Налоговая составляющая в ценах на российскую нефть

и транспортировку сырья до мест отправления потребителям, обезвоживание, обессоливание и стабилизацию, утилизацию промысловых сточных вод, внешнюю перекачку нефти.

Немалая в себестоимости нефти часть расходов, характеризующая платежи и сборы, связанные с недропользовонием, – это разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, названных в лицензии, регулярные платежи за пользование недрами, за геологическую информацию о недрах, сборы за выдачу лицензий и др.

Уровень себестоимости добычи нефти во многом зависит от стадии разработки месторождения. С увеличением сроков извлечения запасов, как правило, растут удельные затраты на добычу, поскольку требуется применение новых, более дорогих способов воздействия на нефтяные пласты. Высокие затраты на извлечение нефти на начальной стадии разработки месторождений часто вызваны удалением места добычи от крупных потребителей, в необжитых местах, в частности в районы Крайнего Севера, Восточной Сибири, где более высокие затраты на транспортную инфраструктуру, социальные и бытовые объекты, на рабочую силу. Значительно возрастают удельные затраты на добычу морской нефти, особенно – арктических морей.

При освоении практически любого месторождения нефти требуется инновационный подход ввиду особенностей залегания сырья, строения пластов, местонахождения добычи, потребительских характеристик полезного ископаемого, сохранения окружающей природной среды и т.п. Это прямо или опосредованно влияет на выбор технических средств для нефтедобычи, в конечном итоге – на себестоимость.

При резком падении цены на нефть осенью 2014 г., когда перед нефтедобывающими странами, компаниями стояла проблема снижения нефтедобычи для изменения ситуации на рынке, добыча в «Роснефти» была сокращена на 1,2 млн т, хотя, по словам ее президента И. Сечина, себестоимость была наименьшей в мире [1]. На Нефтяной неделе в Лондоне (февраль 2016 г.) глава «Роснефти» назвал уровень себестоимости добычи барреля в компании – 2,7-2,8 доллара. Низкая себестоимость добычи при надежной масштабной ресурсной базе позволяет надеяться И. Сечину на поддержание настоящего уровня нефтедобычи (он самый большой среди компаний отрасли) в течение 20–22 лет без проведения крупных геологоразведочных работ и капиталовложений. Директор Фонда энергетического развития С. Пикин считает, что «себестоимость добычи российской нефти – от 5 до 15 долларов за бочку. Так что нефтяная промышленность страны может выдержать и более низкую цену нефти, чем сейчас. Это бюджету выдержать сложно» [2, с. 17].

Особое место в цене на нефть занимает в настоящее время федеральный налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Он был введен Федеральным законом №126-ФЗ в августе 2001 г. взамен трех налогов: отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, акцизов на нефть и стабильный газовый конденсат. Ставки НДПИ установлены статьей 342 Налогового кодекса Российской Федерации в размере до 8% от налоговой базы.

Этот налог является наиболее крупным среди платежей нефтедобывающей отрасли в федеральный бюджет. Он предназначен для предприятий, занимающихся добычей нефти на территории РФ, а также на участках недр территорий, находящихся под юрисдикцией РФ или арендуемых у иностранных государств, или используемых на основании международных договоров. Базой для начисления НДПИ является количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.

Введение НДПИ наряду с экспортной пошлиной некоторыми экономистами считается как сконструированный «налоговый механизм частичной национализации компрадорской ренты… В бюджете появились средства для государственной поддержки совокупного внутреннего спроса» [3, с. 43].

Российская налоговая система в отрасли во многом характеризуется фискальным назначением. Величины применяемых налогов не всегда четко определяемы. Так, НДПИ рассчитывается на основе установленной в соответствии с ним ставки (например, с января 2013 г. она равнялась 470 руб. за тонну добытой нефти) с корректирующими двумя коэффициентами. Один из них характеризует динамику мировых цен на нефть и ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно с учетом среднего за налоговый период уровня цены марки «Юралс» и среднего за этот период значения курса доллара США по отношению к рублю, устанавливаемого Центральным банком России. Второй коэффициент характеризует степень выработанности запасов конкретного участка недр, которая определяется с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равной 0,8 и меньше или равной 1. Этот коэффициент рассчитывается по формуле, учитывающей сумму накопленной добычи нефти по данным Государственного баланса запасов и начальных извлекаемых запасов нефти, утвержденных с учетом их прироста или снижения. Степень выработанности запасов конкретного участка недр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных, утвержденных Госбалансом о полезных ископаемых.

Как видим, расчет НДПИ не отличается простотой и во многом субъективен. Может быть, поэтому Минэнерго России стало проводить эксперимент на пяти месторождениях по замене этого налога для нефтяных компаний на другой налог – налог на финансовый результат.

Не прост и расчет платы за пользование недрами, взимаемой за площадь лицензионного участка, предоставляемого недропользователю, за вычетом площади возвращенной части этого участка. Минимальные и максимальные величины ставок в рублях за один квадратный километр участка недр устанавливаются федеральным органом управления Госфонда недр или его территориальными органами отдельно по каждому участку недр и дифференцированы в зависимости от целей: поиска, оценки месторождений, разведки.

ВЕСТНИК 2016

ВЕСТНИК 2016

Другой вопрос – на сколько стимулируются действующей налоговой системой нефтедобывающие предприятия, в частности малые, доля которых в нефтедобыче в стране постоянно сокращается – с 20% перед приватизацией до 2-2,5% сейчас (примерно до 150 таких предприятий против сотен тысяч в США). В России считаются нерентабельными скважины с добычей 4 т в сутки (таких скважин в стране 25–30 тыс.). За исключением, пожалуй, только Татарстана, где малые предприятия добывают более 20% всей нефти Республики, но примеров по их эффективному использованию немного.

Введение налога на финансовый результат как на новых, так и на старых месторождениях дает стимул работать эффективнее, чем при взимании НДПИ, когда необходимо платить налог вне зависимости от результата. При взимании нового налога появится интерес к разработке сложных месторождений. Однако введение его требует контроля за работой фактически каждой скважины, что в мире существенно ограничивает подобное налогообложение.

В зависимости от категории сложности, для разработчиков таких месторождений устанавливаются льготные дифференцированные ставки налога. Например, для известного Приразломного месторождения нефти, находящегося в мелководной части Печорского моря, утверждена налоговая ставка в размере 15% – вторая категория. При переходе этого месторождения в третью категорию сложности ставка составит уже 10%, а также будут льготы по налогу на имущество. В результате существенно возрастет доходность от освоения данного арктического месторождения нефти. Стимулирующая роль применения льготных ставок НДПИ в освоении арктических месторождений нефти несомненна, и с переходом, например, к налогу на финансовый результат должен применяться альтернативный механизм.

В Постановлении Правительства РФ от 23 сентября 2014г. № 973 «Об утверждении правил расчета средних за истекший налоговый период цен на соответствующие виды углеводородного сырья, добытые на новом морском месторождении углеводородного сырья» говорится (первый пункт Правил), что регулирование порядка определения названных цен осуществляется для исчисления НДПИ. При этом надо учитывать, что на величину ставки НДПИ влияют мировые цены на нефть, во многом определяющие уровни внутренних нефтяных цен.

Налог на добычу полезных ископаемых, как и ряд других налогов промышленных предприятий, имеет существенные недостатки. Уже с вве- дением НДПИ, который напрямую связан с ценой на нефть на мировом рынке, получилось, что его величина не отличается по суточному дебиту скважин. На месторождениях с меньшим дебитом нужно больше тратить на их бурение. Каждая пробурённая скважина стоит 1-2 млн долларов. При разных затратах на добычу одного и того же объема нефти получается, что величина этого налога на 1 тонну оказывается одинаковой [4, c. 14].

Другой недостаток НДПИ заключается в том, что величина взимаемого налога практически не зависит от конечного (финансового) результата работы предприятия (компании). На парламентских слушаниях по налогообложению в нефтяной отрасли в марте 2015 г. в Государственной думе замминистра энергетики К. Молодцов высказался о замене НДПИ. О такой замене речь шла на этих же слушаниях при обсуждении законопроекта от Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО).

По оценкам Минэнерго, добыча на действующих месторождениях при существующей системе налогообложения будет равномерно снижаться с 470 млн т в 2014 г. до 348 млн т к 2035 г. Увеличить запасы, получить прирост добычи, привлечь дополнительные инвестиции и увеличить доходы бюджета может стимулирование коэффициента извлечения нефти (КИН), который в России составляет в среднем 35%. В Минэнерго считают, что введение налога на финансовый результат (НФР), который учитывает и динамику мировой конъюнктуры, и экономику разработки месторождений, позволит стимулировать добычу на неразрабатываемых при действующем налогообложении участках недр.

Параметры НФР в законопроекте ХМАО предусматривают фиксированную ставку в 60% от налогооблагаемой базы при сохранении стабильных параметров налоговой системы неизменными. Фактическая налоговая нагрузка на пилотных месторождениях в режиме НФР составит около 80%: 60% – НФР и 20% – налог на прибыль.

В Министерстве финансов РФ полагают, что НФР, как и НДПИ, нельзя считать универсальным налогом, который устраивает всю отрасль и не может быть автоматически тиражирован на все месторождения. Для тех, которые сейчас пользуются льготами (налоговые каникулы, по экспортной пошлине, специальные режимы по шельфу и трудноизвлекаемым запасам) режим НФР создаст более высокую нагрузку; для выработанных месторождений, которые пользуются понижающими коэффициентами для НДПИ

(как, например, известное Ромашкинское), также будет отрицательный эффект.

С применением НФР в качестве универсального отраслевого налога в Великобритании и Норвегии после отмены роялти (аналог российского НДПИ), как известно, выросли налоговые поступления в бюджеты за счет налогообложения прибыли нефтедобывающих компаний.

По указанию Председателя Правительства РФ Д.А. Медведева, одобрившего в марте 2015 г. введение НФР в пилотных проектах, должен быть разработан соответствующий законопроект с целью привлечения малых нефтегазовых предприятий при льготном режиме налогообложения к разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Известно, что добыча нефти из таких месторождений в 2014 г. составила 29 млн т (4% общего объема). Но при ограничении импорта необходимого оборудования в Россию из-за технологических санкций Запада этот объем нефтедобычи к 2020 г. может снизиться до 26 млн т. При увеличении импортозамещения отечественным оборудованием иностранных аналогов добыча нефти возрастет. Как предусмотрено в новой Энергетической стратегии России на период до 2035 г., к 2025 г. – до 40 млн т, к 2039 г. – до 80 млн т [5].

Как свидетельствуют предварительные оценки, преимущества этого налога заключаются в следующем:

– начиная с 2016–2017 гг. достигается увеличение добычи нефти;

– по сравнению с действующим налогообложением прирост налоговых поступлений только по 17 пилотным проектам составит около 1 триллиона рублей;

– выпадающие доходы возможны только на этапе тестирования.

Замена НДПИ потребует обоснования формулы расчета величины добавленного дохода, что, очевидно, должно сделать Минэкономразвития России. Пока же НДПИ предусмотрен в период по 2017 г. включительно, о чем свидетельствуют Положения социально-экономического прогноза Минэкономразвития на 2015–2017 гг.

Замена НДПИ на налог на добавленный доход (или на финансовый результат) целесообразна с учетом следующего.

• 1.    Из недр, как известно, извлекается жидкость, состоящая из нефти (50-60% объема), воды (30-40%) и попутного газа (~10%). Соотношение различается по месторождениям. В зависимости от района добычи, с 1т нефти получается, например, от 25 до 800 м³ нефтяного попутного газа (НПГ), реализация которого увеличивает объем продаж и доход.

• 2.    НПГ, представляющий собой смесь газов и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов из нефтяных скважин и из пластовой нефти при ее сепарации, содержит до 10–12 полезных ингредиентов. Но он часто сжигается (особенно на отдаленных месторождениях) для получения тепло- и электроэнергии, в то время как некоторые его компоненты сейчас импортируются.

• 3.    Мировые цены на отдельные компоненты НПГ столь высоки, что нередко окупают затраты не только на их получение, но и на добычу нефти. При использовании НПГ вырабатывается наиболее дешевый сжиженный природный газ (СПГ), получающий всё более широкое применение в производстве и быту.

• 4.    При одинаковом объеме добычи нефти новый налог окажется существенно больше НДПИ, при котором учитывается только стоимость добытой нефти.

Многие считают налоги в нефтяной отрасли чрезмерными, неоправданными – по назначению. В среднем по стране изъятие из всей выручки от продажи товаров – немногим более трети ее величины (считается высоким), в нефтяной же промышленности – примерно 2/3 при 28–32% за рубежом [4, c. 15]. Очевидно, что в настоящее и ближайшее время, учитывая экономическое положение в стране, весьма низкие цены на нефть и роль налоговых поступлений в федеральный бюджет от нефтяной отрасли, речь о снижении налоговой составляющей в цене на нефть может вестись только в случаях применения пониженных ставкок НДПИ для стимулирования добычи нефти в особых условиях. В результате корректирования налогового маневра была увеличена налоговая нагрузка в нефтяной отрасли в целях пополнения федерального бюджета, что, очевидно, будет в самом ближайшем будущем, учитывая сокращение нефтегазовых доходов. Через год-два соотношение экономической и фискальной (налоговой) частей цены на российскую нефть вряд ли существенно изменится. Обе составляющие будут возрастать в абсолютных величинах. Минфин РФ намерен увеличить налоги с нефтяных компаний для покрытия дефицита федерального бюджета. В ближайшее время, не говоря о среднесрочной перспективе, продолжится рост удельных текущих затрат на добычу нефти. При этом наиболее влиятельными окажутся следующие факторы.

• 1.    Увеличение разработки небольших месторождений, часто истощенных, ранее оставленных из-за высоких удельных затрат при добыче.

  ВЕСТНИК 2016

  
  

  ВЕСТНИК 2016

  
  

• 2.    Значительное расширение добычи на месторождениях (участках недр) с трудноизвлекаемыми запасами, в т.ч. в Восточной Сибири, на континентальном шельфе.

• 3.    Освоение запасов в районах, где нужно создавать транспортную и бытовую инфраструктуру, что удорожает рабочую силу, увеличивает общие издержки.

• 4.    Вовлечение в хозяйственный оборот весьма дорогих запасов нефти в Арктике.

• 5.    Требуемое время при действии санкций США, Евросоюза и других стран для преодоления имеющегося технологического отставания от западных государств при добыче углеводородов, особенно трудноизвлекаемых запасов, и при сервисном обслуживании нефтяных компаний, в котором более чем четверть работ в России выполняют транснациональные и другие иностранные компании и организации.

При экспорте нефти в цену включается вывозная пошлина, величина которой устанавливается по результатам мониторинга среднемесячной цены на нефть на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья.

Таможенные пошлины на сырую нефть, вывозимую с территории Российской Федерации, были введены в начале 1992 г. При этом на каждую тонну устанавливалась ставка в экю, которая менялась (первая ставка равнялась 25 экю). Однако это не зависело от изменения мировых цен на нефть. Например, в середине 1990-х гг. экспортная пошлина снижалась, несмотря на рост мировых цен в эти годы. Внутренние цены на нефть не зависели от мировых цен. После экю пошлины считались в евро на 1т нефти, начиная с февраля 2002 г. – в баллах в размере 8,0 за 1т, самая высокая ставка была с сентябре 2008 г. в размере 495,9 долл.

При значительной изменчивости мировой цены на нефть существенно менялись и таможенные пошлины. Например, в 2011г. они пересматривались 12 раз, их уровни были: минимальный – 317,5 долл. с января, максимальный – 462,1 долл. с июня, что соответствует самой высокой цене 147 долл. за баррель, перед начавшимся ее резким падением. Конкретная вели- чина таможенной пошлины на экспортируемую нефть исчисляется как разница между ценой по экспортным контрактам и ценой приобретения оптовых партий нефти на внутреннем рынке. В соответствии с существующей методологией образования таможенных пошлин в России динамика мировой цены нефти определяет уровни внутренних нефтяных цен.

Правительство страны регулирует величину ставок вывозных таможенных пошлин на сырую нефть и нефтепродукты, устанавливаемые на календарный месяц. Согласно принятному налоговому маневру, начато поэтапное сокращение вывозных таможенных пошлин. Так, вывозная пошлина на сырую нефть в последнее время составляла: в декабре 2015 г. – 88,4 долл. за баррель, в январе и феврале 2016 г., соответственно, – 73,3 и 52,0 долл., или снижение по отношению к декабрьскому уровню на 17,1% и 41,2%. Снижается вывозная таможенная пошлина и на высоковязкую нефть, составлявшую в феврале 2016 г. 5,9 долл. за баррель.

Механизм определения ставок пошлин прописан в Постановлении Правительства РФ от 29.03.3013 № 276 (ред. от 30.11.2015) «О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на сырую нефть и отдельные категории товаров, выработанных из нефти». Предполагается, что новый механизм применения экспортных пошлин будет опробован в 2017 г., когда намечается замена НДПИ и оценка результатов эксперимента по новому варианту налогообложения.