млн. долл.

385,88

423,321

154,266

135,182

11. Валовая выручка, млн. долл.

3102,413

3223,839

1649,304

1259,422

12. Удельный вес в валовой выручке ресурсных платежей, %

12,44

13,13

9,35

10,73

Источник: данные расчетов руководителя Управления МНС России по Ханты-Мансийскомуавтономному округу А.В. Ефимова в работе «обоптимизации ресурсных платежей в нефтяной отрасли».

В приведенном в таблице 3примере мы видим результат применения трансфертных цен, выступающих  в качестве своеобразного экономическогоинструмента, своего рода  планомернойдинамики внутрикорпоративных цен, используемых в качестве некоего норматива,соответствие которому дает возможность добывающим компаниям получатьдостаточные доходы, обеспеченные мерами по экономии издержек. Это объективноведет к уменьшению стабилизации издержек у всего нефтяного комплекса, да и вэкономике в целом.

Иеще одно  замечание, напрямую неотносящееся к трансфертным ценам, но объясняющее один из механизмов сокращениярасходов ввиду недоступности информации о реальных объемах нефтяного бизнеса.Дело в том, что добывающие отрасли весьма условно могут просчитать объемысвоего производства, поскольку их деятельность имеет скрытую для непосвященныхособенность. Добыча любого сырья никогда не приводит к его получению в чистомвиде, а количество примесей, будь то руда или нефть, в каждом конкретном забореиндивидуально и сезонно варьирует. Более того, возможна ситуация, когдаотдельные заборы вообще не содержат «полезной» составляющей.  Именно поэтомув расчетах выборки ископаемых используют средневзвешенные показатели в целом постране и отрасли, которые не учитывают неизбежные «провалы». Было бы невернымобвинять нефтяной комплекс в занижении налогов путем применения трансфертныхцен, поскольку до сих пор государство не разработало действенной нормативнойбазы, позволяющей четко определять базу налогообложения при сделках междувзаимозависимыми лицами.

Второйподход в использовании трансфертных цен для целей налогообложения основанна том, что   гражданскоезаконодательство (ст. 424 Гражданского кодекса РФ) не ставит никакихограничений при определении цены реализации, кроме случаев, специальнорегулируемых законодательством (естественные монополии). Теоретическисуществует опасность признания совершенной с использованием заниженных ценсделки ничтожной в соответствии со статьями 169 «Недействительность сделок,совершенных с целью, противной основам правопорядка и нравственности» и 170 ГК«Недействительность мнимой и притворной сделок». Однако на сегодняшниймомент  правоприменительная практикаэтих положения ГК  для доначисленияналогов отсутствует.

С 1 января 1999 г. вступила в действие «Общая часть» Налогового кодекса РФ, в статье 40 которой устанавливаются принципы определения рыночных цен и случаи, когда налоговые органы вправе контролировать правильность применения цен. В соответствии с п. 1 ст. 40 НК РФ «для целей налогообложения принимается цена товаров, работ или услуг, указанная сторонами сделки. Пока не доказано обратное, предполагается, что эта цена соответствует уровню рыночных цен». Однако вполне законные приемы  позволяют предприятию устанавливать выгодную для себя цену на товар и избегать повода для контроля за ценой реализации со стороны налоговых органов. В таблице 4 приводится одна из возможных схем сделок[3] , позволяющих минимизировать налогообложение.

Таблица 4

Возможности минимизации налогообложения хозяйственных операций 

Особенности сделки

Резервы минимизации налогов

Сделки   «взаимозависимых

Согласно ст. 20 Налогового кодекса РФ, по которой организации являются взаимозависимыми, при условии 20%-ного прямого и/или косвенного участия одной  организации в другой. В остальных случаях лишь суд может принять решение о взаимозависимости лиц. Таким образом, понятие  «взаимозависимости» не имеет четкого толкования и допускает, избегая налоговой ответственности, завышать или занижать затраты

Товарообменные (бартерные) операции

Используются в практике взаимозачетов и расчетов векселями

Внешнеторговые сделки

Использование оплаты услуг посредников, последний из которых и  осуществляет внешнеторговую операцию

Использование положения об отклонении цен

по доброй воле налогоплательщиком может быть допущено отклонение более чем на 20% в сторону повышения или в сторону понижения от уровня цен, применяемых налогоплательщиком по идентичным (однородным) товарам (работам, услугам) в пределах непродолжительного периода времени

Однако даже вслучае попадания цены реализации под контроль налоговых органов (например, вслучае прямой продажи нефти дочерним обществом материнской компании потрансфертной цене) им весьма сложно, пользуясь 40-й статьей НК, доказатьзанижение используемой трансфертной цены по сравнению с рыночной ценой,определение которой в НК дается следующим образом: «Рыночной ценой товара... признается цена, сложившаяся при взаимодействии спроса и предложения нарынке идентичных (а при их отсутствии — однородных) товаров... в сопоставимыхэкономических (коммерческих) условиях» (п. 4 ст. 40). Являясь практическимонополистами в регионах добычи, нефтяные компании доказывают, что используемаяими трансфертная цена и является той ценой, по которой может быть реализованадобываемая нефть.

Отличительнойособенностью российского налогового законодательства является отсутствие норм,устанавливающих, по какой цене должна заключаться сделка в тех случаях, когда онаможет контролироваться. Таким образом, налогоплательщик, реализуя товары поудобной ему заниженной цене, не совершает налогового нарушения, так какналоговое законодательство не предписывает ему использовать рыночную иликакую-либо другую цену. Даже в случае выявления налоговым органом заниженияцены налоговый орган может лишь доначислить налоги до уровня, соответствующегорыночным ценам, и взыскать недоимку и пеню.

В то жевремя, в отсутствие общепризнанных рыночных цен и четких процедур применения40-й статьи НК, эта статья объективно препятствуют формированию цивилизованногорынка. Нефтяным компаниям проще и безопаснее осуществлять торговлю пофиксированным ценам с аффилированными компаниями, переводя свободные продажинефти и нефтепродуктов в сферы, неконтролируемые и невидимые длягосударственных ведомств. Сегодня ни одна нефтяная компания не продает напрямуюнефть и нефтепродукты по рыночной цене, поскольку это может привести кдополнительным налоговым затратам. Ведь, используя методы определения рыночнойцены, перечисленные в статье 40 НК, налоговые органы могут установить по своемуусмотрению практически любую цену, предоставляя право налогоплательщикуобжаловать их решение в вышестоящем органе или суде. Причем в случае ошибкиналоговые органы не несут никакой ответственности за свое решение.

По мнению специалистов[4], в существующих условиях было бы неправильно использовать цену независимых продаж в качестве рыночной цены. Дело в том, что независимые продажи нефти носят маргинальный характер и, по оценкам, составляют менее 2% от общего объема добываемой нефти. В условиях повышенного спроса на нефть и нефтепродукты со стороны как внешнего, так и внутреннего рынка  сформировался четко выраженный рынок продавцов. Соответственно, цена независимых продаж установилась на уровне, значительно превышающем «справедливую» цену нефти. Специалисты предлагают некоторые подходы к расчету с их точки зрения «справедливых» квазирыночных цен.

По одной из  методик Топливно-энергетическогонезависимого института, «справедливую» рыночную цену следует определять исходяиз стоимости корзины нефтепродуктов (на нефтепродукты, в отличие от нефти,возможно с некоторой степенью приближения определить рыночные цены) за вычетомстоимости переработки и транспорта нефти. В условиях 1999 г. средняя цена нефтиисходя из отпускных цен нефтеперабатывыающих заводов за вычетом стоимостипереработки и транспорта нефти и без НДС составила 44,5 долл./т.

Умножаяцены экспортные и на внутреннем рынке на соответствующие доли поставок (62,5 и 37,5%), получаем, чтосредневзвешенная выручка от реализации нефти в 1999 г. составила 69,2 долл./т.Очевидно, что данная величина будет одинаковой как в случае использованиятрансфертного ценообразования, так и без него. Ведь доходы от конечнойреализации нефтяного сырья и полученных из него нефтепродуктов не уменьшаютсяот того, что они оказываются проданными в рамках холдинговой компании позаниженной трансфертной цене.

Однаковеличина налогов, причитающихся к уплате в бюджет, при использованиитрансфертного ценообразования ощутимо ниже, чем в случае использованияквазирыночных цен. Так, в условиях 1999 г. величина налогов при использованиитрансфертного ценообразования составила 16,6 долл./т, что соответствует оценке реальнособранных налогов. В случае же применения квазирыночных  цен для определения налогооблагаемой базыэта величина окажется выше — 27,9 долл./т.

Расчет  «справедливых» цен в отсутствие рыночныхкотировок невозможен. По расчетами Топливно-энергетического независимогоинститута, в 1999 г. вследствие применения трансфертного ценообразованиянефтяные компании в качестве налогов заплатили около 46% общей величинырентного дохода. Это означает, что более половины рентного дохода осталось унефтяных компаний. В то же время при «справедливом» подходе, т.е. при такназываемых расчетных рыночных ценах, налоги составили бы 77% от рентногодохода. В 2000 г., по оценкам Топливно-энергетического независимого института,нефтяные компании уплатили в виде налогов 54,5% от величины рентного доходавместо «справедливых» 80%.

Таблица 5

Налоговая нагрузка на добычу нефти (долл./т) по расчетам Топливно-энергетического независимого института

Показатели

1999 г.

2000 г.

Рыночные цены

(по методике Топливно-энергетического независимого института)

Трансфертные цены (фактические от нефтяных компаний)

Рыночные цены

(по методике Топливно-энергетического независимого института)

Трансфертные цены (фактические от нефтяных компаний)

Поставка на экспорт, % к добытой нефти

37,5

37,5

39,0

39,0

Цена реализации

110,5

110,5

177,9

177,9

Экспортная пошлина

4,8

4,8

20,9

20,9

Таможенный сбор

0,1

0,1

0,2

0,2

Транспорт на экспорт

13,7

13,7

14,2

14,2

Цена франко–предприятие

91,9

91,9

142,6

142,6

Поставка на внутренний рынок, % к добытой нефти

62,5

62,5

61,0

61,0

Цена реализации на внутреннем рынке без НДС франко узел учета нефти

44,5

27,1

67,1

43,8

Средняя цена для расчета налогов без НДС, тарифов и транспорта

62,2

27,1

96,5

43,8

Акциз на нефть

2,2

2,2

2,0

2,0

Средняя цена для расчета налогов без НДС, тарифов, акциза и транспорта

60,0

24,9

94,6

41,8

Плата за пользование недрами (роялти)

5,2

2,1

8,1

3,6

Отчисления на воспроизвод ство МСБ

6,0

2,5

9,5

4,2

Налог на пользователей авто дорог

1,6

0,6

2,5

1,0

Оплата труда

3,0

3,0

6,0

6,0

Амортизация

2,5

2,5

2,4

2,4

Затраты в добыче

6,2

6,2

9,3

9,3

Отчисления в социальные вне бюджетные фонды

1,2

1,2

2,3

2,3

Налог на содержание ЖКХ

1,0

0,6

1,5

1,0

Прочие налоги

0,5

0,5

0,7

0,7

Прибыль от реализации

32,9

5,6

52,2

11,2

Налог на прибыль

8,3

5,0*

12,3

9,5*

Капитальные вложения (кроме ВМСБ)

7,6

7,6

13,5

13,5

Расчет рентного дохода

 

 

 

 

Выручка (включая налоги)

69,2

69,2

110,3

110,3

Затраты предприятий (включая капвложения, исключая налоги и амортизацию)

21,9

21,9

34,3

34,3

Доход на капитал

11,1

11,1

18,2

18,2

Рентный доход — всего

36,2

36,2

57,8

57,8

Налоги

27,9

16,6

47,2

32,6

Доход, остающийся в распоряжении предприятий

8,3

19,5

10,6

25,2

Доля налогов в рентном доходе, %

77,0

46,0

81,6

56,4

* С учетом налога на прибыль,фактически начисленного материнской и прочими связанными компаниями (по даннымконсолидированной отчетности, 2000 г. – прогноз).

Источник:            Нефтянойкомплекс России и его роль в воспроизводственном процессе: Научный доклад //«Эксперт», Топливно-энергетический независимыйинститут, Институт макроэкономических исследований, Институт    проблем инвестирования. — М., ноябрь 2000 г.— 50 с.

Извечный российский вопрос: что делать?

Трансфертное ценообразование,безусловно, требует пересмотра общих подходов. Приведем следующие вариантыобсуждающихся возможных путей установления нефтяных цен, отражающих различныеинтересы:

-      западные партнеры обосновывают необходимость ориентациина мировые цены, что, по всей видимости, окончательно подведет российскуюпромышленность к превращению в энергетический придаток ведущих держав;

-      закупать государству нефть для нужд госрезервирования польготной цене в льготный осенне-зимний период, когда цена на нее минимальная,сбивая таким образом внутренние цены;

-      зафиксировать некий базовый уровень цен на нефть —например, тот, который использовался компаниями в качестве приемлемого длярасчета своих долгосрочных инвестиционных проектов (16—18 долл. за баррель), авсе, что превышает этот уровень, должно поступать в виде налогов государству.

Очевидно,что все эти варианты не учитывают интересов самих нефтяных компаний.

В качествепредложений хотелось бы высказать имеющиеся у нас соображения, основанные наличной практике работы в добывающей отрасли. нашаотрицательная позиция по поводу раздающихся голосов на запрет трансфертногоценообразования исходит из того, что: во-первых, российская экономика не готовак восприятию мировых цен — слишком неконкурентной она тогда окажется; во-вторых,  в настоящее время трансфертные ценывыполняют «буферную функцию», поскольку если все начисляемые с оборота (т.е.цены реализации) налоги рассчитывать от цен, близких к мировым, то у компанийне осталось бы средств на финансирование необходимых капиталовложений.

Оппонентам, ратующим завыравнивание внутренних цен с мировыми, хотелось бы привести следующиевозражения. У нас есть пока все возможности пользоваться достаточно дешевымиэнергоносителями, поскольку еще с советских времен низкие цены на электроэнергиюкомпенсировались повышенной электроемкостью внутреннего производства. Всегодняшней ситуации, по нашему мнению, нужно выравнивать пропорции цен на энергоносители (уголь, газ, мазут).Чтобы экономика существовала и развивалась нормально, с учетом имеющегосязарубежного опыта это соотношение должно быть таким — 1 : 1, 2 : 1, 3. В настоящее же время у нассоотношение совсем другое — 1 : 0, 65 : 2,4. Энергетики подсчитали, что если к2004 г. выйти на предполагаемое соотношение, рост цен на электроэнергиюсоставит около 40%. Однако представляется, что прежде чем повышать цены, выравнивать пропорции, надо научитьсяконтролировать динамику цен на уголь, к которым привязаны цены на газ имазут,  поскольку цены на уголь нерегулируются государством, и возникающие ценовые ножницы еще больше осложнятнынешнее финансовое положение компаний.

 К тому, что многие нефтяные компании до сихпор обременены долгами, сформированными в 1996—1998 гг., в  настоящее время добавились потери, которыенесут нефтяные компании от снижения мировых цен на нефть. При этом, на нашвзгляд, пожалуй,  справедливым было быпересмотреть отличную от бухгалтерского учета в других отраслях практикувключения в издержки  нефтяных компанийвыплачиваемых акционерам из чистой прибыли после налогообложения дивидендов.

Далее,поскольку в нефтедобывающей отрасли, как мы уже отмечали выше,  сложилось вертикальное разделение функций надобывающие, перерабатывающие, распределительные и управляющие сферы, то подействующим правилам налогового учета головной компанией составляется единая, так называемая консолидированнаяфинансовая отчетность, по которой ей начисляются налоговые обязательства. Приэтом за счет трансфертных цен снижается не налог на прибыль, а лишь платежипо  роялти и отчисления навосстановление минерально-сырьевой базы.

Вызываетопределенные сомнения необходимость сохранения величины рентного дохода,устанавливаемого независимо от индивидуальной прибыльности конкретных проектовпо разработке месторождений и извлечения только абсолютной, а недифференциальной ренты. Дело в том, что используются два механизма изъятиярентного дохода, извлекаемого государством от добычи нефти. Первый основываетсяна валовой оценке нефтяного сырья и включает роялти и отчисления навосстановление минерально-сырьевой базы. Второй — заключается вперераспределении части выручки в пользу государства через механизм акцизов,взимаемых со всего объема добываемой нефти, и вывозной таможенной пошлины,взимаемой со стоимости экспортируемой нефти. Другими словами, политикагосударства в рентном доходе основывается на валовых показателях, а не напоказателях эффективности. В то же время существует государственная практикарегулирования  так называемой«ярдстик»-конкуренции, при которой за основу при налогообложении доходовпринимаются не показываемые монополией издержки, а средняя величина фактическихиздержек других подобных фирм.

в сегодняшних условиях  неустойчивых нефтяных мировых ценгосударство не может дотировать компании, а компании — осуществлять эффективныекапиталовложения. Принятые необходимые защитные меры во внешней торговле  выразились в снижении пошлин нанефтепродукты – с 1 февраля с. г. ставки пошлины на тонну бензина и дизтопливас 39 евро снижены до 25 евро, на сырую нефть — с 23,4 евро за тонну, или 20долл., до 8 долл. Несмотря на это, нефтяная отрасль может оказатьсянерентабельной. С февраля 2002 г. 32 нефтяные компании за неуплату в бюджет3000 млн. руб. получили в качестве штрафных санкций ограничение экспорта своейпродукции на 20%.

Сейчас в правительстве страны идет речь о подготовке энергетической стратегии России.  Однако имеющийся потенциал национального производства не может служить основой возрождения экономики страны, поскольку он имеет серьезные технологические ограничения и нехватку мощностей из-за практически полного износа оборудования. Как следует из доклада Минэкономразвития за 2001 г. 6 из 10 укрупненных отраслей промышленности находятся в упадке. Последние три месяца 2001 г. снижалось производство стройиндустрии, машиностроения, топливной промышленности, черной и цветной металлургии, а также химии  и нефтехимии[5].  В результате в условиях падающей мировой конъюнктуры на сырье и исчерпания эффекта девальвации 1998 года в российской экономике  происходит дальнейшее углубление диспропорций в направлении гипертрофированного развития добывающих отраслей и в первую очередь добычи сырья, а не производства продукции его первичной переработки, поскольку это практически не требует капиталовложений в оборудование. В  течение времени, прошедшего после кризиса 1998 года, добывающие компании расширяли свой бизнес, вкладывая средства в торгово-финансовую сферу, известную быстрой окупаемостью. О непроизводственном характере российского инвестиционного процесса свидетельствуют следующие данные: в целом инвестиции в машиностроение и пищевую промышленность сократились за первые три квартала 2001 г. на 8 и 15% соответственно. Понятно, что без роста инвестиций дефицит «новых» мощностей в конечных отраслях еще более снизит их конкурентоспособность с импортом.

С учетомвсего вышесказанного государство приняло такие важные направления регулирования процесса реформ, какразвитие конкуренции и выделение ведущих национальных производительных секторов.Прежде всего это касается модернизации ключевых оборонных комплексов, вотношении же остальных объектов промышленности дается «зеленый свет» такназываемому аутсорсингу, т.е. разрыву полного производственного цикла ипереходу к промышленному сервису. При этом вспомогательные направленияхозяйствования – ремонт и  обслуживаниепромышленного оборудования — выделяются в самостоятельный,  основной вид деятельности, чтобы со временемприносить прибыль от внешних заказов. Сами же производственные комплексы,вернее то, что от них осталось (поскольку активы и имущественный комплекс, какправило, уже распроданы за долги), должны стать своеобразными точками ростаиностранных инвестиций, размах которых в упоминавшемся выше докладе минэкономразвития должен в 2002 г.составить 6—9%. При этом отказ российских промышленных компаний от практикиполного цикла производства уже привел к обострению проблемы затоваривания навнутреннем рынке нефтепродуктов: так, по данным на начало 2002 г.,  на складах скопился 1 млн. тонн мазута (длясравнения: на зиму РАО «ЕЭС» запасает 3 млн. тонн). С ноября 2001 г. уровеньзапасов мазута вырос на 10—12%, а цены на мазут на внутреннем рынке упали на20—30%. В 2001 г. потребление на внутреннем рынке дизельного топлива поотношению к 2000 г. снизилось на 2 млн. тонн.

Переводотечественной промышленности на аутсорсинг подкрепляется  соответствующим законодательством.

Прорабатывается вопрос о закупке и складировании большого количества сырой нефти для нужд госрезерва по примеру США. До сих пор  в российский  госрезерв закладывались только нефтепродукты[6]. 

Государственныйтаможенный комитет издал указ об упрощении порядка ввоза в страну бытовойтехники и запчастей к ней (более 50 наименований, на которые приходится 10—15%всех импортных платежей). При этом импортные пошлины по новому законодательствубудут уплачиваться импортерами авансом, что призвано повысить объем импортныхплатежей в бюджет.

Поскольку реальное измерение динамики цен затрудняется получением надежных данных о расходах естественных монополий, руководством страны в рамках перехода на международные стандарты учета разработан новый подход к формированию показателей финансовой деятельности хозяйствующих субъектов — обязательное выделение в качестве отдельного участка бухгалтерии подразделения налогового учета[7].

Отменена льгота по налогу на прибыль компаний, осуществлявших в отчетном году капиталовложения в модернизацию и обновление оборудование[8]. 

Налог на прибыль, согласно ст. 25 НК РФ, должен уплачиваться по методу начислений — так называемому «по отгрузке»[9]. 

Институт банкротства наделяется дополнительными правами на необходимые процедуры в рамках разрабатываемого нового закона о банкротстве[10].

Извсего вышесказанного можно сделать некоторые выводы. Первый — что с введением вдействие ст. 25 НК РФ государственные преобразования по установлениюэффективного ценообразования должны проводиться с учетом известного принципамеханизма Вогельсона—Финсингера, когда действия фирмы в один временной периодопределяют даваемые ей регулирующими органами возможности развития в следующемпериоде. Например, информация об издержках компании в одном периоде служитосновой для введения ограничения в следующем периоде. Соответственно цены,объем выпуска и издержки фирмы в первом периоде определяют, какие ценырегулирующие органы разрешают использовать фирме в следующем периоде.

Второй— довольно ясно прослеживается линия на проведение государственной политикиподдержки конкуренции, причем направленной не только  на сдерживание тарифов и цен, но и  на облегчение входа на рынок потенциальных конкурентов, в том числеиностранных.

Опыт западных стран[11]  показывает, что введение режима благоприятствования конкуренции – сложная задача, ее реализация требует большой подготовительной работы. Так, например, регулирующие органы должны располагать информацией об издержках и спросе, для того чтобы конкуренция сыграла роль механизма, ведущего к оптимальности.

Кто следит за ценами?

Госкомстатом России ежегодноразрабатываются формы федерального государственного статистического наблюденияза динамикой цен. Ниже, в таблице 14, приводится Табель такого наблюдения, который  подготовлен по состоянию на 10.12.2000 г. Кроме годовыхпоказателей динамики цен и тарифов Госкомстатом России проводятся такжеединовременные обcледования, а также ведомственные статистические наблюдения,утверждаемые министерствами и ведомствами в соответствии с предметом ихведения.

Результаты статистического обследования уровня и динамики цен в отраслях производства за 1992—2000 гг. представлены в таблицах 6—13[12]. 

Таблица 6

 Индексы цен на приобретенные промышленными предприятиями основные виды топливно-энергетических ресурсов

(декабрь к декабрю предыдущего года; в процентах; до 1996 г. — в разах)

годы

1994 г.

1995 г.

1996 г.

1997 г.

1998 г.

1999 г.

2000 г.

Электроэнергия

2,5

3,2

145,0

111,1

100,8

119,9

142,9

Теплоэнергия

4,2

3,8

118,9

102,0

98,6

122,5

136,4

Нефть

2,5

3,0

134,1

110,7

91,0

348,8

166,5

Бензин автомобильный

3,1

5,2

128,3

111,4

104,8

289,4

137,7

Топливо дизельное

3,0

3,6

148,7

119,0

97,1

241,8

156,2

Мазут топочный

4,7

3,4

137,7

110,6

112,6

209,1

184,6

Газ естественный

3,5

3,7

106,8

98,9

102,2

110,5

126,1

Уголь для коксования

3,5

2,3

108,4

100,5

123,1

118,2

207,8

Уголь энергетический каменный *

5,1

3,1

142,8

117,5

97,2

105,0

130,3

Уголь бурый

143,1

119,5

102,0

106,6

151,8

*  1994—1996 гг. — уголь энергетический.

Таблица 7

Индексы цен производителей по отраслям промышленности

(декабрь кдекабрю предыдущего года; в процентах; до 1996 г. — в разах)

             годы

1992 г.

1994 г.

1995 г.

1996 г.

1997 г.

1998 г.

1999 г.

2000 г.

Вся промышленность

33,8

3,3

2,7

125,6

107,5

123,2

167,3

131,6

Электроэнергетика

55,1

3,3

3,0

135,4

108,7

102,6

114,4

139,9

Топливная

 

 

 

 

 

 

 

 

промышленность

92,7

3,0

2,9

140,4

111,1

100,8

234,9

155,2

Нефтедобывающая промыш­ленность

100,1

2,9

2,8

124,7

113,2

90,0

249,2

158,0

Нефтеперерабатывающая промышленность

143,5

2,9

3,0

136,6

116,4

112,4

342,3

147,5

Газовая промышленность

13,2

3,9

2,6

227,3

100,2

110,5

122,1

163,1

Угольная  промышленность

61,4

3,5

2,8

129,0

100,8

106,1

132,2

144,3

Черная металлургия

36,2

3,4

2,9

115,7

101,1

111,5

189,2

129,2

Цветная металлургия

52,2

4,0

2,2

112,0

103,1

176,1

215,8

108,7

Химическая промышленность

38,9

3,6

2,7

118,1

104,9

125,9

143,8

126,8

Нефтехимическая промышленность

53,5

3,6

2,7

123,7

110,9

117,1

166,5

135,8

Машиностроение

27,2

3,3

2,8

124,0

108,7

129,2

149,6

128,0

Отдельные номера журналов Вы можете купить на сайте www.5B.ru
Оформление подписки на журнал: http://dis.ru/e-store/subscription/



Все права принадлежат Издательству «Финпресс» Полное или частичное воспроизведение или размножение каким-либо способом материалов допускается только с письменного разрешения Издательства «Финпресс».