Методологические основы ресурсно-рентного налогообложения предприятия

Экономическая рента в нефтедобыче является разностью стоимости произведенных товаров и издержек на их добычу. К издержкам относятся расходы на нефтедобычу, расходы на геологоразведку, а также освоение месторождения и отраслевая норма прибыли. Остальная доля валового дохода может считаться ресурсной (экономической) рентой. Как правило, правительства стран, занимающихся нефтедобычей, стараются присвоить как можно большую долю природной ренты, применяя различные налоги, роялти и сборы.

Разница между валовой выручкой и совокупными издержками является доходом этих стран от добычи нефти. В то время как прибыль, которую получает добывающая компания – это часть расходов на добычу. Таким же образом квалифицируют расходы на разведку, освоение, а также эксплуатацию месторождений, поскольку добывающее предприятие осуществляет возмещение этих затрат из валовых поступлений. В случае эффективной организации дела, правительство получает экономическую ренту, то есть все остальное.
Добавочные доходы могут быть получены не на всех месторождениях, а только там, где сумма издержек освоения не больше некоторого предельного уровня, устанавливаемого в каждый временной период (рентабельность). Данный уровень формируется под действием соотношения предложения и спроса на углеводородное сырье, а его характеризует уровнем внутренних и мировых нефтяных цен. Нефтегазовые объекты, сумма издержек на освоение которых превышают уровень цен, не могут быть рассмотрены в качестве инвестиционно привлекательных.
Зависимость суммы издержек на добычу от естественных условий освоения месторождения остается при любом уровне цен. Ввиду их колебания происходит изменение только величины добавочных доходов и числа рентабельных месторождений.
Существует две позиции относительно изъятия ренты: в полном объеме или частичном. Решить данную противоречивую проблему, чтобы и государству и недропользователям было выгодно, возможно за счет оптимизации мер налогообложения, либо не налоговыми методами, то есть создание новых механизмов взаимодействия добывающих предприятий и государства. К первым отнесем следующие методы: расчет НДПИ при учете годовой рентабельности разработки месторождения; введение дополнительных налогов в размерах двух третей сверхприбыли пользователей недр. Во втором случае возможно: сдавать недра в аренду, а плату устанавливать в процентах от доходов; выделять из цены добытых природных ресурсов сумму, необходимую и достаточную (минимально допустимую) для покрытия издержек добывающих компаний и обеспечивающую рентабельность.
Вся та налоговая нагрузка, которая возложена на компании в нефтегазовой сфере, намного больше тех же показателей компаний, которые занятых в других экономических отраслях. На это влияет та политика государства, которая принята и действует сейчас в сфере налогов. Существенный определенный предел, до которого повышенную нагрузку налогов, возложенную на компании в сфере нефтедобычи, должен видеться в качестве стремления со стороны государства к взиманию природной ренты, которая в процессе углеводородной добычи возникает у пользователя недрами. Российскую экономику нужно стимулировать к технологическому развитию посредством доходов от ренты, важно обеспечить уход экономики от узкой специализации.
При постановке стратегических целей, при введении тактических мер очень важно не допустить подрыва конкурентоспособности тех отраслей, которые заняты в топливно-сырьевой сфере. В этих целях требуется баланс интересов государства и предпринимательской среды, стимулирование привлечения инвестиции, которые смогли бы обеспечить большую отдачу. Вообще же от отнесения указанной выше ренты к госсобственности нельзя сделать вывод о реализации общественного интереса в наиболее полном изъятии ренты из отраслей, которые ее образуют. Реинвестирование некоторой ее доли со стороны самих отраслей соответствует долгосрочным целям, поставленным как государством, так и предпринимательской средой. Одна из наиболее важных текущих проблем заключается в том, чтобы разработать стимулы к освоению таких новых месторождений, которых характеризовали бы большие расходы в плане операций и капиталовложений, усложненные условия в плане геологии, необходимость в том, чтобы создавать инфраструктуру, а также которых отличает то, что они от сбытовых рынков находятся очень далеко. Как показали расчеты профильных институтов, льгот только по НДПИ недостаточно для рентабельности этого всего.
Справедливость распределения налогового бремени приводит к усложнению формул расчета налога. Чем больше учитываются условия добычи природных ресурсов, тем выше справедливость. Так как у налогоплательщика должна быть возможность получения прибыли и развития добычи в отрасли.
Говоря о справедливости, нельзя забывать об эффективности налогообложения. Так, мы наблюдаем совершенствование формул расчета НДПИ, путем усложнения, добавления коэффициентов, характеризующих степень сложности добычи. Сложность заключается в том, что ставки в формулах ориентированы на мировые цены в долларах, на данный момент курс рубля сильно опустился сопоставимо с ценой на нефть. Если рассматривать уплачиваемые налоги в долларах то налог кажется вполне реальным, но формально, в рублях получается большая сумма.
Одна из наиболее важных проблем отрасли добычи нефти и газа в России такова: почти в каждом виде деятельности, как и почти в каждой подотрасли, нет реальной конкуренции, а также монополизации. Нужно также сказать о том, что сформировавшаяся организационная и экономическая структура получает поддержку, поощрение со стороны государства. В отрасли нефти не более семи процентам равна доля малых, средних независимых субъектов хозяйствования, а в отрасли газа – не больше десяти. Нужно отметить ещё и зависимость очень многих компаний от более крупных корпораций (акционерный капитал, монополия на владение инфраструктурой). Инфраструктура для малых компаний очень дорогая, из-за чего рентабельность независимых компаний становится слабой. Также мощности, которыми располагают крупные монополисты, имеют большое значение при освоении тех или иных провинций.
Одновременно с тем, нужно помнить про месторождения с падающей добычей в Западной Сибири, Урало-Поволжском и Северо-Кавказском и федеральных округах, количество которых непрерывно растет. Именно на этих месторождениях способны к эффективной работе средние и малые независимые производители, в отличие от крупных корпораций. Также привлечение среднего и малого сектора требует новых провинций, в которых структура запасов и ресурсов углеводородного сырья является неоднородной, и существует ряд средних и мелких месторождений. Все это может повлечь значительное повышение количества независимых производителей и оздоровление отрасли благодаря естественной конкуренции. Однако на практике средний и малый сектор может быть эффективным лишь с условием ослабления монополизации, а это является уже непосредственной задачей государства, а также его антимонопольной политики.
В экономически развитых государствах система налогового обложения нефтегазовых компаний обладает рядом принципиальных отличий. К примеру, в Соединенных Штатах Америки налогообложение – наиболее важный инструмент формирования экономической политики нефтяных предприятий, нацеленной не на то, чтобы удовлетворять текущие потребности в нефти, а обеспечивать долгосрочную и надежную перспективу развития отрасли. В Соединенных Штатах Америки есть 3 уровня налогового обложения: федеральный, региональный (штаты), и муниципальный.
Основные налоги нефтегазодобывающих предприятий США: роялти, рента, налоги на прибыль, налоги на добычу газа, сбор на выдачу лицензии, разрешения на бурение, разрешения на прокладку труб, аренду помещения для хранения газа и нефти и другие. Размеры данных налогов, формы вычета, а также список непосредственно природных ресурсов как объектов налогового обложения изменяются в зависимости от законодательных положений определенного штата.
На местном (муниципальном) уровне осуществляется уплата налога на собственность, меняющегося от 0,1 до 1,5 %. Данный налог дает компаниям возможность рациональной оценки значимости территории, имеющей бедные ресурсы. На уровне штата налоги делятся на 2 составляющие:
а) налоги на добычу нефти или эксплуатацию;
б) подоходные корпоративные налоги.
Налог на добычу нефти или эксплуатацию недр колеблется от 0,5 до 12,5 % вне зависимости от того, извлекла организация прибыль либо же нет. Уплата корпоративного налога осуществляется при вычете местного налога, а ставка колеблется в интервале 4-9 %. Налоговую базу с целью уплаты федерального налога исчисляют за вычетом иных расходов, а в бюджет поступает 34 %.
Роялти является рентными платежами, взимаемыми с предприятий за право разрабатывать месторождения углеводородного сырья. Их устанавливают, как правило, в процентном соотношении к объемам добычи либо валовых поступлений от продажи добываемого сырья и отчисляют землевладельцу (собственнику недр). Роялти является частью прибыли, или продукта в натуральном виде, сохраняемой за владельцем ресурсов, с разрешением им использовать собственные ресурсы иными предприятиями. Зачастую налог - резервирование либо плата процента, или доли согласно договору аренды. Размеры ставки колеблются от 12 до 20% при добыче на месторождении, расположенном на суше. На месторождении, расположенном на море, но относящемся к территориям США роялти равен 18,75%. Для выработанного месторождения налог равен 12,5%. Вместе с тем рентные платежи в общем не входят в налоговую систему США.
При переходе государства к новым условиям хозяйствования в начале 1990-х гг. экономика претерпевала серьезные изменения, не без внимания осталось налогообложение нефтегазового комплекса страны, начала формироваться новая система, значительно отличающаяся от той, что была раньше и основывалась на централизованном планировании народного хозяйства страны. Основные документом, задавшим принципы строения новой системы налогообложения предприятий нефтедобычи, стал Закон Российской Федерации от 27 декабря 1991 г. «Об основах налоговой системы в Российской Федерации». Правовым актом в ТЭК стал Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. «О недрах».
В соответствии с установленными правилами все нефтегазодобывающие предприятия были обязаны платить рентные налоги и платежи в силу специфики свой работы, а вместе с ними и общепринятые налоги, которые уплачивали все организации в стране. Налоговой базой для ресурсного налогообложения стал не финансовый результат от деятельности, а стоимость продуктов .
В 2001 году законодатель посчитал необходимым реорганизовать систему налогообложения топливно-энергетического комплекса. В результате 1 января 2002 года вторая часть Налогового Кодекса пополнилась дополнительной 26 главой, регламентирующей НДПИ. Он заменил следующие платежи:
? платежи за недропользование (роялти);
? акциз на нефть и газовый конденсат;
? отчисления на цели воспроизводства базы (минерально-сырьевая).
Помимо введения нового налога изменения коснулись и некоторых других актов законодательства РФ.
Налоговая реформа в отраслях ТЭК – это важнейший этап преобразований законодательства РФ. Необходимость внести изменения в систему обложения налогами нефтяной отрасли, по сути, продиктовали коренные изменения в системе собственности, а также экономических отношений .
Непосредственно идеей введения НДПИ должны были обеспечиваться стабильные поступления налогов в бюджет государства за счет единой ставки роялти, соответствующей среднему суммарному показателю трех налогов, которые действовали ранее .
Введение главы несло в себе и определенные недостатки. Многие факторы, которые берутся во внимание во время производственного процесса, здесь не были учтены, например, без внимания остались геологические особенности и условия эксплуатации месторождений. Такой фактор повлек за собой предоставление преимуществ тем предприятиям, которые владели участками недр с лучшими характеристиками, это в свою очередь вело к снижению конкурентоспособности в сфере. На процессах развития нефтегазового бизнеса, особенно в долгосрочном периоде, это могло отразиться очень и очень негативно.
Помимо этого, была отменена льгота по налогу на прибыль, при которой 50% отчислялись на капитальные вложения, а налоговая ставка по НДПИ приобрела повсеместный характер и была одинакова для всех участков, независимо от их геологических и природно-географических особенностей. Такое налогообложение привело к тому, что производить добычу стало выгодно в момент пиковой добычи нефти на месторождении. Из-за этого в начале 2000-х становилось все больше заброшенных месторождений, так как проекты перестали быть рентабельными и приносили лишь убытки. НДПИ не справлялся ни с одной поставленной задачей - если компании могли платить больше - они не платили, а остальные тем более.
Как бы ни хотелось сделать лучше, но действующий налоговый механизм не поспособствовал увеличению объемов добычи нефти и газа на действующих месторождениях, а коэффициент вовлечения запасов в новые проекты не повысился. Введенному налогу на добычу полезных ископаемых присущ такой серьезный недостаток как игнорирование горно-геологических, географических, транспортных условий, а поскольку он взимается с выручки - он не учитывает объективные отличия в уровнях операционных и капитальных расходов. В результате темпы роста добычи нефти замедлились.
Одной из преследуемых целей было снижение налоговой нагрузки при разработке новых месторождений, ведь помимо высокого налогового бремени компании несли и серьезные финансовые и капитальные затраты. Достичь поставленной задачи не удалось. Государство при разработке налоговой политике держалась принципа, что цена на нефть будет оставаться на одном уровне и повышаться на будет, а поэтому необходимо направить силы на более дешевые способы ее извлечения. В рамках этой налоговой политики стимулирование добычи трудноизвлекаемых ресурсов становилось невозможным, а процесс разработки таких запасов откладывалась бы до того времени, пока благодаря новым технологиям они не будут рентабельными. По сведениям Счетной палаты России, к 1 января 2004 г. из 26,2 тыс. скважин в предприятиях ОАО «Лукойл», одного из наиболее крупных игроков на российском нефтяном рынке, свыше четырех тысяч (порядка 16 %) бездействовали. Почти так же дела обстояли и у других предприятий. В то время это привело к масштабному банкротству компаний, когда крупные компании начали завоевывать рынок и вытеснять средние и мелкие компании, в том числе путем слияния и поглощения.
Началось массовое создание вертикально-интегрированных компаний, которые объединяли нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие компании, а также предприятия реализующие нефть и нефтепродукты. В результате реорганизации на нефтяном рынке образовалось девять вертикальноинтегрированных компаний, которые добывали и перерабатывали более 90% нефти в России .
С самого начала действия главы, регулирующей НДПИ, законодатель постоянно вносил предложения по совершенствованию в виде дифференциации ставок. Разграничивать их предлагали в зависимости от экономико-географических, горно-геологических условий разработки нефтяных месторождений, а также учитывать стремление нефтегазовых компаний самостоятельно производить геологоразведочные работы. Это отвечало бы реалиям российской действительности. И тогда, появилась необходимость разработать индексы и коэффициенты, которые бы и учитывали все факторы, учитывающие разницу между месторождениями.
В Бюджетном послании Президента Российской Федерации Федеральному Собранию «О бюджетной политике в 2006 году» была указана необходимость «продолжить работу по поиску оптимальной модели дифференциации ставок НДПИ в зависимости от горно-геологических и экономико-географических характеристик месторождений». Постепенно начались работы над существующей методологией исчисления налога, поэтапно вводились все новые и новые коэффициенты, учитывающие специфику участков.
Изменения, проведенные в системе налогообложения нефтегазовой отрасли, помогли увеличить доходы бюджета, взимаемые с отрасли. Объем изымаемых налогов приблизился к уровню зарубежных стран. Но при всем при этом, учитывая даже то, что наблюдались улучшения в плане администрирования, стимулирующая функция так и не была реализована должным образом.
Таким образом, анализируя последствия, очевидно, что налоговая нагрузка в отрасли увеличилась, а вместе с ней увеличились и поступления в бюджет .
Более десятка лет понадобилось для того, чтобы прийти к субъективному исчислению НДПИ. При этом, налоговое законодательство реформируется постоянно. Без остановки вносятся новые предложения и схемы совершенствования. Один из многочисленных насущных вопросов сегодня - как и в соответствии с какой схемой, осуществлять расчет НДПИ по месторождениям на Дальнем Востоке, а также в Арктике, Восточной Сибири, в которые привлекают активно российских и зарубежных инвесторов.
Эти региона очень специфичны, они требуют большого внимания и средств, а также справедливого налогового регулирования, позволяющего развиваться и при этом не испытывать отягчающего налогового бремени. Помимо этого, уже сейчас остро поставлен вопрос о нефтегазовой добычи из нетрадиционных источников (сланцевые газ и нефть).
Для улучшения эффективности современной российской нефтегазовой отрасли необходимо пользоваться тем опытом, который уже сформирован зарубежом. Для этого необходимо изучать проблемы и острые вопросы в странах-конкурентах, какие тенденции наметились в развитии мирового рынка, что нового можно извлечь из мировой практики и применить в российских реалиях.
Значительную долю поступлений в федеральном бюджете государства составляют природно-ресурсные платежи.
Нефтяная отрасль промышленности - одна из основополагающих отраслей Российской экономики, которая обеспечивает значительную долю денежных поступлений в бюджетную систему государства.
В состав обязательных налоговых отчислений для Российских компаний входят: налог на прибыль (ставка 20 процентов); налог на добавленную стоимость - НДС (стандартный НДС в 20 процентов); НДПИ; платежи за недропользование; иные налоги в отношении юр. лиц (в т. ч. налог на имущество, а также отчисления в ВБФ); платежи таможенные.
В течение значительного промежутка времени законы, касающиеся налогообложения в нефтяной отрасли направлены были на то, чтобы поддерживать максимальный уровень налоговых поступлений в бюджет страны. При этом экономическая эффективность налогообложения не учитывалась.
Налог на добычу полезных ископаемых занимает значительное место в формировании доходов федерального бюджета Российской Федерации, выступая вместе с этим, в качестве формы реализации экономических отношений между государством и недропользователем. НДПИ был введен 1 января 2002 года посредством включения 26 главы в НК РФ. Полезные ископаемые выступают объектом налогообложения. Плательщиками НДПИ признают организаций и ИП, которые являются недропользователями. На рисунке 2.1 показано распределение налогового бремени для ННК, учитывая современную систему налогообложения. Рисунок 1 - Налоги уплачиваемые ННК в 2018 году

Большую долю налогов, уплачиваемых в бюджет, составляют экспортная пошлина 44% и налог на добычу полезных ископаемых 38%. Следовательно, основная налоговая нагрузка нефтегазового сектора состоит в большей мере в уплате пошлины и НДПИ.
Обложение сферы недропользования налогами обладает важнейшим значением в целях формирования федерального бюджета, бюджетов регионов, богатых сырьем, и бюджетов муниципальных образований, на территории которых находятся месторождения природных ресурсов. Налоговая система, действующая в нефтегазовом секторе, существенно влияет на привлекательность отрасли для потенциальных инвесторов. [2]
Основным налогом нефтедобывающих предприятий выступает НДПИ, а также платежи за недропользование.
НДПИ относится к категории прямых федеральных налогов, которые взимаются с недропользователей.
Налогообложение полезных ископаемых регулируется нормами Налогового кодекса, в частности, этому вопросу посвящена гл.26 НК РФ. [2]
Объекты налогообложения таковы (Статьи 336-337 НК РФ):
? полезные ископаемые, которые добывали из недр в России;
? полезные ископаемые, которые извлекали из потерь (отходов) добывающего производства, если подобное извлечение должно пройти отдельное лицензирование;
? полезные ископаемые, которые добывались из недр вне Российской Федерации, но на территориях, которые находятся под юрисдикцией Российской Федерации (арендуемых в том числе).
Величина НДПИ определяется как произведение налоговой ставки (базовой) за тонну обессоленной, обезвоженной и стабилизированной нефти, умноженной на коэффициент, который описывает динамику мировых нефтяных цен (Кц), а также уменьшенную на показатель Дм, описывающий особенности нефтедобычи:

(2.1)

Формула расчета показателя, характеризующего особенности добычи нефти (Дм):

(2.2)

где Кндпи - специфическая ставка НДПИ;
Кц - коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть;
Кв - коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр;
Кз - коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр;
Кд - коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти;
Кдв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья;
Ккан - коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти.
В настоящее время цена на нефть на внутреннем рынке во многом предопределяется динамикой экспортного «нетбэка» (т.е. мировая котировка минус вывозная таможенная пошлина и стоимость транспортировки). Соответственно, в связи с обнулением вывозной таможенной пошлины на нефть произойдет увеличение внутренних цен на сырье, что повлечет рост расходов нефтеперерабатывающих заводов (далее – «НПЗ») и, как следствие, снижение рентабельности их деятельности.
С целью поддержки НПЗ вводится новый подакцизный товар – нефтяное сырье, механизм расчета акциза на нефтяное сырье, а также порядок применения вычета с использованием повышающего коэффициента.
В целях исчисления акциза под нефтяным сырьем понимается смесь углеводородов в твердом либо же жидком состоянии (с температурой в 20 градусов Цельсия, а также давлением 760 мм рт. столба), состоящая из одного или нескольких следующих компонент:
• нефть;
• стабильный газовый конденсат;
• вакуумный газойль;
• гудрон;
• мазут.
В связи с введением нового подакцизного товара перечень операций, признаваемых объектом налогообложения акцизом дополняется следующей операцией:
• направление нефтяного сырья, которое принадлежит субъекту хозяйствования, обладающему свидетельством о регистрации лица, которое занимается операциями, связанными с переработкой нефтяного сырья, на переработку на мощностях производства, принадлежащих такому субъекту хозяйствования или же компании, непосредственно оказывающей услуги по переработке нефтяного сырья.
Таким образом, объект налогообложения акцизом, а также право на применение повышающего коэффициента возникает лишь у лица, имеющего свидетельство.
Свидетельство выдается компании при наличии у нее на праве собственности и (или) на праве пользования производственных мощностей, необходимых для осуществления хотя бы одного из технологических процессов по переработке нефтяного сырья, и исполнении хотя бы одного из таких условий:
• заявитель и (или) предприятия РФ, которые принимают прямое и (или) косвенное участие в нем с долей участия не менее 50%, по состоянию на 1 января 2018 г. подпадали под действие введенных иностранными государствами санкций;
• в течение хотя бы одного из трех месяцев, предшествующих месяцу, в котором подано заявление, заявитель реализовывал в РФ произведенный им автомобильного бензина класса 5 (далее - «АБ 5») и (или) передавал произведенный прямогонный бензин на переработку в продукцию нефтехимии, и объем реализации таких нефтепродуктов за указанные три месяца в совокупности превысил 5 тыс. тонн;
• заявителем до 1 июня 2019 г. заключено соглашение с Минэнерго России о модернизации НПЗ.
К технологическим процессам переработки нефтяного сырья относятся следующие:
• первичная переработка нефти и (или) газового конденсата;
• проведение каталитического реформинга бензина;
• проведение каталитического крекинга;
• проведение гидрокрекинга;
• проведение гидроконверсии тяжелых остатков;
• проведение замедленного коксования;
• проведение селективной очистки, депарафинизации и гидроизодепарафинизации.
Свидетельство выдается налоговым органом на протяжении пятнадцати дней после получения заявления и иных подтверждающих документов. В частности, налоговый орган вправе аннулировать свидетельство в случае, если по истечении 3,6,9,12 месяцев года соотношение суммы объема произведенного из нефтяного сырья и реализованного в РФ АБ 5, а также прямогонного бензина, произведенного из нефтяного сырья и переданного на переработку в продукцию нефтехимии4, к объему нефтяного сырья оказалось менее или равно 10%.
Налоговую базу определяют в виде объема нефтяного сырья, которое было направлено на цели переработки.
Ставка акциза на нефтяное сырье определяется в следующем порядке: Цнефть – средние за календарный месяц показатели цены нефти «Юралс» на мировом рынке, в долл/баррель;
Р – средняя величина курса американского доллара к рублю;
Спю – коэффициент, рассчитываемый по следующей формуле: , где:
Vнс – количество нефтяного сырья, которое направлено на переработку, выражение в тоннах;
Vпб – количество прямогонного бензина, который произвели из сырья нефти, и реализованного в календарном месяце, выражение в тоннах;
Vсв – объем товарного бензина, жидких средних, легких дистиллятов, толуола, бензола, ксилола, смазочных масел, которые произведены из нефтяного сырья, и реализованных в календарном месяце, выражение в тоннах;
Vкс – объем кокса, который произведен был из нефтяного сырья, и реализованного в календарном месяце, выражение в тоннах;
Vт – объем мазута, нефтяного битума, вазелина, парафина, отработанных продуктов, прочих жидких и твёрдых продуктов переработки нефтяного сырья, произведенных из нефтяного сырья, и реализованных в календарном месяце, выраженное в тоннах.
Если величина Цнефть оказалась ниже либо же равной 25 долл./барр., то показатель ставки акциза на нефтяное сырье принимают равным произведению двадцати американских долларов, среднего показателя за календарный месяц курса американского доллара к рублю и коэффициента Ккорр.
При этом, вне зависимости от выполнения иных условий, если соотношение суммы показателей Vсв, Vпб, Vкс, Vт по к Vнс итогам календарного месяца оказалось менее 0,8, ставка акциза принимается равной 0.
Как уже отмечалось ранее, акциз на нефтяное сырье вводят в целях поддерживания рентабельности НПЗ. В связи с этим, чтобы не допустить рост внутренних цен на нефтепродукцию либо же возникновение нехватки моторных топлив на рынках, предусмотрен порядок использования вычета с применением повышающих коэффициентов.
Так, вычетам подлежат суммы акциза, умноженные на величину 2 («отрицательный акциз»), и увеличенные на величину Кдемп («демпфирующий коэффициент»), при предоставлении установленных документов.
При этом, Кдемп рассчитывается следующим образом: где:
Vаб, Vдт – объемы высокооктанового АБ 5 и ДТ пятого класса, которые были произведены из нефтяного сырья, и реализованные в РФ в календарном месяце;
Ккомп – принимается равным 0,6 в 2019 г. и 0,5 начиная с 2020 г. где:
Цабэксп – средняя цена экспортных альтернатив для АБ 5 для базисов поставки, расположенных в морских портах Северо-Западного региона РФ, которую определяют так: где:
Цабрт – средний за календарный месяц уровень цен на АБ 5 на международных рынках нефтяного сырья в американских долларах за 1 т;
Табм – сумма средних за календарный месяц расходов на транспортировку морем, а также перевалку в портах одной тонны АБ 5 из российских морских портов, расположенных в СЗФО, до рынка Роттердама, в долл./т;
ЭПаб – вывозная таможенная пошлина в отношении АБ 5, долл./т;
Сндс – ставка НДС;
Р – среднее значение курса доллара США к рублю;
Ааб – ставка акциза для АБ 5;
Цабвр – условный показатель средней оптовой цены продаж АБ 5, принимаемое равным 56 000 рублей за тонну в 2019 году и ежегодно индексируемое на установленное значение индекса-дефлятора. где: где:
Цдтрт – средний за календарный месяц показатель цены на ДТ пятого класса на международных рынках нефтяного сырья в долл./т;
Тдтм – сумма средних за календарный месяц затрат на транспортировку по морю и перевалку в портах одной тонны ДТ пятого класса из российских морских портов, которые расположены в СЗФО, до рынка Роттердама, в долл./т;
ЭПдт – вывозная таможенная пошлина в отношении ДТ пятого класса, в долл./т;
Сндс – ставка НДС;
Р – среднее значение курса доллара США к рублю;
Адт – ставка акциза для ДТ пятого класса;
Цдтвр – условный показатель средней оптовой цены продаж ДТ пятого класса, принимаемое равным 50 000 рублей за тонну в 2019 году и ежегодно индексируемое на установленное значение индекса-дефлятора.
При этом, ряд вышеуказанных коэффициентов рассчитывается уполномоченными федеральными органами и доводится до сведения налогоплательщиков.
В случае, если средняя оптовая цена реализации в РФ АБ 5 либо же ДТ пятого класса отклоняется больше чем на 10% от показателей Цабвр и Цдтвр, величина Кдемппринимается равной 0.
С целью применения вычета с использованием повышающего коэффициента налогоплательщик обязан предоставить следующие документы:
• копия свидетельства;
• договор купли-продажи нефтяного сырья;
• реестры счетов-фактур, которые налогоплательщику выставили поставщики нефтяного сырья, подтверждающие получение нефтяного сырья, направленного на переработку.
• копии документов, подтверждающие факт направления нефтяного сырья на переработку;
• копии документов, подтверждающих реализацию налогоплательщиком продуктов переработки нефтяного сырья.
По данным СМИ, «отрицательный акциз» может быть дополнен коэффициентом, Завершение налогового маневра (далее – «ЗНМ») является финальным элементом в эволюционном развитии российской налоговой системы для нефтяной отрасли последнего десятилетия, нацеленной на стимулирование технологического развития отечественных НПЗ и поддержании доходов добывающих проектов на стабильном уровне. Так, параметры ЗНМ не окажут никакого влияния на величину операционного денежного потока добывающих проектов (как стандартных, так и использующих льготные ставки по НДПИ и налогу на дополнительных доход («НДД»): равномерное (в течение 6 лет) снижение вывозной таможенной пошлины будет компенсировано идентичным увеличением НДПИ (на нефть и газовый конденсат с применением специального коэффициента, учитывающего долю ШФЛУ).
При этом отмена таможенной пошлины (что вызовет неизбежный рост стоимости нефти на внутреннем рынке) будет компенсирована НПЗ, отвечающим определенным характеристикам (наличие определенных технологических мощностей, попадание под введенные иностранными государствами ограничения, поставка АБ 5 класса на внутренний рынок при соблюдении определенного норматива по выходу бензиновых фракций, заключение соглашение с Минэнерго России о модернизации и т.п.), введением «отрицательного акциза». Его величина, исходя из предлагаемой формулы, будет эквивалента действующей величине таможенной субсидии (дифференциал между вывозной пошлиной на нефть и нефтепродукты), в текущих ценах – это порядка 3,5 тыс. руб. на тонну, соответственно, маржа НПЗ, которые смогут воспользоваться предлагаемым механизмом, останется неизменной.
Мы полагаем, что введение «отрицательного акциза» на нефть – это по сути попытка трансформации действующего механизма предоставления таможенной субсидии за счет внедрения нового инструмента. Поэтому если этим ограничится модификация системы, то ЗНМ станет исключительно фискальной мерой, направленной на увеличение доходов бюджета (за счет того, что физический объем налогооблагаемой базы по НДПИ более чем в 2 раза выше, чем по вывозной пошлине). А ответ на вопрос, достигнет ли эта величина 1,3-1,6 трлн руб. за 6 лет (как ожидается авторами ЗНМ) зависит от целого ряда факторов (макроэкономические условия, прогнозные соотношения между объемами добычи и переработки и т.п.), важнейшими из которых являются судьба компенсаций странам ЕАЭС, а также потребителям определенных видов нефтепродуктов (в первую очередь, мазута) в рамках внутреннего рынка. Так, общий процент данных статей в общих ожидаемых эффектах для величины дополнительных доходов бюджета, по нашим оценкам, может превысить 40%. И ЗНМ может создать дополнительные стимулы для развития нефтепереработки только при условии, если механизм «отрицательного акциза» будет предусматривать релевантные параметры, учитывающие технологические и логистические особенности заводов (такая возможность обсуждается). В идеальной ситуации (включая перенос «нетбэков» в цены внутреннего рынка) влияние ЗНМ на ведущие российские ВИНКи должно быть нейтральным.
Проделанный анализ опыта изъятия природной ренты дает возможность заключить вывод, что в Российской Федерации отнюдь не самый высокий уровень налогов в структуре пользования недрами, и большая часть дохода остается непосредственно у субъектов хозяйствования либо же дочерних их компаний. За счет эффективного распределения природной ренты формируется регулярный трансферт для граждан добывающих государств, стабилизационная основа к развитию государства и интенсивному экономическому росту, социальная гарантия подрастающему поколению. Для эффективного применения доходов от нефтегазодобычи требуется разработка плана государственного инвестирования, а также расходование доли нефтедолларов на проекты, связанные с развитием здравоохранения, образования, наукоемких производств, сельскохозяйственной сферы, а также на улучшение экологической ситуации.