Налоговое время — Журнал «Сибирская нефть» — №153 (июль-август 2018)

Налоговое время

Нефтяная отрасль протестирует новый налоговый режим

Текст: Екатерина Епрынцева, Ирина Палеес
Фото: Getty Images, Shutterstock
Инфографика: Татьяна Удалова

19 июля президент РФ подписал закон о пилотном введении налога на дополнительный доход (НДД) с 2019 года — его нефтяные компании с нетерпением и надеждой ждали двадцать лет. «Сибирская нефть» разбиралась в том, какие преимущества получат нефтяники от нового налогового режима и почему он так важен для успешной разработки новых активов

Первые редакции законопроекта о переходе на налогообложение финансового результата от добычи углеводородного сырья были подготовлены еще в далеком 1998 году при разработке проекта Налогового кодекса РФ. За все время рассмотрения концепция нового налогового режима видоизменялась несколько раз — от введения НДД с прогрессивной ставкой в зависимости от значения Р-фактора (соотношение накоп­ленных доходов к затратам) до введения налога на финансовый результат (НФР), представляющего из себя аналог налога на прибыль с полным отказом от взимания ключевого для государственного бюджета налога — НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых). Из-за разногласий между государственными ведомствами относительно параметров НДД реформа нефтяной отрасли несколько раз откладывалась.

И вот наконец по итогам практически 20-летнего периода обсуждение концепции ­нового налогового режима завершено. Утвержден итого­вый вариант системы налогообложения финансового результата на базе уплаты НДД, параметры которой согласованы бизнес-сообществом и профильными министерствами. Что же из себя представляет утвержденный режим НДД и чем он отличается от других фискальных платежей в нефтедобыче?

В режиме дохода

Реформа налога для нефтяных компаний предполагает частичную замену НДПИ новым налогом на дополнительный доход. Ставка НДД составит 50%, а взимать его будут с дохода от добытой нефти за вычетом расчетной экспортной пошлины и расходов на транспортировку, а также фактических капитальных и операционных расходов, связанных с разработкой участка недр (см. врез). Это принципиальное отличие от НДПИ — новый налог взимается с финансового результата, а не с выручки и позволяет платить только в том случае, если разработка месторождения оказалась прибыльной.

Что касается налога на добычу полезных ископаемых, то НДД предполагает сохранение НДПИ, но в пониженном размере (в среднем на 60%) в сравнении с общей действующей налоговой ставкой. Кроме того, для участков недр, расположенных в новых регионах и относящихся к так называемым гринфилдам, предусмотрен льготный период уплаты НДПИ. Он предполагает, что в первые годы (до истечения 7 лет для гринфилдов в новых регионах или 2 лет для гринфилдов в традиционных регионах с года, следующего за началом промышленной добычи) ставка НДПИ снижена на величину до 60 и 50% соответственно. Таким образом, в рамках НДД происходит перераспределение налоговой нагрузки с этапа начала промышленной разработки месторождения на этап выхода проекта на окупаемость понесенных затрат. Также в режиме НДД отменяется действие сформированного за последние 10 лет лоскутного одеяла налоговых льгот по НДПИ.

Инесса Яшнева
Инесса Яшнева,
начальник налогового департамента «Газпром нефти»:

Пилотное введение НДД — это одно из самых долгожданных событий для российской нефтяной отрасли. Переход к новой налоговой системе назрел давно, схожие по ­своей механике режимы показали свою эффективность во многих нефтедобывающих странах. От результатов апробации НДД будет зависеть будущее налогообложения отрасли, поэтому выбранным пилотным проектам будет уделяться особое внимание со стороны государства.

Компания активно участвовала в обсуждении основных параметров НДД и положений проектов законодательных актов с целью снятия неопределенностей, связанных с применением нового фискального режима, и учета интересов «Газпром нефти». Новая система начнет действовать уже с 2019 года. Это ставит перед нами амбициозную цель быстрой адаптации методологии, бизнес-процессов и учетных систем к новым налоговым реалиям.

НДД имеет ряд явно выраженных преимуществ по сравнению с действующей налоговой системой. В отличие от налога на добычу НДД основан на показателе дополнительного дохода (по сути — прибыли), объективно отражающем реальную экономическую эффективность разработки конкретного месторождения (лицензионного участка). Новый налог учитывает изменение горно-геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения: по мере истощения месторождения снижается доход и размер налога. НДД стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений, поскольку налог не взимается вплоть до полной окупаемости понесенных затрат, а по­сле­дую­щее налогообложение соответствует показателям доходности. В случае высокомаржинальных проектов применение НДД обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты в пользу государства; одновременно создаются условия для реализации высокозатратных проектов. Кроме того, за счет снижения налоговой нагрузки до момента окупаемости проектов высво­бо­жда­ются дополнительные средства. Таким образом, НДД стимулирует инвестирование в новые эффективные технологии нефтедобычи, что в конечном итоге приведет к увеличению текущего коэффициента извлечения нефти (КИН). По оценкам Минэнерго России, введение НДД позволит увеличить КИН с 27,2 до 35%, а добычу нефти — на 10–12 млн т/год.

Стоит также отметить, что режим НДД в принятой конфигурации не предполагает стимулирование разработки запасов газа и сохраняет налоговую нагрузку по НДПИ для этой категории запасов. То есть применение НДД для участков с преимущественно газовыми запасами может повлечь ухудшение экономической эффективности разработки. Поэтому, принимая во внимание возможность перехода нефтяного проекта со временем в газовую фазу, в новой налоговой системе предусмотрена возможность отказа от дальнейшего применения НДД в случае превышения доли остаточных запасов природного газа 50% относительно суммарных запасов углеводородов.

Расчет НДД

Ставка НДД составит 50%. Взимать новый налог будут с дохода от добычи нефти за вычетом расчетной экспортной пошлины и расходов на транспортировку, сниженного НДПИ, а также фактических капитальных и операционных расходов, связанных с разработкой участка недр (база НДД = расчетная выручка — фактические расходы — расчетные расходы). Главные отличия НДД от налога на прибыль — учет капитальных расходов единовременно в момент оплаты (без начисления амортизации), а также определение прибыли от добычи в разрезе лицензионных участков (а не в целом по компании).

При определении расчетной выручки учитываются объемы добычи всех углеводородов, за исключением природного и попутного газа, закачанного в пласт в целях поддержания пластового давления, и попутного газа, закачанного в пласт на временное хранение. Цена нефти привязана к мировым котировкам сорта Urals (без учета скидок и премий за качество), по природному и попутному газу используются фактические цены реализации.

Фактические расходы учитываются при расчете НДД только в случае их непосредственной связи с разработкой участка недр. Капитальные расходы учитываются по кассовому методу (в момент их оплаты), операционные расходы учитываются по начислению (в момент их осуществления) в соответствии с закрытым установленным перечнем.

Для исключения необоснованного занижения сумм НДД предусмотрен контроль полученных доходов и расходов с точки зрения правил трансфертного ценообразования (т.е. потребуется подтверждать рыночный уровень цен в сделках с аффилированными лицами), а также восстановление сумм ранее учтенных капитальных расходов при позднем вводе, переводе на консервацию или дальнейшей реализации основных средств. Кроме того, предусмотрен минимальный НДД исходя из лимита фактических капитальных и операционных расходов (за исключением налогов) — 7140 рублей за тонну нефти в 2019–2020 годах и 9520 рублей/т с 2021 года. В бюджет уплачивается максимальная из величин — расчетного или минимального налога.

Тестовый периметр

На период апробации нового фискального режи­ма установлен закрытый перечень пилотных участков, в отношении которых возможно применение НДД. Выделено несколько групп пилотов — традиционные и новые месторождения Западной Сибири, а также месторождения новых регионов нефтедобычи (Восточная Сибирь, НАО, север ЯНАО, Каспий) (см. рис.). В традиционных регионах нефтедобычи (ЯНАО, ХМАО, Коми, Тюменская область) выбрано 46 пилотных участков, право пользования которыми в большинстве случаев предоставлено крупнейшим неф­тяным компаниям в РФ. Для новых регионов четкого перечня участков, которые начнут применение НДД с 1 января 2019 года, не установлено, прописаны лишь критерии по выработанности и регионам, а порядок перехода на НДД конкретных участков предполагает волеизъявление недропользователей. В портфеле «Газпром нефти» представлены пилоты всех групп участков.

Условия перехода на НДД в рамках тестового периода

Условия перехода на НДД в рамках тестового периода. Инфографика: Татьяна Удалова

Условное деление пилотов на четыре категории обусловлено порядком перехода участков на НДД и установленными особенностями налогообложения. В частности, наиболее привлекательные условия установлены для участков из новых регионов добычи (1–2 группы). Так, для этих активов применяется освобождение от уплаты экспортной пошлины и региональная льгота по НДПИ на нефть в течение семилетнего периода с года, следующего за началом промышленной добычи. Кроме того, в указанный льготный период все понесенные фактические расходы могут быть учтены без ограничения на установленный в налоге лимит. Учитывая, что многие участки недр разрабатываются уже не первый год, для обеспечения возможности максимального учета понесенных исторических затрат предусмотрено определение исторического убытка по НДД начиная с 2011 года.

Для пилотных участков 4-й группы (новые месторождения в Западной Сибири) также установлены схожие стимулирующие меры в виде применения льготы по НДПИ на нефть и отсутствия лимитирования фактических расходов в течение двухлетнего периода с года, следующего за началом промышленной добычи, а также учет исторических расходов начиная с 2007 года. Для пилотов 3-й группы (браунфилды Западной Сибири) подобные преференции не пред­у­смо­трены ввиду уже зрелой стадии разработки запасов.

Расчет ставки НДПИ на нефть

Расчет ставки НДПИ на нефть. Инфографика: Татьяна Удалова

Масштабные перспективы

Стоит ли ждать дальнейшего увеличения количества пилотов в новых регионах нефтедобычи? Ответ на этот вопрос пока остается открытым. Сейчас обсуждается только расширение периметра пилотов по 4-й группе за счет увеличения суммарной квоты для всех участков по начальным извлекаемым запасам нефти с 51 до 150 млн т. Возможность включения других крупнейших нефтедобывающих регионов (в частности, Оренбургской и Томской областей) будет зависеть от результатов мониторинга экономической эффективности введения НДД как для бюджета, так и для недропользователей.

Для бюджета целью будет рост фискальных поступлений в долгосрочной перспективе от прироста добычи за счет открытия и освоения новых месторождений нефти и вовлечения в разработку нерентабельных в действующей налоговой системе запасов на уже открытых месторождениях. Для недропользователей ключевым ориентиром станет повышение рентабельности зрелых месторождений и новых проектов за счет учета геологических и технологических особенностей их разработки.

Первые итоги внедрения НДД можно будет подводить только через несколько лет. ­Сегодня же нефтяники надеются, что НДД в пилотном режиме оправдает все возложенные на него цели и ожидания и получит возможность распространения на всю нефтяную отрасль. А также позволит за счет мультипликативного эффекта на смежные отрасли экономики (такие, как производство материалов и оборудования, сервисные услуги и пр.) обеспечить устойчивое функционирование экономики страны в целом в долгосрочной перспективе.

Фото: Getty Images, Shutterstock

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ