О вопросах реформирования налогообложения нефтедобычи (Е.В. Грызлова, "Официальные материалы для бухгалтера. Комментарии и консультации", N 4, февраль 2008 г.)

О вопросах реформирования налогообложения нефтедобычи

В настоящее время в Российской Федерации в целом закончено формирование основ современной налоговой системы. При осуществлении налоговой реформы особое внимание было уделено модификации налогообложения углеводородного сырья и, в частности, переходу в 2002 г. от оборотных налогов к НДПИ, что позволило устранить проблему трансфертного ценообразования, а с 1 января 2007 г. - в качестве совершенствования налогообложения доходов от добычи нефти - к дифференцированному обложению НДПИ. Основные цели, которые ставились разработчиками механизма дифференциации, - создание равноконкурентных и справедливых условий деятельности нефтедобывающих предприятий, а также обеспечение рационального недропользования. Конкретные задачи подразумевали экономическое стимулирование недропользователя к разработке месторождений со сложными природно-геологическими условиями, а также месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки: применению современных методов увеличения нефтеотдачи и, наконец, разработке новых месторождений. За время работы над законопроектом выдвигались разные как по количеству, так и по содержанию критерии и факторы дифференциации. Тем не менее результатом работы заинтересованных министерств и ведомств стало принятие Федерального закона от 27.07.06 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации". Указанным Законом с 1 января 2007 г. установлена нулевая ставка НДПИ по нефти при освоении новых месторождений и добыче сверхвязкой нефти, а также предложен механизм (формула) установления понижающего коэффициента к НДПИ при разработке месторождений со степенью выработанности свыше 80%.

Так, для определения налоговой базы и ставки НДПИ на нефть была введена фиксированная ставка - 419 руб. за 1 т. добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. Действие данной специфической ставки закреплено законом на постоянной основе. При этом для расчета ставки НДПИ по выработанным месторождениям в формулу расчета вводятся дополнительные корректирующие коэффициенты, характеризующие динамику мировых цен на нефть и степень выработанности запасов конкретного участка недр, устанавливаемые с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на данном участке. Так, налоговая ставка 419 руб. за 1 т. добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), который определяется в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, устанавливаемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1 согласно следующей формуле:

                           Кв = (3,8-3,5) х N : V,

где N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;

V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С, и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.

Если степень выработанности запасов участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, то коэффициент Кв принимается равным 0,3.

В иных случаях коэффициент КЕ принимается равным 1.

При этом степень выработанности запасов участка недр (Св) должна рассчитываться налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С] и Со по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г. Рассчитанный в указанном порядке коэффициент Ке округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

Для новых месторождений установлена ставка НДПИ 0% по нефти при условии достижения накопленного объема добычи 25 млн. т. на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 10 лет или равен 10 годам для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых и не превышает 15 лет или равен 15 годам для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых с даты государственной регистрации соответствующей лицензии на пользование недрами, при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.

Для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2007 г. и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2007 г. меньше или равна 0,05, налоговая ставка 0 руб. в отношении количества добытого на конкретном участке недр полезного ископаемого применяется до достижения накопленного объема добычи нефти 25 млн. т. на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 10 лет или равен 10 годам начиная с 1 января 2007 г. при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.

Таким образом, 2007 г. стал первым годом применения на практике механизма дифференциации, и в связи с этим целесообразно рассмотреть эффективность его реализации для бюджета страны и для самих недропользователей.

Как известно, отдачу от введения первого этапа дифференциации НДПИ в виде обеспечения добычи на уровне 50-60 млн. т. нефти в год ожидается получить не ранее чем через 10-15 лет. При этом на первом этапе предоставляемые недропользователям льготы приведут к значительным выпадающим доходам из бюджета страны, в частности предполагается, что только по старым месторождениям они будут в пределах 50-70 млрд. руб.

Так, в текущем году в связи с введением нулевой ставки НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях сумма выпадающих доходов консолидированного бюджета составит 4,4 млрд. руб., а по выработанным месторождениям, с учетом применения понижающего коэффициента, - 21,0 млрд. руб.

Если говорить о том, какие вопросы возникают у налогоплательщиков в связи с началом реализации Закона N 151-ФЗ, они касаются преимущественно применения налоговых льгот по НДПИ. Особое внимание следует обратить на следующие нормы данного Закона.

Согласно Закону N 151-ФЗ соответствующие льготы применяются только при наличии прямого учета количества добытой нефти на конкретном участке недр.

В соответствии с п. 2 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым методом посредством применения измерительных средств и устройств или косвенным методом (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье). Согласно ст. 339 НК РФ при прямом методе требуется использование измерительных средств и устройств в отношении соответствующего количества добытого полезного ископаемого. Косвенный метод заключается в определении количества добытого полезного ископаемого по данным о его содержании в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье. При косвенном методе не учитываются фактические потери полезного ископаемого.

При прямом методе фактические потери учитываются как разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. При косвенном методе фактические потери включены в расчетные данные содержания полезного ископаемого в минеральном сырье. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В то же время Законом N 151-ФЗ предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях и месторождениях с выработанностью 80% и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти, т.е. по каждому участку недр, предоставленному налогоплательщику в пользование.

Таким образом, при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр.

Одним из рассматриваемых вариантов применения указанных льгот, по мнению налогоплательщиков, является поочередная по времени подготовка нефти из разных участков недр на одной установке подготовки и поочередное измерение количества нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной с помощью узла коммерческого учета на выходе данной установки подготовки. Для реализации данной схемы подготовки организуются раздельный сбор нефти с различных участков недр, ее раздельное накопление в резервуарах на входе установки подготовки и поочередная подача через автоматизированный узел переключения (синхронизированный с узлом учета) на блок подготовки нефти, на выходе которого организуется измерение количества обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти отдельно с каждого участка недр. Данный вариант предлагается реализовать на основании проекта, прошедшего метрологическую экспертизу. Процедуру накопления нефти, переключения потоков, подготовки, измерения количества нефти и администрирования учета предлагается описать в регламенте, согласованном с соответствующими надзорными органами. Определение количества нефти предлагается производить на выходе установки подготовки с использованием систем измерения количества и показателей качества нефти, полностью отвечающих требованиям действующей нормативно-технической документации к коммерческому учету нефти. Так возможно ли применение данной схемы подготовки и учета для целей применения понижающего коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр, при расчете НДПИ в соответствии с Законом N 151-ФЗ?

Необходимо отметить, что в соответствии со ст. 56 НК РФ нормы законодательства о налогах и сборах, определяющие основания, порядок и условия применения льгот по налогам и сборам, не могут носить индивидуального характера. Законом N 151-ФЗ предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях и на месторождениях со степенью выработанности 80% и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти и, следовательно, при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр.

Поскольку согласно нормам главы 26 "Налог на добычу полезных ископаемых" НК РФ применение коэффициента выработанности возможно только при раздельном учете подготовки добываемой нефти до требований стандарта по конкретным участкам недр, а также принимая во внимание сложившуюся практику подготовки нефти из нескольких месторождений на едином технологическом объекте, вопрос применения данного коэффициента для выработанных месторождений решен законодательно.

Федеральным законом от 30.12.00 N 268-ФЗ "О внесении изменений в часть первую и часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и в отдельные законодательные акты Российской Федерации" внесены изменения в п. 4 ст. 342 НК РФ, согласно которым для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям п. 1 ст. 337 НК РФ на едином технологическом объекте, налогоплательщики имеют право применять максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.

В то же время в соответствии с п. 2 ст. 56 НК РФ налогоплательщик вправе отказаться от использования льготы по налогообложению либо приостановить ее использование на один или несколько налоговых периодов.

В целях применения налоговых льгот, установленных пп. 8 и 9 п. 1 и п. 4 ст. 342 НК РФ (в ред. Закона N 151-ФЗ), используется понятие "участок недр". Согласно ст. 7 Закона РФ от 21.02.92 N 2395-1 "О недрах" (с изм. и доп. от 01.12.07) участок недр предоставляется пользователю в соответствии с лицензией на пользование недрами для добычи полезных ископаемых в виде горного отвода - геометризованного блока недр. При этом на основании ст. 12 указанного Закона в лицензии на право пользования недрами отражаются пространственные границы (топографический план) участка недр, предоставляемого в пользование. Таким образом, для целей главы 26 НК РФ участок недр принимается в виде геометризованного блока, определенного конкретной лицензией.

Что касается применения налоговой ставки 0% при добыче сверхвязкой нефти, здесь необходимо иметь в виду следующее: в соответствии с пп. 9 п. 1 ст. 342 НК РФ налоговая ставка 0% применяется при добыче сверхвязкой нефти из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа х с (в пластовых условиях), при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр. Таким образом, НК РФ установлена необходимость определения показателя вязкости нефти в пластовых условиях, т.е. по конкретным пластам. В связи с этим при условии использования прямого учета количества добытой нефти налоговая ставка 0% по указанному основанию применяется по отношению к конкретным пластам нефти. Определения вязкости нефти по всем пластам участка недр НК РФ не предусмотрено.

По вопросу применения налоговой ставки 0% в части нормативных потерь необходимо отметить следующее. Согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ при добыче полезных ископаемых в части их нормативных потерь налогообложение производится по налоговой ставке 0% (0 руб. в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении). При этом нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации. Абзацем третьим пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ (в ред. Закона N 151-ФЗ) установлено, что если на момент наступления срока уплаты НДПИ по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, то впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом. В связи с этим законодательство не предусматривает перерасчет НДПИ в случае утверждения нормативов потерь, имеющих отличие (в ту или иную сторону) от предыдущих.

Указанная норма распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2006 г., и с ее введением решена проблема, связанная с утверждением не в срок нормативных потерь полезных ископаемых. Это улучшает положение налогоплательщиков, поскольку в соответствии с постановлением Правительства РФ от 29.12.01 N 921 при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относились к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь и в данном случае не могла применяться нулевая налоговая ставка.

Кроме того, достаточно сложным вопросом является точность определения выработанности запасов, так как от достоверности величины запасов зависит и правильность определения степени их выработанности. Сложность заключается в том, что при определении величины запасов на начальной стадии разработки месторождения может быть допущена существенная неточность как по объективным, так и по субъективным обстоятельствам. На завершающих стадиях разработки оценка запасов становится более точной, но и эта величина не всегда определяется однозначно до тех пор, пока вся нефть не добыта и месторождение не выведено из эксплуатации. Кроме того, данные нефтяных компаний могут не совпадать с данными профильных ведомств.

Федеральным законом от 30.12.06 N 268-ФЗ внесены изменения в части определения степени выработанности запасов (Св) конкретного участка недр. Так, с 1 января 2007 г. Св рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год. предшествующий налоговому периоду в соответствии с п. 4 ст. 342 НК РФ. Определение степени выработанности запасов должно производиться по всему участку недр в целом, пространственные границы которого указаны в лицензии на право пользования недрами, а не по отдельным объектам разработки - пластам, залежам, горизонтам или месторождениям соответствующего участка.

Нормы Закона N 151-ФЗ, по мнению многих экспертов, являются только первым шагом в формировании детализированной и упорядоченной системы налоговых механизмов, разработанных для различных категорий месторождений. Такой подход уже реализован в Великобритании в системе налогообложения доходов нефтяной отрасли, в Норвегии, где большая часть нефтяной и газовой индустрии разделена между компаниями с государственным контролем, в США и Канаде.

В Российской Федерации стимулирующий характер налогообложения в этой отрасли может быть обеспечен только в том случае, если будет введена такая система платежей, которая в максимально возможной степени будет учитывать особенности месторождений. В связи с этим необходимо использовать весь позитивный опыт стран, которые уже внедрили рентные подходы в регулирование отношений государства и недропользователя.

В Российской Федерации до принятия Закона N 151-ФЗ такой подход в совершенствовании налогообложения недропользования, в том числе в части изъятия природной ренты, уже отрабатывался по двум направлениям: дифференциация налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти путем введения различных поправочных коэффициентов и принятие, как альтернативы, принципиально нового налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (далее - НДД), который позволил бы создать условия для инвестирования новых месторождений.

В течение 2002-2003 гг. проект главы НК РФ "Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов" разрабатывался Минфином России. Однако, учитывая отсутствие в законодательстве о недрах концептуальных положений, позволяющих взимать данный налог, соответствующим министерствам финансово-экономического блока было поручено разработать и направить в Правительство Российской Федерации проект указанной главы, с тем чтобы внести данный законопроект в Государственную Думу в 2005 г. и ввести его в действие с 1 января 2006 г. Одновременно с этим предполагалось урегулировать в рамках законодательства о недрах вопросы, связанные с определением критериев, оценивающих горно-геологическую характеристику месторождений полезных ископаемых, дебитность месторождений, качество полезного ископаемого, норму рентабельности и другие технические и экономические характеристики месторождений. Однако данный вопрос до настоящею времени не решен.

Введение НДД неизбежно потребует детализации учета и отчетности недропользователей по отдельным участкам недр, институциональных преобразований (развития горного аудита, независимой экспертизы), широкого использования тендерных процедур, совершенствования системы государственного регулирования в сфере недропользования и, в том числе, эффективной координации действий Минфина России, включая Федеральную налоговую службу, и соответствующих служб и агентств МПР России.

В процессе подготовки редакции проекта главы 33 НК РФ "Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов" были выявлены существенные разногласия по механизму применения НДД на действующих месторождениях из-за отсутствия ведения на них раздельного учета доходов и расходов, связанных с добычей углеводородов, определения расчетных цен в соответствии со ст. 40 НК РФ, которые должны применяться для исчисления данного налога, а также отсутствие эффективного налогового учета по НДД.

Кроме того, в связи с вводом в действие Закона N 151-ФЗ необходимо отметить, что задача стимулирования ввода в эксплуатацию новых месторождений актуальна для сырьевой базы не только отдельных регионов, но и в целом по стране. Именно поэтому так называемые "налоговые каникулы" либо налоговые льготы целесообразно распространить, по мнению экспертов, на все новые месторождения нефти, дифференцируя продолжительность этих "каникул" или ранжируя величину понижающих коэффициентов в формуле расчетов НДПИ в зависимости от определенных признаков, например региона расположения конкретного участка недр. Однако здесь возникает другая проблема, связанная с тем, что границы месторождений часто не совпадают с географическими границами нефтегазоносных провинций и административных округов. Известно, что при определенных геологических, физико-химических условиях, а также при различных методах добычи нефть способна перемещаться в горных породах и пересекать установленные на поверхности границы. Эти не всегда оперативно отслеживаемые процессы в недрах существенным образом влияют на объемы залегания и добычи нефти на тех или иных участках месторождения, расположенных в разных, в том числе с точки зрения налогообложения, нефтегазоносных провинциях.

Таким образом, имеются несколько основных подходов к дальнейшему совершенствованию налогообложения добычи нефти. Однако о дальнейших изменениях в системе налогообложения недропользования в нефтяной отрасли можно будет говорить только после результатов первого этапа дифференциации НДПИ.

Е.В. Грызлова,

консультант Отдела налогов и доходов от использования природных

ресурсов Департамента налоговой и таможенно-тарифной политики

Минфина России

"Официальные материалы для бухгалтера. Комментарии и консультации", N 4, февраль 2008 г.