Первая часть стати доступна по ссылке.

Определение стоимости транспортировки нефти до района сдачи нефти

Индикативный тариф на транспортировку нефти определяется для соответствующего района сдачи нефти, где расположены коммерческие узлы нефти, на которых осуществляется передача добытой на участке недр нефти ПАО «Транснефть» для дальнейшей транспортировки по системе магистральных нефтепроводов до порта на территории РФ. Под районом сдачи нефти понимается субъект Российской Федерации.

При определении направлений транспортировки нефти от субъектов Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф, были выбраны приоритетные направления и маршруты, исходя из наибольших объемов транспортировки от пунктов приема-­сдачи нефти до морских портов. В итоге регионы сдачи нефти были сгруппированы по направлениям поставок нефти.

Распределение субъектов Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф, по направлениям поставок нефти:

• до порта Приморск для районов сдачи нефти – Республики Башкортостан, Республики Коми, Удмуртской Республики, Пермского края, Тюменской области, Ненецкого автономного округа, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа (для участков недр, расположенных полностью или частично севернее 65 градуса северной широты, южнее 70 градуса северной широты и западнее 80 градуса восточной долготы в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа);
• до порта Новороссийск для районов сдачи нефти – Республики Адыгея, Республики Калмыкия, Республики Татарстан, Краснодарского края, Астраханской области, Волгоградской области, Оренбургской области, Самарской области, Саратовской области, Ульяновской области;
• до порта Козьмино для районов сдачи нефти – Республики Саха (Якутия), Красноярского края, Иркутской области, Новосибирской области, Томской области, Сахалинской области, Чукотского автономного округа, Ямало-­Ненецкого автономного округа (для участков недр, расположенных полностью или частично в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа, за исключением участков недр, расположенных полностью или частично севернее 65 градуса северной широты, южнее 70 градуса северной широты и западнее 80 градуса восточной долготы в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа).

Субъекты Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф на транспортировку нефти, приведены на рис. 4.

Рис. 4. Субъекты Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф на транспортировку нефти

Стоимость услуг по транспортировке нефти по территории страны рассчитывается в соответствии с тарифами, установленными в настоящее время уполномоченным государственным органом Российской Федерации (в настоящее время – ФАС России).

Общая стоимость услуг «Транснефти» по соответствующему маршруту транспортировки от пункта приема-­сдачи до пункта назначения (далее – маршрут транспортировки) определяется путем:

• умножения ставок тарифов на услуги по перекачке нефти и выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти на протяженность соответствующих тарифных участков;
• прибавления тарифов на услуги по перевалке нефти по соответствующим пунктам перевалки нефти на этом маршруте транспортировки;
• прибавления тарифов на услуги по транспортировке нефти по маршруту, в случае установления сетевых тарифов на услуги по транспортировке нефти, действующих на всем протяжении маршрута.

Стоимость услуг по транспортировке нефти от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» до морского порта (НБ «Приморск», ПК «Шесхарис», НБ «Козьмино») включает в себя все расходы на транспортировку нефти по маршруту и рассчитывается в руб­лях за 1 тонну.

Стоимость услуг по транспортировке нефти рассчитывается для каждой ОСТ, в границах которой проходит маршрут, и определяется путем умножения ставок тарифов на услуги по перекачке нефти и выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти на протяженность соответствующих тарифных участков ОСТ и прибавления тарифов на перевалку нефти, тарифа «по маршруту», в случае установления – сетевого тарифа:

ТОСТ = Тсетевой +Тперекачка + Тдиспетчирезация

• Тперевалка + Тмарш + Тпорт (12)

где: ТОСТ – стоимость услуг по транспортировке нефти по маршруту в границах ОСТ; Тсетевой – сетевые тарифы на услуги по транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам в зависимости от маршрута (в случае применения более одного сетевого тарифа на транспортировку данные тарифы складываются); Тперекачка – стоимость услуги по перекачке нефти по конкретному тарифному участку.

Тперекачка = tперекачка· LТУ/100, (13)

где: tперекачка – ставка тарифа на услуги по перекачке нефти, установленная уполномоченным государственным органом России для конкретной ОСТ; Lту – протяженность тарифного участка, км; – стоимость услуги по выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти.

Тдиспетчеризация = tдиспетчеризация · Lту / 100, (14)

где: tдиспетчеризация – ставка тарифа на услуги по выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти; Lту – протяженность тарифного участка, км; Тперевалка – ставка тарифа на услуги по перевалке нефти; Тмарш – тариф на услуги по транспортировке нефти по маршруту «Ярославль 3 – Приморск» (Балтийская трубопроводная система); Тпорт – ставка тарифа на услуги по перевалке нефти в порту.

Расчет стоимости услуг «Транснефти» по транспортировке нефти для каждого района сдачи нефти (субъекта РФ) производится для всех маршрутов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти в отчетном периоде.

ФАС России ежеквартально публикует информацию об индикативном тарифе на транспортировку нефти.

Индикативный тариф, НДД и формирование доходной части федерального бюджета РФ

Как указано выше, расчет индикативного тарифа играет большую роль при определении налогооблагаемой базы по НДД. Основной целью введения НДД является обеспечение оптимального соотношения налоговой нагрузки на нефтяную отрасль и поступлений нефтегазовых доходов в бюджет страны как за счет увеличения общего объёма добычи нефти, так и за счёт более справедливого налогообложения проектов.

В то же время, схема налогообложения, основанная на применении НДД, является более сложной, как с точки зрения проведения расчетов налоговых отчислений, так и контроля за их обоснованностью и достоверностью [4].

Режим налогообложения финансового результата, которым является НДД, направлен на перераспределение налоговой нагрузки и перенос основной ее части на более поздние этапы разработки месторождений (после выхода месторождения на проектную мощность), позволяя создать благоприятные условия для введения в разработку низкорентабельных месторождений, содержащих, в том числе трудноизвлекаемые запасы.

Одновременно для обеспечения стабильности бюджетной системы уплата НДПИ сохранена, но на более низком, по сравнению с обычной ставкой, уровне.

Для новых месторождений предусмотрены льготные налоговые условия: льготный период по уплате НДПИ, перенос убытков текущего периода на будущие периоды, а также учет исторических убытков для новых месторождений новых регионов нефтедобычи.

В докладе заместителя председателя Правительства РФ Александра Новака по вопросу введения НДД на совещании о развитии нефтяной отрасли в Российской Федерации было отмечено, что по результатам анализа ключевой пилотной группы действующих месторождений в Западной Сибири (3 группа), переход на НДД указанных участков недр позволит в 2019–2035 гг. осуществить более 0,5 трлн руб. дополнительных инвестиций и увеличить добычу нефти более, чем на 100 млн т относительно текущего профиля добычи. При этом бюджетные поступления за указанный период от данной деятельности также увеличатся почти на 1 трлн руб. (в среднем за 18 лет около 50–60 млрд руб. в год).

В результате реформирования налогообложения нефтяной отрасли роль НДД существенно возрастает. С 2019 по 2023 гг. доля добычи НДД выросла с 9 до 52% и составила около 250 млн т от совокупной добычи нефти в России. Перевод в 3 группу НДД месторождений с добычей вязкой и сверхвязкой нефти дополнительно обеспечит до 50 млн т к 2035 г. [2]. Динамика добычи нефти в РФ за период с 2014 по 2023 гг. приведена на рис. 5.

Рис. 5. Динамика добычи нефти с 2014 по 2023 гг.

Приведенный график отражает как фактические объемы добычи, так и нормализованный в 2020–2023 гг. уровень добычи нефти с исключением фактора снижения добычи в связи с пандемией коронавируса и сделки ОПЕК+ (нормализованные данные по добыче нефти с 2020 по 2023 гг. приняты в соответствии с прогнозом социально-­экономического развития Российской Федерации на период до 2024 г. Министерства экономического развития РФ от 30.09.2019 г.).

До введения НДД (за период 2014–2018 гг.) добыча нефти в РФ составляла в среднем 541,8 млн т в год. После введения НДД (за период 2019–2023 гг.) добыча нефти в РФ с учетом нормализации оценивается на уровне 562 млн т в год. При этом доля трудноизвлекаемой нефти в общей добыче нефти в России увеличивается. Так, в 2021 г. добыча трудноизвлекаемой нефти выросла на 3,75% по сравнению с 2020 г. до 166 млн т, что составило 31,7% от общей добычи. На основании приведённых данных можно сделать вывод о том, что введение НДД способствовало увеличению добычи трудноизвлекаемой нефти и поддержанию уровня общей добычи.

О положительном результате введения НДД свидетельствует рост налоговых поступлений в бюджет по данному виду налога. Несомненно, важную роль в налоговом регулировании играет и индикативный тариф на транспортировку нефти.

На Российской энергетической неделе 11 октября 2023 г. директор департамента нефтегазового комплекса Министерства энергетики А. Рубцов отметил, что уже порядка 46% российской добычи нефти, то есть примерно 225 млн т в 2022 г., добывается в рамках НДД. «Год к году рост 26% в добыче, а в доходах бюджета НДД принес плюс 67% год к году. То есть если не считать НДПИ и экспортную пошлину, то налог на дополнительный доход составил в 2022 г. порядка 1,7 трлн руб.», – пояснил он [26]. Динамика НДПИ, НДД и экспортной пошлины за 2019–2024 гг. представлена на рис. 6.

Рис. 6. Динамика НДПИ, НДД и экспортной пошлины за 2019–2024 гг.

Анализ структуры нефтегазовых доходов за 2019–2024 гг. свидетельствует о существенном снижении доли вывозной таможенной пошлины на нефть (с 01.01.2024 г. экспортная пошлина на нефть в РФ обнулена) и значительном росте доли НДД: с 1,3% в 2019 г. до 14,7% в 2023 г.

Определение оптимального налогового режима для нефтяной отрасли

С целью оценки оптимальности режима налогообложения нефтяных компаний ниже приводятся результаты исследования, проведенного рядом авторов в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» .

Применение налоговых режимов показано на примере освоения одного из участков Средне-­Назымского нефтяного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, расположенного в Ханты-­Мансийском автономном округе.

Для оценки экономической эффективности авторами применен подход, где основными критериями оценки вариантов являются величина дохода недропользователя (ДН), дисконтированный доход недропользователя (ДДН) и дисконтированный доход государства (ДДГ).

Сравнительный анализ ДДН и ДДГ с применением различных налоговых режимов при разработке указанного участка недр представлен на рис. 7.

Рис. 7.

Дисконтированные доходы недропользователя и государства для различных налоговых режимов

Таблица 5. Сведения о формировании нефтегазовых доходов федерального бюджета за 2019–2023 гг., млрд руб.

Источник: МИНФИН России (информация о доп.нефтегазовых доходах федерального бюджета)

На основе анализа результатов проведенных исследований показано, что [1]:

• использование налогового режима НДПИ выполняет задачи обеспечения пополнения бюджета РФ, однако является значительной налоговой нагрузкой для компаний нефтегазового сектора. Доля НДПИ в себестоимости добычи углеводородов составляет более 70%;
• применение НДПИ недостаточно стимулирует разработку новых месторождений, старых выработанных месторождений, а также месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Для таких месторождений целесообразно использовать налоговый режим НДД;
• для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые разрабатываются с применением методов повышения нефтеотдачи, целесообразно использовать налоговые режимы НДД и СРП.

Таким образом, налоговый режим НДПИ характеризуется пониженной доходностью для инвестора (вблизи рентабельности). Применение налоговых режимов НДД и СРП значительно повышает доход инвестора при сокращении дохода государства. Для данного месторождения оптимальным режимом налогообложения можно считать налоговый режим НДД, который позволяет сбалансировать интересы инвестора и государства.

Таблица 6. Сравнительный анализ вариантов определения индикативного тарифа для расчета ННД за 2021–2023 гг.

Бюджетная эффективность

Постановлением Правительства РФ от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» были утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти, которые вступили в силу с 1 января 2019 г.

Согласно п. 12 правил стоимость транспортировки нефти по территории Российской Федерации до порта Приморск для каждого района добычи нефти первоначально была принята на уровне среднеарифметического тарифа, исходя из всех возможных маршрутов по системе магистральных нефтепроводов «Транснефти» от пунктов приема сдачи нефти.

Принимая во внимание, что величина расчетных расходов напрямую зависит от величины индикативного тарифа, основной составляющей которого является стоимость услуг «Транснефти», при рассмотрении подготовленного ФАС России проекта постановления РФ «О внесении изменений в Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» в целях обеспечения баланса интересов бюджета страны и нефтяных компаний, ПАО «Транснефть» было внесено предложение об изменении порядка определения индикативного тарифа в части стоимости по маршрутам транспортировки нефти, а именно: вместо определения стоимости «исходя из всех возможных маршрутов», утвердить порядок определения «исходя из всех маршрутов системы магистральных трубопроводов оператора от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти».

Для оценки влияния данного предложения на формирование налогооблагаемой базы для исчисления и уплаты НДД проведен сравнительный анализ двух вариантов расчета стоимости транспортировки нефти по территории Российской Федерации до портов НБ «Приморск», ПК «Шесхарис», НБ «Козьмино»:

Исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти.

Для проведения анализа были использованы:

• расчетная среднеарифметическая стоимость услуг по транспортировке нефти по всем действующим маршрутам системы магистральных нефтепроводов от пунктов приема-­сдачи нефти;
• среднеарифметическая стоимость услуг по транспортировке нефти по маршрутам системы магистральных нефтепроводов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка;
• объемы нефти, добытой на участках недр, включенных в соответствующие группы режима НДД (данные Минэнерго по 3 и 4 группам) и принятые в систему магистральных трубопроводов от пунктов-­приема сдачи нефти, а также данные Минэнерго об объемах добытой нефти в режиме НДД.

Сравнительный анализ вариантов определения индикативного тарифа представлен в таблице 6. Выполненный нами оценочный расчет за период 2021–2023 гг. характеризуется следующими результатами:

В направлении порта НБ «Приморск»:

• по месторождениям в границах Ханты-­Мансийского АО и Тюменской области дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 21 942,6 млн руб.;
• по месторождениям в границах Пермского края, Республики Башкортостан, Удмуртской Республики и Ямало-­Ненецкого АО расчетные затраты уменьшили налогооблагаемую базу для НДД на 6 694,5 млн руб.

В направлении порта НБ «Козьмино»:

• по месторождениям в границе Ямало-­Ненецкого АО дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 1 347,2 млн руб.

В направлении порта ПК «Шесхарис»:

• по месторождениям в границах Республики Татарстан и Саратовской области дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 2 226,1 млн руб.;
• по месторождениям в границах Волгоградской области, Краснодарского края и Самарской области дополнительные расчетные затраты уменьшили налогооблагаемую базу для НДД на 817,5 млн руб.

Таким образом, по результатам проведенного сравнительного анализа можно сделать следующие выводы:

• представляемые ПАО «Транснефть» в ФАС России данные о стоимости услуг по транспортировке нефти, рассчитанные для всех маршрутов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти, обеспечивают достоверность и объективность определения налога на дополнительный доход от нефтяных компаний;
• исчисление НДД с применением индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории РФ производится в соответствии с действующим законодательством и обеспечивает соблюдение баланса интересов нефтяных компаний и бюджета страны;
• при этом нефтедобывающие предприятия уменьшают налогооблагаемую базу на сумму фактических расходов по транспортировке нефти, а не завышенных, как могло бы быть в случае определения стоимости транспортировки нефти, исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти.

Сумма поступлений дополнительного налога в бюджет РФ за 2021–2023 гг., согласно подходу, предложенному ПАО «Транснефть», оценивается на уровне 9 млрд руб.

Выводы

С целью перехода на новые принципы налогообложения нефтяной отрасли, учитывающие как интересы нефтедобычи, так и интересы бюджета страны, в России с 2019 г. был введен налог на дополнительный доход (НДД). Особо важную роль для исчисления НДД играет индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за отчетный период. Основной составляющей определения индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории Российской Федерации является стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти.

Представленный в статье анализ показал актуальность и важность выполнения корректных расчетов индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории РФ для целей определения величины НДД.

Расчет НДД с применением индикативного тарифа на транспортировку нефти осуществляется в соответствии с действующим законодательством и обеспечивает поддержание баланса интересов нефтяных компаний и бюджета страны.

По предложению ПАО «Транснефть» на уровне Правительства РФ был закреплен алгоритм расчета индикативного тарифа, исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти, позволяющий корректно определить налогооблагаемую базу по НДД, что позволило получить дополнительные налоговые поступления в бюджет РФ в размере 9 млрд руб. за период 2021–2023 гг.

Авторы выражают благодарность начальнику отдела расчетов стоимости услуг транспорта нефти департамента экономики ПАО «Транснефть» М. А. Швыреву за оказание научных консультаций при выполнении работы и подготовке статьи.

Авторы:

Павел СЕРИКОВ

Заместитель вице-президента — директор департамента экономики ПАО «Транснефть»

Константин СИВОЛОЦКИЙ

Начальник отдела финансово-экономического моделирования управления тарифного регулирования и финансово-экономического моделирования департамента экономики

ПАО «Транснефть»

Е-mail: SivolotskiyKA@ak.transneft.ru

Владимир ЛОБАНОВ

Ведущий экономист

отдела расчетов стоимости услуг

транспорта нефти ПАО «Транснефть»