Минфин предложил повысить налоги для нефтяных месторождений, которые пользуются льготами по НДПИ и экспортной пошлине, а также изменить параметры налога НДД. Нефтяники используют льготы неэффективно, объяснил министр Силуанов

Максим Богодвид / РИА Новости

Минфин планирует отменить налоговые льготы для нефтяных компаний, которые носят «неэффективный характер», а также увеличить поступления от налога на дополнительный доход (НДД), рассказал в среду глава ведомства Антон Силуанов, передает корреспондент РБК.

Речь идет об отмене льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для выработанных месторождений, участков с вязкой и сверхвязкой нефтью, а также «определенных льгот по экспортным пошлинам», которые получали зрелые месторождения, рассказал министр. Что касается НДД, Минфин предложил поменять его параметры так, чтобы «восстановить выпадающие доходы бюджета до уровня, о котором договаривались при введении режима».

НДД — новый налог для российских нефтяников, он тестируется с 2019 года на отдельных месторождениях крупнейших компаний в рамках эксперимента. Нефтяники много лет добивались введения налога, который позволит учитывать экономику месторождений и разрабатывать даже сложные нерентабельные запасы, и в 2018 году договорились с Минфином обо всех параметрах НДД.

В будущем компании предлагали заменить рентный налог НДПИ (база для него — стоимость всей добытой нефти) на НДД (больше похож на налог на прибыль), но Минфин предлагал дождаться результатов первого года тестирования. Они разочаровали ведомство: по мнению Минфина, нефтяники недоплатили в бюджет 213 млрд руб.

, а заместитель министра финансов Алексей Сазанов назвал НДД «самой большой ошибкой в своей карьере».

«Логика наша заключается в том, что льготы должны стимулировать новые инвестиции. Мы видим, что при предоставлении этих льгот никаких инвестиций новых не происходит», — объяснил Силуанов.

Министр отметил, что даже в условиях сделки ОПЕК+ о сокращении поставок на сложных месторождениях идет активная добыча, «потому что там льготы действуют, а на обычных месторождениях, где нет льгот, не добывается».

Минфин договорился поменять порядок предоставления льгот по месторождениям, связанным со сложной добычей, и предлагает им перейти на НДД, рассказал Силуанов.

Доход бюджета от такого перехода он оценил примерно в 100 млрд руб., изменение параметров самого налога — в 80 млрд руб., отмену льгот по вязким нефтям — также в 80 млрд руб.

, а отмену льготы по экспортной пошлине для зрелых участков — примерно в 30 млрд руб.

Об инициативе Минфина изменить НДД и отменить льготы по НДПИ для выработанных месторождений стало известно в августе этого года, тогда же главы крупнейших компаний пожаловались на эту идею президенту Путину, писал «Коммерсантъ» (у РБК также есть копия письма).

По оценкам компаний, корректировка налога на дополнительный доход (НДД) и льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) за десять лет приведут к снижению добычи нефти на 600 млн т, падению доходов бюджета на 4,5 трлн руб. и потере 35 тыс. рабочих мест.

Минфин предложил нефтяникам новые льготы

Vasily Fedosenko / Reuters

Минфин определился с корректировками режима налога на дополнительный доход (НДД) для нефтегазовой отрасли.

Планируемые изменения в этот, по сути, преференциальный формат налогообложения определенных месторождений в пятницу, 29 октября, представил замминистра финансов Алексей Сазанов на закрытом заседании специальной рабочей группы при Госдуме по налогообложению нефтяной отрасли.

Позиция ведомства сформулирована в письме Сазанова председателю комитета Госдумы по бюджету и налогам Андрею Макарову (есть у «Ведомостей»). Минфин распространил документ между участниками рабочей группы перед заседанием.

Согласно письму Сазанова, ведомство готово включить в режим дополнительный пул месторождений в Западной Сибири (третьей и четвертой групп, всего их пять, согласно нынешним параметрам режима, подробнее о том, как устроена система сбора налога для каждой из них, – см. во врезе) при условии, что они соответствуют определенным критериям.

Во-первых, так называемый базовый профиль добычи нефти – т. е. объем, который компания собирается извлекать после вывода участка на проектную мощность, – должен быть не ниже показателя, утвержденного Роснедрами в последней проектной документации.

Иными словами, Минфин требует, чтобы компания добывала не меньше нефти, чем изначально планировала, когда подавала последнюю заявку на разработку месторождения.

Таким образом будет достигаться главная цель введения режима НДД, пояснил «Ведомостям» один из участников обсуждения, – рост объемов добычи нефти.

могут стать кандидатами на перевод на НДД

Второй критерий – положительный суммарный бюджетный эффект на пятилетнем горизонте и далее.

Компании должны представить в Минфин финансовые модели, где потоки обязательных платежей после перевода месторождений на НДД должны быть не ниже той суммы, которую получает бюджет при налогообложении скважин в действующем режиме, уточнил другой собеседник «Ведомостей», также входящий в рабочую группу.

Поскольку удельная нагрузка на каждый извлеченный баррель в рамках НДД ниже, чем по общим правилам, по сути, компании должны взять на себя обязательство нарастить добычу до того уровня, при котором бюджет не будет терять деньги от предоставления льгот, пояснил источник.

Третий критерий – порог по выработанности месторождений, претендующих на включение в НДД. Для третьей группы выработанность должна быть не ниже 50%, а для четвертой – не выше 1%.

Минфин при этом готов рассматривать просьбы на включение месторождения в НДД лишь в пределах определенной квоты, следует из письма Сазанова.

Для месторождений третьей группы в качестве ограничения выступает объем добычи – он должен быть не более 15 млн тонн в год. То есть в общей сложности все компании могут подать заявки на извлечение нефти в размере, не превышающем эту планку. По сути, участникам рынка предлагается распределить квоту самостоятельно – примерно в соответствии с вкладом каждой компании в соглашение ОПЕК+.

Для месторождений четвертой группы Минфин предусмотрел другой вид ограничений. Размер квоты для этих участков привязан к запасам. Их общая на отрасль сумма не должна быть выше 300 млн тонн. По словам участника рабочей группы, исходя из этого критерия, добыча еще около 15 млн тонн в год может быть льготирована, судя по предварительным расчетам Минфина.

Представитель Минфина подтвердил «Ведомостям» предложение отрасли этих критериев. По его словам, ведомство согласилось расширить режим НДД только при условии выигрыша для бюджета. Это было принципиально важным при анализе представленных в Минфин моделей.

Ведомство обязательно будет мониторить, как компании исполняют свои обязательства, заявленные при переводе на НДД. Всего компании представили в Минфин пакеты документов по 72 лицензионным участкам, которые могли бы стать кандидатами на перевод на НДД.

Представитель Минэнерго сказал «Ведомостям», что 29 октября была озвучена общая позиция обоих ведомств. Он добавил, что реализация этих предложений позволит нарастить добычу и увеличить собираемость налогов.

Критерии, предложенные Минфином, говорят сами за себя, полагает партнер EY Марина Белякова. Первый обеспечивает качество входной информации, так как на практике профиль добычи, на который опираются компании, может не совпадать с официально утвержденным.

Второе условие, по сути, вводит кумулятивный положительный эффект для бюджета за пять лет, при этом в первые несколько лет могут быть выпадающие доходы, отметила она.

Важно, как этот эффект будет описан в кодексе, но в целом замысел ясен – с учетом того, что риски все равно сохранятся, предусмотрены квоты, которые ограничивают льготируемую добычу, резюмировала Белякова.

Режим НДД заработал с 2019 г. для четырех групп участков. Первая и вторая в основном включают месторождения в Восточной Сибири и на Каспии, третья – зрелые месторождения Западной Сибири, четвертая – новые месторождения этого же региона. Впоследствии появилась пятая группа в рамках «арктических преференций».

В отличие от НДПИ новый налог взимается с финансового результата – с дохода от продаж сырья за вычетом расходов на добычу и логистику. Ставка НДД – 50%. Налог был введен для того, чтобы стимулировать компании добывать нефть на выработанных месторождениях, а также инвестировать в разработку новых скважин.

Но перевод месторождения на режим НДД не означает автоматическую отмену НДПИ по этим участкам недр. Фактически компания одновременно платит оба налога, но ставка НДПИ существенно понижается – в среднем на 40%.

По ряду месторождений рентабельность оказывается выше, если применять режим НДД, чем если просто платить НДПИ по полной ставке.

Сложилась ситуация, когда расширение НДД нужно решительно всем вовлеченным сторонам, уверен партнер налоговой практики PwC в России Андрей Солдатенко.

Минфину нужно гарантировать стабильность налоговых поступлений, добывающим компаниям требуется поддерживать целевой уровень рентабельности, а отрасль в целом не потеряет долю на мировом рынке, пояснил эксперт.

«Речь не идет о том, чтобы давать новые льготы для месторождений, рентабельных в действующих налоговых условиях. Задача – найти возможности простимулировать разработку новых и действующих месторождений, которые сейчас нерентабельны.

И при этом соблюсти баланс интересов нефтяных компаний и консолидированного бюджета», – пояснила «Ведомостям» руководитель рабочей группы, заместитель председателя комитета по бюджету и налогам Государственной думы Ольга Ануфриева.

Основные задачи рабочей группы – донастроить режим НДД и расширить его применение, убрать технические нестыковки, которые были выявлены за два года действия режима, отмечает партнер, руководитель департамента налогового и юридического консультирования КПМГ в СНГ Михаил Орлов.

Необходимо определить такие параметры для включения в периметр НДД новых участков, чтобы, с одной стороны, стимулировать добычу, с другой – не спровоцировать потери бюджета, подчеркнул Орлов. Представители «Роснефти», «Лукойла», «Газпром нефти», «Татнефти», «Сургутнефтегаза», «Русснефти» не ответили на запрос «Ведомостей».

Генеральный директор «Ассонефти» (объединяет независимые нефтедобывающие компании) Елена Корзун сообщила «Ведомостям», что в настоящее время на территориях, в которых режим НДД может быть расширен, добывает нефть небольшое количество независимых нефтяных компаний, причем ни одна из них не использует НДД.

По ее словам, в ассоциации рассчитывают на меры поддержки разработки малых месторождений и месторождений, на которых возможно применение новых технологий добычи.-

Режим НДД заработал с 2019 г. для четырех групп участков. Первая и вторая в основном включают месторождения в Восточной Сибири и на Каспии, третья – зрелые месторождения Западной Сибири, четвертая – новые месторождения этого же региона. Впоследствии появилась пятая группа в рамках «арктических преференций».

В отличие от НДПИ новый налог взимается с финансового результата – с дохода от продаж сырья за вычетом расходов на добычу и логистику. Ставка НДД – 50%. Налог был введен для того, чтобы стимулировать компании добывать нефть на выработанных месторождениях, а также инвестировать в разработку новых скважин.

Но перевод месторождения на режим НДД не означает автоматическую отмену НДПИ по этим участкам недр. Фактически компания одновременно платит оба налога, но ставка НДПИ существенно понижается – в среднем на 40%.

По ряду месторождений рентабельность оказывается выше, если применять режим НДД, чем если просто платить НДПИ по полной ставке.

НДПИ. Почему эти 4 буквы так важны для российских нефтяников

Нефтедобывающая отрасль для РФ является одной из наиболее значимых и крупных в стране. Львиная доля налоговых поступлений формируется благодаря добыче нефти и газа.

Для целей налогообложения нефтянки создан ряд особенных механизмов, один из которых НДПИ.

В этом материале попробуем разобраться, что из себя представляет данный инструмент, как он отражается на результатах деятельности нефтегазовых компаний и каковы его перспективы.

Что такое НДПИ

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — основной инструмент налогообложения добывающих отраслей РФ. Для нефтегазового бизнеса он является одной из крупнейших статей расходов.

НДПИ в случае с нефтью взимается с каждой тонны добытых углеводородов и представляет собой определенную плату за пользование недрами. Полученные от нефтедобывающих компаний средства направляются в федеральный бюджет.

Тем самым происходит своеобразное перераспределение средств за пользование недрами в пользу граждан страны и государства в целом.

• Как считается НДПИ
• В общем виде формула его расчета выглядит так:
• НДПИ на тонну добытой нефти = Ценовой коэффициент (Кц) * Стандартная ставка НДПИ — Коэффициент особенности добычи (Дм)
• Ценовой коэффициент (Кц) ежемесячно рассчитывается ФНС на основании цены нефти марки Urals и курса доллара США. Его формула выглядит так:
• Ценовой коэффициент (Кц) = (Цена барреля Urals в долларах — 15) * Курс доллара США / 261

На март 2019 г. ценовой коэффициент составлял 12,72, то есть за каждую тонну добытой нефти нужно было уплатить 11 690 руб. без учета корректировок.

Стандартная ставка НДПИ с 1 января 2017 г. установлена в размере 919 руб. за тонну добытой нефти. В 2016 г. она была на уровне 857 руб.

Коэффициент особенности добычи (Дм) — самый сложный элемент, состоящий из большого количества компонентов. Его суть в учете различных коэффициентов, характеризующих степень выработанности конкретных участков и залежей, а также величины запасов конкретных участков недр, степени сложности добычи, географии региона и свойств нефти. Он выглядит следующим образом:

Дм = Кндпи x Кц x (1 — Кв x Кз x Кд x Кдв x Ккан) — Кк — Кабдт — Кман x Свн

Кндпи — с 2016 г.

установлен на уровне 559 руб; Кц — ранее отмеченный ценовой коэффициент; Кв — коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов; Кз — коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр; Ккан — коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти; Кд — коэффициент, характеризующий сложность добычи; Кдв — коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья; Кк — с 1 января 2019 г. установлен в размере 428 руб.; Кабдт — коэффициент, характеризующий надбавки за автомобильный бензин и дизельное топливо; Кман — коэффициент, учитывающий влияние экспортной пошлины; Свн — коэффициент, характеризующий добычу сверхвязкой нефти.

Разбираться в этой части формулы довольно сложно и долго, к тому же нужно знать особенности добычи на том или ином месторождении. Но если кто-то хочет вникнуть поглубже, вот ссылка, здесь все подробно расписано.

Для более быстрой оценки можно учесть в структуре коэффициента особенностей добычи (Дм) лишь показатель Кк, зафиксированный на уровне 428 руб. на 2019 г.

Этот коэффициент оказывает заметное влияние на итоговый результат и входит в итоговую формулу со знаком плюс, тем самым увеличивая налог.

Остальными коэффициентами для проведения неглубокой консервативной оценки можно пренебречь так как они преимущественно снижают итоговый показатель.

Модифицированная формула выглядит так:

НДПИ на тонну добытой нефти = Ценовой коэффициент (Кц) * Стандартная ставка НДПИ (919 руб.) + Фиксированный показатель (Кк)

По итогам 2018 г. средний размер НДПИ при добыче нефти составлял 12 468 руб. за тонну добытых углеводородов без учета коэффициента особенностей добычи.

1. В совокупности самое большое значение при расчете показателя занимает ценовой коэффициент, С учетом того что базовая ставка НДПИ устанавливается регуляторно и спрогнозировать ее изменение крайне сложно, то основными факторами изменения НДПИ можно считать цены на нефть Urals и курс доллара США.
2. Так, рост рыночной цены Urals на $1 за баррель нефти при цене выше $15 за баррель (без учета особенностей добычи) приводит к росту ставки НДПИ на $3,52 за тонну.
3. Почему НДПИ важен для нефтегазовых компаний

НДПИ можно назвать наиболее значимым налогом для нефтяных компаний.

Если стандартный налог на прибыль составляет 20% от прибыли до налогообложения, то на платежи по НДПИ пришлось около 27,4% от выручки Роснефти или 347,9% от чистой прибыли за весь 2018 г. Для Татнефти доля НДПИ в выручке по итогам 2018 г.

составила 31% от выручки или 134,3% от чистой прибыли. В таких масштабах даже незначительное увеличение коэффициентов при расчете НДПИ может существенно сказаться на результатах нефтяных компаний.

Важный момент заключается в способе взимания налога. Налогооблагаемой базой считается тонна добытой нефти без учета издержек на ее получение. Это означает, что по мере выработки легкодоступных и высокомаржинальных месторождений влияние НДПИ на результаты нефтедобывающих компаний будет усиливаться, что в конечном счете может привести к замедлению объемов добычи.

Налог на добычу полезных ископаемых также выступает одним из средств перераспределения денежных средств добывающих компаний. К примеру, в 2018 г. на фоне освобождения Газпрома от выплаты дивидендов в размере 50% от чистой прибыли, коэффициент в расчете НДПИ для компании был поднят с 1,4022 до 2,055. Тем самым бюджет нивелировал выпадающие от недостаточных дивидендов средства.

Что будет с НДПИ

С 1 января 2019 г. в силу вступил так называемый «налоговый маневр». Налоговый маневр представляет из себя постепенный рост НДПИ при одновременном снижении экспортной пошлины (еще один значительный сбор с нефтяников). Как заявляется, смысл данного закона в снижении зависимости российского бюджета от цен на нефть.

Происходить это будет путем последовательного введения поправочных коэффициентов: от 0,167 в 2019 г. до 1 в 2024 г. для НДПИ и от 0,833 в 2019 г. до 0 в 2024 г. для экспортной пошлины.

•  Экспортная пошлина. Сколько стоит вывезти нефть из России 
• Дополнительные доходы от НДПИ в результате налогового маневра, по расчетам авторов инициативы, составят 10,8 трлн руб.

Другой важный момент: с 1 января 2019 г. стартовал пилотный проект нового налога — Налога на дополнительный доход (НДД). Предполагается, что налогооблагаемой базой для нового сбора будет не добыча компаний в натуральном эквиваленте, а выручка от продажи углеводородов за вычетом определенных затрат, связанных с добычей, подготовкой и транспортировкой углеводородного сырья.

НДД должен снизить взимаемый НДПИ вплоть до 40% для ряда месторождений и сделать инвестиции в низкопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы экономически обоснованными, что поддержит объемы добычи. Нужно отметить, что НДД не может применяться ко всем месторождениям, новый налог подходит только для запуска определенных новых и ряда уже зрелых месторождений.

На текущем этапе проект налога введен для нескольких месторождений, а ставка установлена в размере 50%. В случае получения позитивных результатов от введения нового налога, НДД может быть получить более широкое распространение, а объемы взимания НДПИ снизятся.

Вложиться в нефтянку

БКС Брокер

Новый налог на дополнительный доход от добычи углеводородов

Федеральным законом от 19.07.2018 года № 199-ФЗ внесены изменения в Налоговый кодекс, согласно которым вводится новая глава 25.4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья». Она устанавливает особенности расчета, исчисления и уплаты налога на дополнительный доход, а также определяет фискальные условия добычи углеводородного сырья с учетом разработки месторождений.

• Нововведение вступает в силу с 1 января 2019 года.
• Дополнительным доходом от добычи углеводородного сырья на участке недр признается расчетная выручка от реализации сырья, добытого на определенном новой главой участке недр, уменьшенная последовательно на величину фактических расходов по добыче и на величину расчетных затрат.
• Что относится к углеводородам
• К углеводородному сырью относятся следующие виды добытых полезных ископаемых:

• нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная;
• газовый конденсат, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку;
• газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (попутный газ);
• газ горючий природный, за исключением попутного газа.

По освоению участка недр в целях добычи такого сырья относятся следующие виды деятельности:

• по поиску и оценке месторождений углеводородного сырья, разведке, добыче (извлечению из недр) углеводородного сырья;
• по транспортировке углеводородного сырья;
• по подготовке углеводородного сырья — разделение любой смеси в газообразном и (или) жидком состоянии, содержащей углеводородное сырье, на производные смеси, содержащие отдельные виды углеводородного сырья; доведение углеводородного сырья (в том числе на мощностях третьих лиц) до качества, при котором такое сырье признается товаром;
• по хранению углеводородного сырья;
• по созданию объектов утилизации (переработки) попутного газа;
• по сдаче в аренду лицу, оказывающему услуги (выполняющему работы) налогоплательщику, связанные с осуществлением одного или нескольких перечисленных видов деятельности.

Объект налогообложения

Налог будет касаться четырех типов месторождений. Так, объектом налогообложения признается дополнительный доход от добычи углеводородного сырья на участке недр, отвечающем хотя бы одному из следующих требований.

1.Участок недр расположен полностью или частично:

• в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, Ненецкого автономного округа;
• севернее 65 градуса северной широты полностью или частично в границах Ямало Ненецкого автономного округа;
• в пределах российской части (российского сектора) дна Каспийского моря.

2 Участок недр расположен на территории Российской Федерации и включает запасы углеводородного сырья месторождения, указанного в примечании 8 к единой Товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза по состоянию на 1 января 2018 года.

Обратите внимание: Федеральный закон от 19.07.2018 г. № 201-ФЗ предусматривает освобождение от вывозных таможенных пошлин отдельных категорий товаров, получаемых при осуществлении деятельности по добыче углеводородного сырья, подпадающих под применение данного налога на дополнительный доход.

3. Участок недр расположен полностью или частично в границах Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Республики Коми, в границах, ограниченных прямыми линиями, соединяющими по порядку точки участков недр с установленными географическими координатами (ст. 333.45 НК РФ).

При этом к участкам недр устанавливаются требования к степени выработанности запасов нефти.

Налоговая база

Налоговая база определяется обособленно по каждому участку недр. При этом дополнительный доход от добычи углеводородного сырья или убыток, полученный на одном участке недр, не увеличивает (не уменьшает) налоговую базу для другого участка недр.

В статьях 333.47 и 333.48 Налогового кодекса закреплен порядок признания расходов по добыче углеводородов.

Расчетная выручка от реализации углеводородного сырья, добытого на участке недр, рассчитывается за календарный месяц и определяется по формуле, установленной статьей 333.46 Налогового кодекса.

Размер налоговой ставки – 50 %.

Налог рассчитывается как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы. При этом налог не может быть менее суммы минимального налога, рассчитанного в соответствии со статьей 333.55 Налогового кодекса.

1. Отчетность
2. Налоговым периодом признается календарный год.
3. Организации-недропользователи должны представить декларацию по итогам налогового периода не позднее 28 марта года, следующего за истекшим годом.
4. Снижены ставки акцизов
5. Кроме того, рассматриваемым законом предусмотрено снижение ставок акцизов с 1 июня по 31 декабря 2018 года:

• на автомобильный бензин класса 5 с 11 892 до 8213 рублей за тонну;
• на дизельное топливо с 8258 до 5665 рублей за тонну;
• на средние дистилляты с 8662 до 6665 рублей за тонну.

Также уточняется порядок исчисления НДПИ при добыче газового конденсата и природного газа, и установлен порядок определения коэффициента, характеризующего уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья.

Рекомендация Р-94/2018 — ОК Нефтегаз «Налог на дополнительный доход»

• ФОНД «НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕГОСУДАРСТВЕННЫЙ
• РЕГУЛЯТОР БУХГАЛТЕРСКОГО УЧЁТА«БУХГАЛТЕРСКИЙ МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР»
• (ФОНД «НРБУ «БМЦ»)
• Принята ОК Нефтегаз 2018-11-12
• РЕКОМЕНДАЦИЯ Р-94/2018-ОК Нефтегаз «НАЛОГ НА ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ДОХОД»
• ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМЫ

С 1 января 2019 года в соответствии с Федеральным законом от 19.07.2018 N 199-ФЗ вступает в силу новая глава Налогового кодекса РФ 25.4  «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья» (далее – НДД). В соответствии со статьей 333.45 НК объектом налогообложения по налогу признается дополнительный доход от добычи углеводородного сырья. Дополнительный доход рассчитывается как разница между расчетной выручкой от реализации углеводородного сырья и фактических расходов по добыче этого сырья. Статья 333.46. определяет порядок определения расчетной выручки от реализации углеводородного сырья. Статья 333.47. устанавливает состав фактических расходов по добыче этого сырья. Глава 25.4 находится в составе главы 25 НК РФ «Налог на прибыль организаций». НДД вводился с целью повышения эффективности налогообложения добычи полезных ископаемых и экономически в определенной степени заменяет собой налог на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ).

Организация–плательщик НДД должна определить подходы к бухгалтерскому учету НДД. В частности, ей необходимо решить такие вопросы, как его признание, классификация, представление в отчете о финансовых результатах, применимость стандартов, регулирующих схожие вопросы, соотношение учетной политики в отношении НДД с порядком учета налога на прибыль, НДПИ и других налогов.

В нормативных документах, регулирующих порядок ведения бухгалтерского учета и отчетности в Российской Федерации (РСБУ), отсутствуют положения, прямо предусматривающие порядок учета НДД и отражения его в бухгалтерской (финансовой) отчетности. В соответствии с п. 7.1.

ПБУ 1 «Учетная политика организации» в случае если по конкретному вопросу ведения бухгалтерского учета в федеральных стандартах бухгалтерского учета не установлены способы ведения бухгалтерского учета, то организация разрабатывает соответствующий способ исходя из требований, установленных законодательством Российской Федерации о бухгалтерском учете, федеральными и (или) отраслевыми стандартами. При этом организация, основываясь на допущениях и требованиях, приведенных в пунктах 5 и 6 Положения, использует последовательно следующие документы:

1. а) международные стандарты финансовой отчетности;
2. б) положения федеральных и (или) отраслевых стандартов бухгалтерского учета по аналогичным и (или) связанным вопросам;
3. в) рекомендации в области бухгалтерского учета.»

Текст ПБУ 18, а также IAS 12 не содержит ответ на вопрос об учете и отражении в отчетности НДД. Международный Комитет по интерпретациям финансовой отчетности (IFRIC) отказался дать рекомендации по налогам, которые входят в сферу применения МСФО (IAS) 12 «Налоги на прибыль». Среди прочего, аргументация, которая сопровождала решение IFRIC, включала в себя следующее:

(a) «термин «налогооблагаемая прибыль» подразумевает понятие чистой, а не валовой суммы»; а также

(b) «поскольку налогооблагаемая прибыль не совпадает с прибылью по бухгалтерскому учету, налоги не должны основываться на величине, которая точно отражает прибыль, которая находится в рамках [МСФО 12]. Последнее указывает также на требование, содержащееся в МСФО (IAS) 12, раскрывать объяснение взаимосвязи между налоговыми расходами и бухгалтерской прибылью».

Таким образом, на настоящий момент времени отсутствует нормативное регулирование данного вопроса как в РСБУ, так и в МСФО, что требует разработки Рекомендации негосударственным субъектом регулирования бухгалтерского учета.

РЕШЕНИЕ

1. Налог на дополнительный доход (далее — НДД) признается в том отчетном периоде, в котором имеют место факты хозяйственной жизни, обусловливающие возникновение объекта налогообложения.

2. НДД классифицируется в качестве расхода по обычной деятельности и учитывается в целях отчета о финансовых результатах при формировании показателя «Прибыль до налогообложения».

3. НДД представляется в отчете о финансовых результатах в качестве самостоятельной статьи расходов по обычной деятельности либо включается в состав других статей этих расходов в зависимости от существенности и принятых организацией подходов к структурированию статей отчета. Организация должна применять единые подходы к представлению в отчете о финансовых результатах НДД и НДПИ.

4. Отрицательная разница между принимаемой для расчета налога выручкой и расходами, подлежащая учету в целях налогообложения в следующих периодах, может формировать отложенный налоговый актив, учитываемый аналогично порядку, предусмотренному для формирования отложенного налогового актива по налогу на прибыль в отношении переносимого на будущие периоды убытка.

ОСНОВА ДЛЯ ВЫВОДОВ

НДД – гибридный налог: с одной стороны, он вводился как более совершенный способ рассчитать налоговую нагрузку на добычу вместо налога на добычу полезных ископаемых НДПИ, с другой, база налога представляет собой некую расчетную разницу между доходами и расходами. В силу гибридного характера НДД обладает отдельными чертами налога на прибыль и вместе с тем имеет множество черт, отличающих его от налога на прибыль.

Основное сходство НДД с налогом на прибыль заключается в том, что объектом налогообложения являются доходы за вычетом расходов. Исходя из этого НДД следовало бы учитывать в том же порядке, в каком учитывается налог на прибыль.

В международной практике известен похожий налог – Australian Petroleum Resource Rent Tax. Подход в GAAP Australia предусматривают применение в отношении этого налога такого же порядка учета, который применяется к налогу на прибыль.

Вместе с тем, есть ряд обстоятельств, имеющих значение для методологии бухгалтерского учета, которые отличают НДД от налога на прибыль и от его аналогов, в том числе от австралийского налога.

Подобные налоги в нефтяной отрасли, которые рассматриваются как налоги на прибыль, как правило, сводятся к дополнительной ставке налога на прибыль для нефтяных компаний. В отличие от них НДД не заменяет собой налог на прибыль и не является дополнительной суммой или ставкой по налогу на прибыль.

Он принимается при расчете налога на прибыль в качестве расхода как любой другой расход (как например НДПИ).

В отличие от австралийского налога, в налоговую базу которого входят фактические доходы и расходы, в базу по НДД входит расчетная «выручка» и значительная часть расчетных «расходов».  Налоговая база имитирует некую расчетную нетто сумму доходов и расходов по отдельно взятому участку недр. Расчетные выручка и расходы определяются исходя из фактической добычи, а не из продаж.

База по налогу на прибыль (Налогооблагаемая прибыль / налоговый убыток) определяется IAS 12 как «прибыль (убыток) за период, определяемая (определяемый) в соответствии с правилами налоговых органов, в отношении которой (которого) уплачиваются (возмещаются) налоги на прибыль.

»  Как указано в основе для выводов австралийского регулятора, ссылка на налог на прибыль является циклической к п.2 IAS 12, что затрудняет применение этих определений.  Там же указано, что «налогооблагаемая прибыль» предполагает нетто сумму, т.е. налогооблагаемые доходы минус налоговычитаемые расходы.

При этом из контекста стандарта следует, что речь идет о фактических доходах и расходах.

База по НДД не соответствует определению IAS 12 для Taxable profit:  Налогооблагаемая прибыль может отличаться от бухгалтерской прибыли из-за разных периодов признания тех или иных фактических доходов или расходов (временные разницы), либо из-за их непризнания (постоянные разницы).  Но если разницы возникают из-за того, что это просто другие (расчетные) суммы, то нельзя описать природу этих разниц в терминах IAS 12. 

Такой порядок определения сумм налога больше напоминает НДПИ (в расчете этого налога также участвует фактическая добыча) нежели налог на прибыль. Из тех фактических расходов, которые включаются в расчет базы НДД, не все из них являются таковыми на самом деле.

  Все расходы, которые нельзя напрямую привязать к лицензионному участку (далее – ЛУ), распределяются по определенной методике, т.е. тоже являются расчетными. В обществах с несколькими ЛУ, как правило, нет расходов, которые можно напрямую увязать с ЛУ.

НДД похож на НДПИ тем, что в расчет доходов и части расходов, которые включаются в базу, используются данные фактической добычи. НДД – модифицированная версия НДПИ. Это налог, который взимается с каждой тонны добытой нефти и ГК.

  Отличие сводится к более сложному расчету налога с этой добычи.

Фактические доходы и расходы по ЛУ с НДД входят в базу по налогу на прибыль в обычном порядке (в т.ч. фактические расходы, которые были включены в расчет НДД). Раздельный учет по участкам недр для целей налога на прибыль не ведется. Никаких изменений в правилах по налогу на прибыль нет – кроме как появления нового вида налоговычитаемого расхода, взамен части НДПИ.

Главной особенностью порядка учета, предусмотренного IAS 12 и ПБУ 18, является признание отложенных налоговых активов и обязательств, определяемых исходя из временных разниц.

При этом временная разница определяется как разница между балансовой стоимостью актива и обязательства и его налоговой величиной.

В силу правил расчета НДД, предусмотренных НК РФ, определение налоговой величины активов или обязательств в целях расчета временных разниц и отложенных налогов в основном не применимо в отношении НДД. Например, если балансовая стоимость основного средства составляет 100 руб.

, при этом налоговая величина этого основного средства с точки зрения налога на прибыль составляет 80 рублей, то налогооблагаемая временная разница составляет 20 руб. по налогу на прибыль. При этом невозможно определить, что должно считаться налоговой величиной этого же основного средства с точки зрения НДД.

Кроме того, поскольку НДД принимается в расчет в качестве расхода в целях определения налога на прибыль организации, объекты учета, связанные с НДД, влияют на показатели учета налога на прибыль.

Если предположить признание в отношении НДД отложенных налоговых активов и обязательств, то такие ОНА и ОНО должны в свою очередь служить основанием для признания временных разниц и производных ОНА и ОНО в целях налога на прибыль.

Такое двуступенчатое признание отложенных налогов значительно затруднит понимание экономического смысла показателей финансовой отчетности ее пользователями.

IAS 12 определяет «Accounting profit» и «Taxable profit».  Из контекста стандарта и требований НК РФ следует, что Accounting profit – это прибыль до налога отчитывающейся организации, а Taxable profit – налогооблагаемая этой организации как юридического лица.

Однако НДД облагается не вся прибыль экономического субъекта, а локальный финансовый результат, ограниченный определенными доходами и расходами. НДД применяется к отдельным пилотным ЛУ, т.е. к каким-то частям деятельности юридического лица.

  Нельзя говорить о том, что база НДД является Taxable profit этого юр лица.

НДД экономически взаимоувязан с НДПИ и экспортной пошлиной, являясь в определенной степени их заменителем. Для пилотных ЛУ снижается сумма НДПИ.  Т.е. в рамках одного юр. лица будут ЛУ с обычным НДПИ и ЛУ со сниженным НДПИ + НДД.

Если НДД исключать из операционной прибыли, получится, что у компаний с ЛУ на НДД эффективность лучше, чем у компаний без НДД, просто потому что они не включают этот расход в расчет – и для сопоставимости пользователям придется НДД добавлять обратно в операционную прибыль.

Для аналитических целей, при сравнении доналоговой прибыльности ЛУ, в себестоимость добычи следует включать и НДПИ, и НДД.  ЛУ могут отличаться по прибыльности из-за отличий между НДПИ и НДД, но не из-за того, что один из этих элементов из себестоимости просто исключен.

Таким образом НДД в большей степени похож на расход, который по подобию НДПИ, должен входить в себестоимость соответствующих объемов добытой нефти, с которых он рассчитан (и в стоимость соответствующих остатков запасов).

Как было отмечено выше, положения IAS 12 и ПБУ 18 в части определения временных разниц и отложенных налогов, не применимы в отношении НДД. Но есть одно исключение. Это предусмотренная НК РФ возможность переноса на будущие периоды убытка. В отношении этого убытка может признаваться отложенный налоговый актив в порядке, предусмотренном IAS 12 (или ПБУ 18).

Что касается порядка учета текущего налога на прибыль (без учета вопроса отложенных налогов), то он не отличается от общих подходов к учету расходов организации. В этой связи для учета НДД не имеет принципиального значения выбор между применением ПБУ 18/02 и IAS 12 (в части учета текущего налога) либо применением ПБУ 10/99 «Расходы организации» (аналог ПБУ 10 в МСФО отсутствует).

В отношении представления НДД в отчетности основным вопросом является выбор одного из двух вариантов: представление НДД как расхода, формирующего показатель прибыли до налогообложения, или представление его наряду с показателями налога на прибыль после прибыли до налогообложения в качестве статьи, формирующей чистую прибыль.

Учитывая приведенную выше аргументацию, в особенности то, что НДД платится не со всей прибыли, а с ее части, а также то, что НДД принимается в качестве расхода в целях налогообложения прибыли, первый вариант представляется лучше отражающим характер этого налога с точки зрения формирования финансовых результатов организации.

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

Режим НДД предполагает снижение суммарной величины налогов, зависящих от валовых показателей, то есть налога на добычу полезных ископаемых и вывозной таможенной пошлины на нефть, и введение налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, величина которого зависит от величины расчетного денежного потока от деятельности по разработке отдельного участка недр с учетом сложившихся на мировых рынках цен на углеводородное сырье нефть и фактически понесенных и оплаченных капитальных и операционных затрат на его добычу.

НДД учитывает экономику разработки месторождений углеводородного сырья за весь инвестиционный период в зависимости от доходности конкретного участка недр в отдельности.

Данные изменения позволят перераспределить фискальную нагрузку и перенести основную ее часть на более поздние этапы разработки месторождений, то есть после выхода месторождения на проектную мощность, что создаст благоприятные условия для введения в разработку низкорентабельных месторождений углеводородного сырья, содержащих в том числе трудноизвлекаемые запасы.

В зависимости от результатов внедрения НДД при реализации пилотных проектов будут рассматриваться возможности его корректировки и расширения периметра применения.

В соответствии с бюджетным законодательством НДД зачисляется в федеральный бюджет по нормативу 100%. Данные поступления обеспечат финансирование социально-значимых программ в сферах образования, здравоохранения, пенсионного обеспечения, демографии.

Реформа налога для нефтяных компаний предполагает частичную замену НДПИ новым налогом на добавленный доход. Ставка НДД составит 50%, а взимать его будут с дохода от продажи нефти за вычетом экспортной пошлины, сниженного НДПИ, расходов на добычу и транспортировку. Переход на эту систему носит добровольный характер.

Сформирован перечень пилотных проектов по НДД в Западной Сибири из 35 лицензионных участков, разрабатываемых «Роснефтью», ЛУКОЙЛом, «Газпром нефтью», «Сургутнефтегазом» и независимыми нефтяными компаниями.

15 из 35 пилотных проектов достались «Роснефти». Большинство из них находится в ХМАО, и только участки «Газпром нефти» — в Ямало-Ненецком автономном округе.

Согласно письму Текслера, совокупный уровень добычи по участкам «Роснефти» в 2016 году составил 6,13 млн т, ЛУКОЙЛа (семь участков) — 2,73 млн т, «Сургутнефтегаза» (шесть участков) — 2,32 млн т, «Газпром нефти» (четыре участка) — 2,77 млн т.

В эксперимент также попали один участок «РуссНефти» (добыча в 2016 году составила 0,067 млн т) и два участка независимых компаний с совокупным объемом добычи 0,74 млн т нефти.

Если эксперимент оправдает себя, то НДД будет понятным механизмом налогообложения по всей отрасли, позволяющим прогнозировать инвестиции в разного рода проекты, вне зависимости от региона и обводненности месторождения.

14.12.2018, 20:03 | 11051 просмотров | 1500 загрузок