Проект Федерального закона "О внесении изменений в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации" (подготовлен Минприроды России 22.11.2018)

Проект Федерального закона "О внесении изменений в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации"
(подготовлен Минприроды России 22.11.2018 г.)

Досье на проект

Вносится Правительством Российской Федерации

Проект

Федеральный закон
О внесении изменений в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации

Статья 1

Внести в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000,N 32, ст. 3340; 2002, N 22, ст. 2026; 2005, N 24, ст. 2312; 2006, N 31,ст. 3436; N 52, ст. 5498; 2008, N 48, ст. 5519; 2010, N 31, ст. 4198; 2013,N 30, ст. 4046, N 40, ст. 5038) следующие изменения:

1) пункт 9 изложить в следующей редакции:

"Налогоплательщик, осуществляющий поиски, оценку и (или) разведку месторождений углеводородного сырья на участке недр в соответствии с полученными в установленном порядке лицензиями на пользование недрами, вправе включать расходы на поиски, оценку и (или) разведку месторождений углеводородного сырья в состав расходов, признаваемых для целей налогообложения, в размере фактических затрат с применением к ним коэффициента Кпо, определяемого в соответствии с пунктом 10 настоящей статьи.

2) дополнить пунктом 10 следующего содержания:

"10. К расходам на поиски, оценку и (или) разведку месторождений углеводородного сырья, предусмотренным лицензией и (или) утвержденной в установленном порядке проектной документацией на проведение работ по поискам, оценке и (или) разведке месторождений углеводородного сырья применяется коэффициент Кпо, значение которого равно:

1) 3,5 - в случае, если такие расходы понесены в целях проведения работ по поискам, оценке и (или) разведке новых морских месторождений углеводородного сырья;

2) 1,5 - в случае, если такие расходы понесены в целях проведения работ по поискам, оценке месторождений углеводородного сырья, не относящихся к морским месторождениям углеводородного сырья.".

Статья 2

Настоящий Федеральный закон вступает в силу с 1 января 2020 года.

Президент Российской Федерации

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к проекту федерального закона "О внесении изменений в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации"

Проект Федерального закона "О внесении изменений в статью 261 части второй Налогового кодекса Российской Федерации" (далее - Законопроект) разработан в соответствии с поручениями Правительства Российской Федерации от 01.10.2015 N АХ-П9-6709, 10.11.2015 N АХ-П9-7590 и от 07.04.2016 N АХ-П9-1947 об источниках инвестиций для реализации геологоразведочных работ по арктическим шельфовым проектам, а также в рамках исполнения поручений Правительства Российской Федерации от 12.12.2014 NАХ-П9-9182 о стимулировании геологоразведочных работ и от 01.06.2016 N АХ-П9-35пр о стимулировании геологоразведочных работ на континентальном шельфе Российской Федерации.

Законопроект решает важнейшую государственную стратегическую задачу - создает дополнительный механизм стимулирования геологоразведочных работ, обеспечивая рост инвестиционной активности пользователей недр по поиску и оценке месторождений углеводородного сырья, что, в конечном итоге, будет способствовать повышению степени геологической изученности и дополнительному приросту прогнозных ресурсов углеводородного сырья.

В качестве меры, направленной на стимулирование поисково-оценочных и геологоразведочных работ на континентальной части Российской Федерации и на континентальном шельфе Российской Федерации, предлагается механизм вычетов в виде применения к расходам на поиски, оценку и (или) разведку месторождений углеводородного сырья при определении налогооблагаемой базы по налогу на прибыль повышающего коэффициента Кпо.

Предлагается дифференцированный подход к определению повышающего коэффициента Кпо, учитывающий сложности и рисковость проведения работ на различных месторождениях углеводородного сырья.

Действие повышающего коэффициента как меру государственной поддержки планируется распространить только в отношении видов работ, которые необходимы для открытия новых месторождений углеводородного сырья.

При этом в отношении объектов, расположенных на континентальной части Российской Федерации (на суше), в качестве предельных параметров государственной поддержки геологоразведки предлагается ограничиться применением повышающего коэффициента только к поисковым и оценочным работам. К затратам на поиски и оценку месторождений углеводородного сырья при исчислении налога на прибыль для таких объектов планируется установить Кпо в размере 1,5.

Учитывая низкую инвестиционную привлекательность проектов новых морских месторождений углеводородного сырья, а также сложные технические условия проведения поисково-оценочных и геологоразведочных работ на них, связанные с географическими и климатическими особенностями, в целях стимулирования дальнейшего освоения шельфовых проектов для новых морских месторождений предлагается действующий повышающий коэффициент Кпо, равный 1,5 повысить до 3,5. Кроме того, его предлагается применять не только для поисково-оценочных работ, но и для геологоразведочных работ на таких месторождениях.

Обоснование предлагаемых размеров повышающего коэффициента Кпо приведено в приложении к пояснительной записке.

Законопроект будет способствовать достижению целей и задач, предусмотренных подпрограммой 1 "Воспроизводство минерально-сырьевой базы, геологическое изучение недр" государственной программы Российской Федерации "Воспроизводство и использование природных ресурсов", утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 15.04.2014 N 322.

Законопроект не противоречит положениям Договора о Евразийском экономическом союзе, а также положениям иных международных договоров Российской Федерации.

Принятие и реализация Законопроекта не потребуют дополнительных бюджетных ассигнований.

Приложение
к пояснительной записке

Обоснование предлагаемых размеров повышающего коэффициента Кпо

В настоящее время в соответствии со статьей 261 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) предусмотрен стимулирующий коэффициент 1,5 в отношении расходов, осуществляемых налогоплательщиком на деятельность по геологическому изучению, включающему поиски и оценку новых морских месторождений углеводородного сырья.

Полагаем целесообразным при исчислении налога на прибыль к затратам на поиски и оценку месторождений углеводородного сырья, расположенных на континентальной части Российской Федерации, применять аналогичный повышающий коэффициент (в размере 1,5), а в случае, если расходы понесены в целях проведения работ по поискам, оценке и (или) разведке новых морских месторождений углеводородного сырья применять повышающий коэффициент 3,5.

По данным Государственного баланса Российской Федерации (далее - ГБ РФ) по состоянию на 01.01.2015 суммарные геологические запасы нефти в пределах внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря составляют 5 271,2 млн. т, извлекаемые запасы - 1 329,3 млн. т. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти, приуроченные к перспективным структурам категории С3, составляют 3 588,1 млн. т, категории Д1л - 5 503,4 млн. т.

Более 51 % запасов и ресурсов приходится на долю шельфов трех морей - Каспийского (18 %), южной части Охотского (19 %) и Печорского (14 %), которые относятся ко второй категории сложности согласно классификации, установленной в статье 338 НК РФ.

Наиболее крупные месторождения, в которых по данным ГБ РФ сосредоточено около 60 % извлекаемых запасов нефти морей Российской Федерации, располагаются на шельфе Каспийского (им. В. Филановского - 9,8 % и Центральное - 6,8 %), Карского (Победа - 9,8 %), южной части Охотского (Аркутун-Дагинское - 8,4 %) и Печорского (Долгинское - 17,7 % и Медынское море - 7,3 %) морей.

К числу наиболее разведанных акваторий относится шельф Печорского моря (доля запасов в общей ресурсной базе составляет около 30 %). Степень изученности Каспийского и южной части Охотского морей составляет 19 %, а акватории Балтийского и Карского морей изучены на 15 %.

Добыча углеводородов ведется на шельфах Каспийского, Балтийского, южной части Охотского, Печорского и Карского морей. Стоит отметить, что в Печорском море добыча началась только в конце 2013 года, когда было введено в разработку Приразломное нефтяное месторождение, а на шельфе Карского моря к 2016 г. добыто лишь 0,01 млн. т нефти.

Анализ текущего состояния ресурсной базы показывает:

текущая геологическая изученность внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря достаточно низкая - доля запасов в общей ресурсной базе жидких углеводородов составляет менее 13 %;

общее количество перспективных структур, подготовленных к геологоразведочным работам, превышает 600, извлекаемые ресурсы по категориям C3 и Д1л 9 091,5 млн. т;

всего к 2016 году в разработку введены только 12 месторождений нефти, расположенных в пределах внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря;

доля начальных извлекаемых запасов вовлеченных в разработку месторождений составляет менее 32 % от уже открытых морских месторождений, тогда как на суше этот показатель достигает 85 %.

Таким образом, можно говорить о недостаточной вовлеченности разведанных запасов нефти морских месторождений в разработку.

В соответствии со статьей 11.1 НК РФ, новое морское месторождение углеводородного сырья (далее - НММ) - это месторождение углеводородного сырья на участке (участках) недр, расположенном (расположенных) полностью в границах внутренних морских вод и (или) территориального моря Российской Федерации и (или) на континентальном шельфе Российской Федерации либо в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, дата начала промышленной добычи углеводородного сырья на котором приходится на период с 1 января 2016 года (включая морское месторождение углеводородного сырья, для которого по состоянию на 1 января 2016 года дата начала промышленной добычи углеводородного сырья не определена).

К НММ относится 21 месторождение, доля запасов которых согласно данным ГБ РФ в общих запасах углеводородов континентального шельфа составляет 61,3 %. Новые морские месторождения расположены в акваториях Азовского, Балтийского, Карского, Каспийского, Охотского (южная часть) и Печорского морей.

Следует отметить, что к 2016 году только 81,28 млн. т нефти новых морских месторождений введены в разработку (Приразломное месторождение), что составляет 0,1 % от суммарных запасов НММ.

Низкая изученность внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря повышает риски поисково-оценочных и геологоразведочных работ и требует проведения дополнительных региональных сейсморазведочных исследований, а также бурения поисковых скважин.

Слабая развитость инфраструктуры является дополнительным негативным фактором при организации поисково-оценочных и геологоразведочных работ на акваториях морей Российской Федерации. Объекты работ, как правило, удалены на сотни, а иногда и тысячи километров от ближайших существующих баз.

Анализ данных в части затрат на поисково-оценочные и геологоразведочные работы за счет недропользователей по утвержденным проектам, прошедшим геологическую экспертизу, показал, что в период 2016 - 2025 гг. по всем акваториям морей Российской Федерации планируются инвестиции на уровне 876,18 млрд. руб.

Ввод в разработку морских месторождений в настоящее время затруднен целым рядом негативных факторов, среди которых можно выделить неблагоприятную макроэкономическую ситуацию (низкие цены на нефть) и ограничение доступа компаний к оборудованию и технологиям. Сужение рынка международных компаний, предоставляющих услуги, связанные с освоением морских месторождений, приводит как к удорожанию проектов, так и к увеличению сроков выполнения основных видов работ.

По состоянию на 2016 год на акваториях морей Российской Федерации суммарно добыто 121,8 млн. т нефти, из которых 91 % реализуется в рамках проектов соглашения о разделе продукции. Необходимо отметить, что накопленная добыча по месторождениям, расположенным в пределах внутренних морских вод, территориального моря Российской Федерации, континентального шельфа и российской части дна Каспийского моря, распределена неравномерно, добыча углеводородного сырья ведется только в пределах пяти акваторий.

Основная часть накопленной добычи нефти (110,9 млн. т) приходится на три месторождения Охотского моря, отнесенные к проектам "Сахалин-1" и "Сахалин-2": Чайво, Пильтун-Астохское и Одопту-море. В перспективе ожидается ввод в полномасштабную промышленную разработку в 2017-2018 гг. месторождения Аркутун-Дагинское, что позволит нарастить годовые уровни добычи нефти на 4-4,5 млн. т. Кроме того, в данной акватории расположены многочисленные перспективные структуры (Венинская, Лебединская, Северо-Шмидтовская и др.), ввод которых в разработку намечался на 2015-2020 гг. Однако, в результате изменения экономической ситуации, начало промышленного освоения данных объектов отложено и ожидается не ранее 2021-2025 гг.

Добыча на Кравцовском месторождении (Д-6) - единственном разрабатываемом месторождении Балтийского моря - ведется с 2004 года и по состоянию на 2016 г. достигает 6,8 млн. т. В дальнейшем прогнозируется снижение уровней добычи по месторождению до 0,5-0,6 млн. т в год.

В пределах российской части дна Каспийского моря в настоящее время разрабатывается месторождение имени Юрия Корчагина: по состоянию на 2016 г. суммарная добыча нефти по указанной акватории достигла 3,8 млн. т. В ближайшей перспективе ожидается ввод в разработку месторождения имени Владимира Филановского, а также Западно-Ракушечного месторождения. Это позволит увеличить годовые уровни добычи нефти в пределах российской части дна Каспийского моря до 7-8 млн. т к 2020-2025 гг.

С декабря 2013 года введено в разработку первое новое морское месторождение Печорского моря - Приразломное. За 2015 год добыча нефти составила 0,9 млн. т. В дальнейшем, согласно проекту, ожидается увеличение уровней добычи. Другие месторождения данной акватории, вероятно, не будут введены до 2030 г.

На настоящий момент промышленная разработка нефтяных месторождений, приуроченных к континентальному шельфу других акваторий, не ведется. В то же время, можно ожидать, что к 2030 году в разработку будут введены перспективные структуры Азовского моря (Темрюково-Ахтарский блок) и одно из крупнейших открытых за последнее время месторождений - Победа, расположенное в пределах Карского моря.

Если оценивать перспективу освоения российского шельфа и российской части дна Каспийского моря в целом, то в случае умерено благоприятных экономических условий, можно ожидать ввод в разработку указанных объектов. Это позволит достичь уровня добычи нефти в 20-25 млн. т к 2025 году, что в целом соответствует положениям Энергетической стратегии развития России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 N 1715-р, сформированной при высоких мировых ценах на энергоносители.

Сложившаяся в настоящий момент макроэкономическая ситуация крайне неблагоприятна для высоких и даже средних темпов освоения НММ. Подготовка и ввод в разработку отдельных месторождений сопряжены со значительными техническими, инфраструктурными и экономическими проблемами. При низких ценах на нефть и ограничении на использование зарубежных технологий ввод месторождений в разработку потребует значительно большего количества времени. Из рассмотренных морских месторождений в перспективе до 2020-2025 годов ожидается, что добыча будет вестись (с высокой долей вероятности) только на месторождениях Каспийского моря (им. Корчагина, им. Филановского), Приразломном месторождении в Печорском море и месторождения Балтийского моря. В этом случае возможно достичь уровня добычи нефти к 2025 году порядка 11-13 млн. тонн в год. Ввод в разработку других месторождений в этот период возможен при ослаблении санкционного режима, улучшении макроэкономических параметров и введении дополнительных мер государственного стимулирования поисково-оценочных и геологоразведочных работ.

Возможность использовать часть прибыли от разработки этих месторождений может послужить дополнительным источником финансирования поисково-оценочных и геологоразведочных работ и, как минимум, позволит в перспективе выйти на уровни добычи в 20-25 млн. т к 2025 году, обеспечить налоговые поступления в бюджеты бюджетной системы Российской Федерации и создать ресурсный задел для дальнейшего формирования инфраструктуры, необходимой для освоения НММ.

В целях создания равных стимулирующих условий для месторождений, расположенных на континентальной части Российской Федерации и НММ, целесообразно провести дифференциацию повышающего коэффициента Кпо.

Подобная дифференциация обусловлена тремя основными факторами:

1. Географо-климатические условия проведения работ, влияющие на стоимость и продолжительность работ;

2. Временной фактор, связанный с различными сроками ввода месторождений в разработку;

3. Возможность обеспечить дополнительное финансирование поисково-оценочных и геологоразведочных работ за счет значительного количества разрабатываемых месторождений, приносящих прибыль.

Временной фактор должен учитываться на уровне, не ниже урояня инфляции. Международная практика и отечественных опыт показывают, что в среднем срок от открытия шельфовых месторождений до их ввода в разработку (в благоприятных экономических условиях) составляет от 7 лет (в изученных и обеспеченных инфраструктурой акваториях) до 15 и даже более лет (в новых Арктических акваториях). С учетом степени изученности шельфовых проектов в Российской Федерации и состоянием развития инфраструктуры, средний срок ввода месторождений (с учетом поисково-оценочных и геологоразведочных работ) составляет не менее 12 лет, при продолжительности поисково-оценочного и геологоразведочного этапа в 10 лет.

В Таблице 1 приводятся значения величины инфляции в Российской Федерации и США за период 2000-2015 годов. В Таблице 2 приводится накопленная инфляция за срок проведения поисково-оценочных и геологоразведочных работ по шельфовым и континентальным проектам (при средних сроках ввода в разработку в 5 и 12 лет).

Из Таблицы 2 видно, что, исходя из временного фактора, повышающий коэффициент Кпо к затратам на поисково-оценочные работы для объектов, расположенных на суше, должен составлять не менее, чем 1,5, что согласуется с вышеприведенным предложением об установлении величины повышающего коэффициента Кпо для суши по аналогии со стимулирующим коэффициентом 1,5 к расходам на геологическое изучение недр на НММ в соответствии со статьей 261 НК РФ.

При этом, как следует из Таблицы 2, по месторождениям, расположенным на континентальном шельфе Российской Федерации, повышающий коэффициент Кпо по НММ с учетом временного фактора должен быть не ниже 2,78.

Вместе с тем, сложность и более высокая рисковость поисково-оценочных и геологоразведочных работ на континентальном шельфе требуют большего стимулирования, чем проведения аналогичных работ в традиционных регионах поисков, разведки и добычи углеводородного сырья. С другой стороны, получение геологических данных по ресурсной базе континентального шельфа является не менее значимой задачей, чем повышение изученности континентальной части (суши). Снижение темпов изучения приведет к запаздыванию создания необходимой инфраструктуры, и, как следствие, к возможным потерям будущих бюджетных поступлений.

Оценить соотношения вышеуказанных рисков достаточно сложно, но, если исходить из доли введенных запасов по открытым месторождениям (то есть оценивать только инвестиционные риски, связанные с вводом в разработку месторождений), то можно говорить о том, что на континентальном шельфе Российской Федерации доля введенных в разработку запасов составляет 32% от открытых запасов, а по суше - 85%. Таким образом, на данный момент вероятность открыть инвестиционно низкопривлекательное месторождение на море в 2,6 раза выше, чем на суше. Соответственно, при такой оценке, коэффициенту 1,5 на суше должен соответствовать коэффициент 3,9 для НММ.

Наконец, еще одним подходом к оценке повышающего коэффициента Кпо для шельфовых проектов может служить оценка соотношения проектов, условно приносящих прибыль, к объему ресурсов, требующих доизучения (то есть соотношение объемов нефти, содержащейся в перспективных структурах, к количеству месторождений нефти, введенных в промышленную разработку).

Укрупненный расчет соотношения повышающего коэффициента для морских месторождений и месторождений, расположенных на суше, может быть проведен, исходя из сравнительной оценки объема ресурсов углеводородного сырья, приходящихся на 1 добываемую тонну нефти на месторождениях, вышедших на проектные уровни, и обеспечивающих стабильные уровни добычи на ближайшие 10 лет (степень выработанности составляет от 10 до 55% от начальных извлекаемых запасов нефти). При этом для расчетов берутся только те участки недр, на которых планируется проведение работ на период до 2025 г. Для континентального шельфа в качестве таких объектов рассматривались структуры, расположенные в пределах акваторий, в которых в настоящее время ведется добыча нефти (Балтийское, Каспийское, Охотское (юг), Печерское моря). Расчетное значение повышающего коэффициента Кпо для шельфа определено в Таблице 3.

Из Таблицы 3 видно, что на 1 тонну добытой нефти приходятся следующие объемы ресурсов перспективных структур: в пределах суши - 41,2 т., в пределах шельфа - 103,9 т. Объем ресурсов, отнесенный к добыче в пределах выбранных морских акваторий, превышает аналогичный показатель для месторождений, расположенных в пределах континентальной части (на суше), в 2,5 раза.

Другими словами, для обеспечения равных стимулирующих условий для месторождений, расположенных на суше, и месторождений, расположенных на шельфе, значение повышающего коэффициента Кпо для нефтяных месторождений, расположенных в пределах морских акваторий, должно соответствовать численному значению этого показателя для месторождений, расположенных на суше (1,5), увеличенному в 2,5 раза (3,78).

Таким образом, с учетом всех трех факторов, обуславливающих дифференциацию повышающего коэффициента для шельфа, целесообразно принять Кпо по среднему значению - 3,5.

Таблица 1. Данные об инфляции за 2000-2015 годы

Инфляция, в % к предыдущему году		2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	Среднее за период, в %
																		2000-2015	2008-2015
Россия	Потребительские цены	20,8	21,5	15,8	13,7	10,9	12,7	9,7	9,0	14,1	11,6	6,8	8,4	5,1	6,8	7,8	15,5	10,9	8,2
	Цены производителей	46,4	19,1	11,7	16,4	23,3	20,6	12,4	14,1	21,3	-7,1	12,3	17,7	6,9	3,2	6,7	13,3	13,7	8,9
США	Потребительские цены	3,4	2,8	1,6	2,3	2,7	3,4	3,2	2,9	3,8	-0,3	1,6	3,1	2,1	1,5	1,6	0,1	2,4	1,8
	Цены производителей	5,8	1,1	-2,3	5,3	6,2	7,3	4,7	4,8	9,8	-8,8	6,8	8,8	0,5	0,6	0,9	-7,2	3,7	2,3

Средняя за период 2000-2015 гг. и 2008-2015 гг. инфляция рассчитана как среднее значение 5-летних скользящих средних за 2000-2015 гг. и 2008-2015 гг.

Таблица 2.Накопленная инфляция за срок проведения поисково-оценочных и геологоразведочных работ

Вариант расчета	Инфляция	Годы
		1	2	3	4	5*	6	7	8	9	10	11	12**
Средняя за 2008-2015 гг. (послекризисный период)	8,90%	1,09	1,19	1,29	1,41	1,53	1,67	1,82	1,98	2,15	2,35	2,55	2,78
Средняя за 2000-2015 гг. (долгосрочная тенденция)	13,70%	1,14	1,29	1,47	1,67	1,90	2,16	2,46	2,79	3,18	3,61	4,11	4,67
Данные 2015 года	13,30%	1,13	1,28	1,45	1,65	1,87	2,12	2,40	2,72	3,08	3,49	3,95	4,47
Среднее значение по выбранным вариантам	11,97%	1,12	1,25	1,41	1,58	1,77	1,98	2,22	2,50	2,80	3,15	3,54	3,97

*Год ввода месторождений на суше.

**Год ввода месторождений на шельфе.

Таблица 3. Расчет дифференцируемого повышающего коэффициента для новых морских месторождений

Тип месторождений	Перспективные ресурсы нефти, млн.т.	Прогнозная добыча для месторождений со степенью выработанности 10-55%, млн.т.	Объем ресурсов нефти, приходящийся на 1 т. добываемой нефти, млн. т.	Расчетное значение повышающего коэффициента для шельфа
Месторождения на суше	10 265,3	248,9	41,2	-
Месторождения на шельфе	1 350,3	13,0	103,9	103,9/41,2*1,5 (коэф. для суши) = 3,78

ГАРАНТ:

См. Сводный отчет, загруженный при публикации проекта