Нефтедобывающая отрасль в Российской Федерации является одной из наиболее важных составляющих российской экономики, которая в значительной степени формирует темпы развития страны. Нефтегазовый сектор России обеспечивает доходы бюджета, формирует инвестиционные ресурсы в экономике, задействует предприятия других сфер деятельности для производства, поставки оборудования и оказания услуг предприятиям нефтяной отрасли.

Доля нефтегазовых доходов в структуре бюджета РФ за 2023 г., по данным Минфина РФ, составила 31%, из них нефть и нефтепродукты – 24%, газ – 7%. Структура доходов федерального бюджета РФ представлена на рис. 1.

Рис. 1. Структура доходов федерального бюджета РФ за 2023 г.

Налоговая система нефтегазового сектора России включает, помимо базового режима НДПИ, еще три самостоятельных [7]:

• режим налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД);
• режим налогообложения новых морских месторождений (НММ);
• режим соглашений о разделе продукции (СРП).

Наиболее значимым налогом является НДПИ, который не только оказывает существенное влияние на результаты финансово-­хозяйственной деятельности нефтедобывающих предприятий, но и обеспечивает большую часть поступлений в федеральный бюджет от нефтедобывающей отрасли.

В настоящее время для расчета НДПИ и НДД используется бо́льшая из двух котировок, определяемых агентством Argus, – North Sea Dated минус дифференциал 20 долл./барр., либо средняя цена на базисах FOB Приморск и FOB Новороссийск плюс 2 долл./барр. (расходы на транспортировку до рынков Европы). При этом нефтекомпании последовательно добиваются более экономически обоснованных ценовых маркеров. В частности, «Роснефть» в июне 2024 г. предложила использовать в качестве нового единого индикатора расчета Urals средневзвешенную цену в российских портах за вычетом затрат в размере 3 долл./барр. По мнению «Роснефти», действующий порядок определения цены не учитывает транзакционных издержек, связанных с усложнившейся из-за санкций маршрутизацией платежей, а также затрат на финансирование, возросших в связи с увеличением сроков поступления валютной выручки из-за усложнения цепочки расчетов, усиления контрольных процедур в транзитных банках-­корреспондентах. Однако даже если ценовые маркеры будут изменены, проекты бюджета потребуют донастройки иных параметров нефтяного НДПИ для компенсации выпадающих доходов [27].

Оптимальность налогообложения нефтегазового сектора в целом остается вопросом дискуссионным. Например, ещё с 2015 г. обсуждались инициативы о замене НДПИ на налог на дополнительный доход или налог на финансовый результат [16].

Для снижения зависимости бюджетных поступлений от мировых цен на нефть, Правительством России с 1 января 2015 г. был введен «налоговый маневр», суть которого заключается в постепенном росте НДПИ при одновременном снижении экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты.

В целях стимулирования добычи нефти на низкорентабельных месторождениях, а также разработки новых месторождений, с 1 января 2019 г. введен новый режим налогообложения для нефтяной отрасли – налог на дополнительный доход при добыче углеводородного сырья, особенность которого заключается в следующем:

• применяется только для определенного района добычи нефти;
• налоговой базой является расчетная выручка от реализации нефти, добытой на участке недр, уменьшенная на величину фактических и величину расчетных расходов.

При этом введение в налоговую систему Российской Федерации НДД стало первым опытом применения в нефтяной отрасли механизма, основанного на налогообложении финансового результата [17].

Следует отметить, что введение НДД не отменяет, а только уменьшает величину НДПИ. При этом, в соответствии со ст. 342 НК РФ, устанавливается следующая схема налогообложения нефтяных предприятий:

• нефть, добытая на участке недр, попадающем под критерии налогообложения НДД, облагается НДД + НДПИ (по сниженной ставке);
• нефть, добытая на участке недр, не отвечающем критериям налогообложения НДД, облагается НДПИ в полном объеме.

Для исчисления НДД применяется индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за налоговый (отчетный) период.

Постановлением Правительства РФ от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти.

В данной статье рассмотрена применяемая в нефтяной отрасли система налогообложения, раскрыт механизм формирования налогооблагаемой базы для НДД и порядок расчета индикативного тарифа на транспортировку нефти, а также показана роль индикативного тарифа в обеспечении баланса интересов нефтяных компаний и государства.

Актуальность рассматриваемой темы обусловлена относительной новизной НДД как вида налога и отсутствием прикладных исследований по данной теме.

Принципы налогообложения нефтяной отрасли. Нормативная и законодательная база

Главной характеристикой налоговой системы является объект налогообложения. В мировой практике выделяют два основных направления – налогообложение, основанное на валовых показателях (добыча, выручка) или на финансовых результатах (прибыль, чистый доход) [17]. Существуют различные конфигурации налогообложения нефтегазовой промышленности, описанию которых посвящено значительное количество публикаций [8–17]. Результаты анализа зарубежных систем налогообложения нефтегазового сектора, представленные в ряде источников [21–25], показывают, что во многих странах налоговая система используется в качестве регулятора экономического роста и оптимизации баланса корпоративных интересов и государства с целью осуществления модернизации реального сектора и перехода на инновационный путь развития. В последние годы отчетливо прослеживается тенденция на изменение структуры налогообложения нефтяной отрасли и ее переход от обложения валовых показателей добычи к механизмам, основанным на налогообложении финансового результата.

В Российской Федерации нефтегазовые доходы являются ключевым источником формирования доходной части федерального бюджета. Своего максимального значения за последние 10 лет доля нефтегазовых доходов достигла в 2014 г., когда составила более 51% всех поступлений в бюджет от нефтегазовой отрасли.

Существенный рост доходов на протяжении нескольких лет был обеспечен за счет увеличения объемов добычи и экспорта нефти, повышения на мировом рынке цен на нефть, а также возросшей налоговой нагрузки на нефтегазовый сектор.

За период 2019–2023 гг. доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета страны сохранялась на довольно высоком уровне и составляла в среднем около 35%. Доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета и ВВП России представлена в таблице 1.

Таблица 1. Доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета и ВВП России, млрд руб.

Основными инструментами налогообложения нефтегазовой отрасли служат налог на добычу полезных ископаемых [3] и налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья.

Сравнение структуры нефтегазовых доходов в бюджете РФ за 2023 г. и 6 месяцев 2024 г. приведено на рис. 2.

Рис. 2. Сравнение структуры нефтегазовых доходов в бюджете РФ за 2023 г. и 6 месяцев 2024 г.

В структуре нефтегазовых доходов 2024 г. по сравнению с 2023 г. доля НДПИ снизилась на 2 процентных пункта (п. п.), а доля НДД возросла на 2 п. п.

При этом больший удельный вес приходится на НДПИ в виде углеводородного сырья [20]. Данный налог по своей сути является инструментом по взиманию нефтегазовой ренты.

Важно отметить, что ставка НДПИ почти целиком зависит от экспортной цены на Urals и вообще не учитывает реальный финансовый результат добывающей организации [19].

НДПИ был введен в действие с принятием 26 главы Налогового кодекса с 1 января 2002 г. Для нефтедобывающих компаний он является одной из крупнейших статей расходов, взимается с каждой тонны добытой нефти и представляет собой определенную плату за пользование недрами. Введение НДПИ и привязка экспортной пошлины на нефть к цене нефти марки Urals привели к увеличению налоговой нагрузки нефтедобывающих предприятий и снижению рентабельности.

Проводимая Минфином России реформа налогообложения нефтяной отрасли основной своей целью на среднесрочную перспективу предусматривала снижение ставок экспортной пошлины на нефть с одновременным повышением ставок налога на добычу полезных ископаемых. Реализация данного направления реформы, согласно принятым в 2013–2014 гг. законам, получила название налогового маневра.

В рамках налогового манёвра произошло перераспределение налоговой нагрузки: равномерное на протяжении 5 лет снижение вывозной таможенной пошлины на нефть и нефтепродукты (с 30% в 2019 г. до 0% в 2024 г.) с равнозначным повышением ставки НДПИ.

В итоге таких изменений экспорт нефти станет более выгодным, а цена на углеводороды на внутреннем рынке вырастет, что повлияет на обеспечение исполнения обязанности по уплате взимаемых таможенными органами платежей [18].

Начиная с 2024 г. доходы федерального бюджета от нефтяной отрасли формируются за счет НДПИ без вывозных таможенных пошлин. Динамика изменения НДПИ и вывозной таможенной пошлины за период 2014–2024 гг. представлена на рис. 3.

Рис. 3. Динамика изменения НДПИ и вывозной таможенной пошлины

Доля нефтегазовых доходов в структуре федерального бюджета страны до 2014 г. характеризовалась соотношением НДПИ и экспортной пошлины на уровне 40:60. Однако изъятие ренты за пользование природными ресурсами с помощью налоговых инструментов (НДПИ и экспортная пошлина) не оказывало стимулирующего влияния на повышение эффективности нефтедобычи и сдерживало инвестирование в новые эффективные технологии добычи нефти.

В этой связи потребовалось изменение системы налогообложения нефтяной отрасли, основанное на экономических показателях разработки месторождений, привязанное к финансовому результату, способствовавшее поддержанию инвестиционной активности и сохранению стабильного уровня добычи. Новые принципы налогообложения нефтяной отрасли, учитывая интересы нефтедобычи, должны были одновременно обеспечить сохранение общего уровня бюджетных поступлений.

Проект внедрения НДД был представлен на рассмотрение законодательным органам в 2004 г. В указанном законопроекте предложен вариант шкалы ставок НДД в зависимости от Р-фактора, включающего 6 градаций. В последующем отмечалось, что при применении любой ступенчатой шкалы ставки НДД возникает нежелательный затратный эффект, связанный со скачкообразным изменением ставки налога. В этих условиях недропользователю может оказаться выгоднее любым способом увеличить затраты, чем платить налог по значительно более высокой ставке [5].

В рамках дальнейшего реформирования налоговой системы нефтяной отрасли с 1 января 2019 г. Федеральным законом от 19.07.2018 г. № 199-ФЗ Налоговый кодекс РФ был дополнен главой 25.4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья».

Основной целью введения данного налога является обеспечение оптимального налогообложения нефтяной отрасли и стабильного поступления доходов в бюджет страны.

При этом НДПИ сохраняется, но ставка налога, в соответствии со статьей 342 НК РФ, составляет 1 руб. за 1 т нефти, добытой на участках недр, в отношении которой в течение всего налогового периода исчисляется НДД. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется НДД.

Расчет налогов производится по следующим формулам:

НДПИ = НБ × НС × КНДД, (1)

где: НБ – налоговая база: количество добытой нефти (в тоннах); НС – налоговая ставка, равна 1 руб. за 1 т нефти; КНДД – расчетный коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которых исчисляется НДД.

НДД = НБ × НС, (2)

где: НБ – расчетная выручка от реализации нефти; НС – налоговая ставка (50%).

Порядок определения НДД

Объектом налогообложения НДД признается дополнительный доход, полученный компаниями при добыче углеводородного сырья [6].

Новый налоговый режим установлен для следующих групп месторождений:

• 1 группа: участки недр, расположенные 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 дна Каспийского моря (степень выработанности запасов нефти на участке недр меньше значения или равна значению 0,05);
• 2 группа: участки недр, расположенные на территории РФ и включающие запасы углеводородного сырья месторождения, указанного в примечании 8 к единой товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза по состоянию на 1 января 2018 г.;
• 3 группа: участки недр, расположенные полностью или частично в границах Северо-­Кавказского федерального округа, Сахалинской области, Тюменской области, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа, Республики Коми, Томской области, Омской области (степень выработанности запасов нефти больше 0,8 или равно 0,8);
• 4 группа: участки недр, расположенные севернее 65 градуса северной широты полностью в границах Республики Коми или расположенные полностью или частично в границах Тюменской области, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа, Республики Коми, Оренбургской области, Самарской области, Томской области (степень выработанности запасов нефти на участке недр меньше значения 0,05 или равна значению 0,05);
• 5 группа: участки недр, расположенные полностью или частично севернее 70 градуса северной широты полностью в границах Красноярского края, Республики Саха (Якутия), Чукотского автономного округа (степень выработанности запасов нефти меньше значения или равна значению 0,001).

Постановлением Правительства РФ от 06.06.2022 г. № 1034 правила дополнены следующими регионами добычи нефти: Волгоградская область, Краснодарский край, Новосибирская область, Пермский край, Республика Адыгея, Республика Башкортостан, Республика Калмыкия, Республика Татарстан, Саратовская область, Томская область, Удмуртская Республика и Ульяновская область.

Налог на дополнительный доход от добычи нефти на участке недр рассчитывается по следующей формуле:

НДД = (Вр – Зфакт – Зрасчет) х 50%, (3)

где: Вр – расчетная выручка от реализации нефти; Зфакт – фактические расходы по добыче нефти; Зрасчет – расчетные расходы по добыче нефти.

Порядок определения расчетной выручки от реализации нефти, добытой на участке недр, фактических расходов по добыче нефти на участке недр, учитываемые при налогообложении, а также порядок определения расчетных расходов по добыче нефти регламентируются НК РФ гл. 25.4.

Расчетная выручка от реализации нефти, добытой на участке недр, за календарный месяц (Вр – месяц) определяется по следующей формуле:

Вр-месяц = Цнефть x Vнефть x Р x Кнефть, (4)

где Цнефть – средний за календарный месяц уровень цен нефти сорта Urals на мировых рынках, выраженный в долларах США за баррель, определяемый в соответствии с гл. 26 Налогового кодекса; Vнефть – количество добытой за календарный месяц на участке недр нефти, в тоннах; Р – среднее за календарный месяц значение курса доллара США к руб­лю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации; Кнефть – коэффициент перевода метрических тонн в баррели, равный 7,3.

Фактическими расходами по добыче углеводородного сырья признаются затраты, указанные в ст. 333.47 НК РФ, понесенные налогоплательщиком и непосредственно связанные с деятельностью по освоению участка недр при условии, что они отвечают требованиям признания затрат в соответствии с гл. 25 НК РФ.

Расчетные расходы по добыче нефти складываются из суммы расчетной вывозной таможенной пошлины на нефть и расчетных расходов на транспортировку нефти и определяются по формуле:

Зрасчет = Пр + Тз, (5)

где: Пр – расчетная вывозная таможенная пошлина на нефть; Тз – расчетные расходы на транспортировку нефти.

Величина расчетных расходов на участке недр в виде расчетной вывозной таможенной пошлины на нефть за налоговый (отчетный) период определяется путем суммирования таких расходов за каждый месяц налогового (отчетного) периода.

Величина расчетных расходов на транспортировку нефти за календарный месяц (Тз) рассчитывается по следующей формуле:

Тз = Тинд x Vн, (6)

где: Тинд – индикативный тариф на транспортировку нефти (среднеарифметическая стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти для каждого региона сдачи нефти + стоимость перевалки нефти в танкеры в порту + стоимость транспортировки нефти за пределами РФ), руб. за 1 т; Vн – количество добытой нефти на участке недр в календарном месяце.

Порядок определения индикативного тарифа на транспортировку нефти

Во исполнение поручения председателя Правительства Российской Федерации об обеспечении разработки нормативных правовых актов, направленных на введение налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти», утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти (далее – правила).

Индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за отчетный период, для исчисления НДД.

Согласно правилам, индикативный тариф на транспортировку нефти определяется исходя из следующих основных составляющих:

• стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти по территории Российской Федерации от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов до морского порта (НБ «Приморск», Новороссийск и НБ «Козьмино»);
• стоимость перевалки нефти в российских портах (Приморск, Новороссийск);
• стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации.

Основной составляющей определения индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории Российской Федерации, является стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти, которая имеет особую важность для расчета НДД.

В соответствии с правилами обязанность представления данных о стоимости транспортировки нефти по маршрутам по территории России возложена на «Транснефть».

Расчет индикативного тарифа на транспортировку нефти (Tинд) производится по следующей формуле:

Тинд= Ттн+ Тпер+Тэкс, (7)

где: Tтн – стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти по территории Российской Федерации от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов до морского порта (НБ «Приморск», ПК «Шесхарис» и НБ «Козьмино»); Tпер – стоимость перевалки нефти в танкеры в порту (Приморск, Новороссийск); Tэкс – стоимость транспортировки нефти за пределами Российской Федерации.

Под среднеарифметической стоимостью понимается стоимость, полученная в результате деления суммы стоимости транспортировки нефти по маршрутам каждого района сдачи нефти на количество маршрутов данного района. Стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти для расчета индикативного тарифа за 2 квартал 2024 г. представлена в таблице 2.

Таблица 2. Среднеарифметическая стоимость услуг ПАО «Транснефть»

по транспортировке нефти для расчета индикативного тарифа за 2 квартал 2024 г.

Стоимость перевалки нефти в танкеры в портах РФ (Приморск и Новороссийск) определяется по котировкам агентства Argus Media Limited и рассчитывается по формуле:

Тпер= Кпер х Р, (9)

где: Kпер – средняя ставка портовой перевалки нефти с сухопутного в морской транспорт в порту (Приморск, Новороссийск) за отчетный квартал, долларов США за тонну (издание Argus Нефтетранспорт); Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал.

В таблице 3 представлена стоимость перевалки нефти в танкеры в портах Приморск и Новороссийск.

Таблица 3. Стоимость перевалки нефти в танкеры в портах Приморск и Новороссийск

Стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации (Тэкс) от порта Приморск определяется в руб­лях за тонну и рассчитывается по формуле:

Тэкс= (Цн – Кupr + Тмт) х kpr х Р, (10)

где Цн – средний за соответствующие месяцы отчетного квартала уровень цен на нефть сорта Urals на мировых рынках, определенный и опубликованный в соответствии с ч. 3 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации; Кupr – среднее значение котировки на нефть сырую марки Urals на базисе поставки FOB (порт Приморск) за отчетный квартал, долларов США за баррель (издание Argus Crude); Тмт – стоимость транспортировки нефти морским транспортом за пределы территории РФ до мировых рынков нефтяного сырья (средиземноморского и роттердамского); kpr – коэффициент перевода единиц измерения из барреля в метрическую тонну нефти сырой марки Urals (при экспорте через порт Приморск), публикуемый агентством Argus; Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал на основании данных Центрального банка Российской Федерации.

Стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации (Тэкс) от порта Новороссийск определяется в руб­лях за тонну и рассчитывается по формуле:

Тэкс= (Цн – Кunovo + Тмт) х knovo х Р, (11)

где: Цн – средний за соответствующие месяцы отчетного квартала уровень цен на нефть сорта Urals на мировых рынках, определенный и опубликованный в соответствии с ч. 3 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации; Кunovo – среднее значение котировки на нефть сырую марки Urals партий объемом 80–100 тыс. т на базисе поставки FOB (порт Новороссийск) за отчетный квартал, долларов США за баррель (издание Argus Crude); Тмт – стоимость транспортировки нефти морским транспортом за пределы территории РФ до мировых рынков нефтяного сырья (средиземноморского и роттердамского); knovo – коэффициент перевода единиц измерения из барреля в метрическую тонну нефти сырой марки Urals (при экспорте через порт Новороссийск), публикуемый агентством Argus; Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал на основании данных Центрального банка Российской Федерации.

Стоимость транспортировки нефти от портов Приморск и Новороссийск на июнь 2024 г. представлена в таблице 4.

Таблица 4. Стоимость транспортировки нефти от портов Приморск и Новороссийск на июнь 2024 г.

Продолжение статьи доступно по ссылке.