Особенности современной системы налогообложения малого предпринимательства (на примере предприятий НГК)

2.1. 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.
Уровень совокупной налоговой нагрузки на нефтегазовые компании существенно превышает аналогичный показатель компаний других отраслей экономики. Это обусловлено действующей налоговой политикой государства. До определенного предела повышенную налоговую нагрузку на нефтедобывающие компании следует воспринимать как стремление государства изъять природную ренту, возникающую у компании- недропользователя при добыче углеводородного сырья. С помощью рентных доходов необходимо придать импульс технологическому развитию отечественной экономики, обеспечить ее отход от узкой топливно-сырьевой специализации в мировом разделении труда.
Ставя стратегические цели и предпринимая тактические меры, как, например, ревизию использования природной ренты, важно не подорвать конкурентоспособность топливно-сырьевых отраслей. Для этого важно соблюдать баланс между интересами государства и бизнеса, стимулировать в интересах общества привлечение инвестиций, повышающих отдачу для экономики от ее природно-ресурсного потенциала. Из самого по себе факта отнесения этой ренты к государственной собственности не следует, что интерес общества воплощается в максимальное изъятие полученной природной ренты из рентообразующих отраслей. Долгосрочным целям и государства, и бизнеса отвечает реинвестирование части природной ренты самими отраслями.
Одна из важнейших проблем на сегодня - создание стимулов освоения новых месторождений, характеризующихся более высокими операционными и капитальными затратами, более сложными геологическими условиями, необходимостью создания инфраструктуры, большей удаленностью от рынков сбыта. Расчеты проектных нефтегазовых институтов показывают, что для их рентабельного освоения недостаточно льгот по НДПИ.
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 отечественной нефтегазовой отрасли состоит в отсутствии реальной конкуренции и монополизации почти во всех видах и подотраслях деятельности - от скважины до бензоколонки. Вместе с тем, государство любым образом поощряет, а также поддерживает сформировавшуюся организационно-экономическую структуру. Доля средних и малых независимых организаций не больше 6-7% в нефтяной отрасли, а также 10% в газовой. При это большинство независимых компаний в реальности находится в зависимости от крупных корпораций - посредством акционерного капитала, или монопольного владения специализированной инфраструктурой. Монополии отягощают малые организации высоким тарифом за пользование собственной инфраструктурой, что ведет к значительному усложнению рентабельного функционирования независимых компаний. Вместе с тем мощности крупных монополистов очень нужны в процессе освоения новых провинций - возможность получить эффект от масштабов производства и привлечения инвестиций. К примеру, ввод в эксплуатацию, а также разработка Чаяндинского газоконденсатного месторождения в Республике Якутия «Газпромом», либо Ванкорского месторождения газа и нефти в Красноярском крае «Роснефтью».
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 Налог на добычу полезных ископаемых. Этот налог пришел на замену таких платежей как:
? платежи за пользование недрами (роялти);
? акциз на нефть и газовый конденсат;
? отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы.
Помимо введения нового налога изменения коснулись и некоторых других актов законодательства РФ.
Проведение налоговой реформы в отраслях топливно-энергетического комплекса явилось важнейшим этапом преобразований российского законодательства. Необходимость внесения изменений в систему налогообложения нефтяной отрасли, по сути, была продиктована коренными изменениями в системе собственности и экономических отношений .
Сама идея введения налога на добычу полезных ископаемых должна была обеспечить стабильные налоговые поступления в Федеральный бюджет за счет установления единой плоской унифицированной ставки роялти, которая соответствовала бы средней суммарной величине трех действующих ранее налогов - платы за пользование недрами, отчислениями на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акцизов на нефть .
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 различия в уровне операционных и капитальных затратах. 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 тем месторождениям на Дальнем Востоке и 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 (стандартная ставка 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.
Налогообложение сферы недропользования имеет важнейшее значение для формирования федерального бюджета, бюджетов сырьевых регионов 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 является налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и платежи за пользование недрами.
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]
Объектом налогообложения являются (Ст. 336, 337 НК РФ):
? полезные ископаемые, добытые из недр на территории РФ;
? полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию;
? полезные ископаемые, добытые из недр за пределами РФ на территориях, находящихся под юрисдикцией РФ (а также арендуемых).
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), рассчитывается по следующей формуле:

(2.2)

где Кндпи - специфическая ставка налога на добычу полезных ископаемых;
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%.
Налоговая база определяется как объем нефтяного сырья, направленного на переработку.
Ставка акциза на нефтяное сырье определяется в следующем порядке: Цнефть – средний за календарный месяц уровень цен нефти «Юралс» на мировых рынках, в долл/барр.;
Р – среднее значение курса доллара США 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 вводится с целью поддержки рентабельности НПЗ. В связи с этим для недопущения роста внутренних цен на нефтепродукты или возникновения дефицита моторных топлив на рынке, предусматривается порядок применения вычета с использованием 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 и потребителям отдельных видов нефтепродуктов (прежде всего, мазута) на внутреннем рынке. Так, суммарная доля этих двух статей в общем ожидаемом эффекте 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.

2.2. Особенности налогового регулирования нефтедобывающих компаний

Малая предпринимательская деятельность в отрасли нефтедобычи входит в категорию малых предприятий промышленности и имеет все черты, которые присущи указанной категории малой предпринимательской деятельности. Тем не менее, малых нефтегазовых предприятий отличает и ряд особенностей, которые имеют связь с особенностями отрасли. К примеру, малые НК не до конца подпадают под критерии, которые определены для малой предпринимательской деятельности в России согласно Федеральному закону от 24 июля 2007 года №209-ФЗ «О развитии малого и среднего предпринимательства в Российской Федерации». Определение понятия «малого нефтяного предприятия», данное в законодательстве, по-прежнему остается спорным вопросом. Энергетическим центром Московской школы управления СКОЛКОВО предпринимались попытки создать систему критериев для независимых НК, включив туда только 3 показателя – независимости от государства, ограничений по нефтепереработке и рознице. Тем не менее, мы полагаем, что такие параметры не полностью характеризуют особенности малых НК, ввиду чего предполагается рассмотрение некоторых дополнительных критериев, которые уточняют границы, а также масштабы деятельности малых компаний (Таблица 1).

Таблица 1 – Предложенные критерии малых нефтедобывающих предприятий Российской Федерации
Критерии Формулировки
Формы собственности Частная
Объемов добычи Меньше 500 тысяч тонн нефти в год
Формирования и структуры уставного капитала Частный индивидуальный капитал
Размеров разрабатываемого месторождения Небольшие площадки, имеющие сложные условия добычи
Численности работников Находится в зависимости от вида деятельности компании, примерно до 100 человек
Числа лиц, которые занимаются принятием основных управленческих решений 1-3 чел.

Помимо этого, характерная особенность малой нефтегазовой предпринимательской деятельности состоит в масштабе месторождений, которые они разрабатывают, а также малый промежуток времени от разведки и до начала их освоения (в ряде случаев он может быть равным четырем-пяти месяцам). При этом, на многих месторождениях нужно осуществлять добычу высоковязкой и сверхвязкой нефти, что имеет связь с определенными сложностями процесса и дополнительными расходами, которые компания самостоятельно несет, без тех или иных государственных льгот.
При рассмотрении основных направлений развития малых нефтяных компаний в нефтедобыче нашей страны требуется выделение двух основных концепций, где функционировать могут данные компании. Первое направление состоит в открытии и разработке мельчайших и малых месторождений, в освоении нераспределенного недрового фонда. Второе направление состоит в отработке месторождений в старопромысловых местностях, имеющих сложные горно-геологические условия добычи. Обе концепции обладают своими достоинствами и недостатками, их применяют в зависимости от специфики минерально-сырьевой базы, а также региона нахождения месторождения. К примеру, для того, чтобы разрабатывать малые и мельчайшие месторождения, требуется намного меньше разведочных скважин, а также меньше единиц оборудования. Зачастую подобные скважины являются менее обводненными, что оказывает положительное влияние на сокращение себестоимости нефтедобычи. В числе преимуществ указанного пути развития малых НК нужно также сказать, что за счет разработки мельчайших месторождений возможна более качественная и рациональная отработка запасов нефти и внедрение новых технологий нефтедобычи. Основной минус указанного направления состоит в расположении месторождений в основном в труднодоступных районах, а также их удаленности от объектов инфраструктуры, что ведет к существенному повышению затрат на транспортировку. Ощутимый недостаток также состоит в отсутствии собственных мощностей по переработке.
Ведя речь о концепции разработки месторождений в старопромысловых местностях, имеющих сложные горно-геологические условия, отметим ее следующие достоинства, заключающиеся в возможности использовать действующую производственную инфраструктуру, оборудования, а также существующие технологии добычи. Это позволяет выделять указанное направление по сравнению с ранее изученной нами концепцией, но нужно отметить существенные недостатки в процессе отработки «старых» скважин, которые заключаются в высоком проценте выработанности запасов, высокой обводненности, а также необходимости вкладывать средства в разработку и в доразведку.
Соответственно, оба изучаемых направления развития малой нефтегазовой предпринимательской деятельности позволяют наиболее полно извлекать нефтяные запасы, повышать поступления в бюджет, создавать дополнительные рабочие места и конкурентную среду в сфере добычи нефти, но они также требуют существенных вложений со стороны малого предприятия.
Как ранее говорилось, эффективная работа малой предпринимательской деятельности обусловлена преимущественно внедрением специальных льгот и государственной поддержкой. Малым нефтегазовым компаниям необходимо применять особые режимы налогообложения и создавать специальные программы, которые стимулируют их деятельность. Один из немногочисленных примеров государственной поддержки малых НК в России – это Республика Татарстан. В 1997 г. президент Татарстана издал Указ №УП-81 «О мерах по увеличению нефтеотдачи в Республике Татарстан», в рамках которого предусмотрено создание большого количества малых НК, а также предоставление льгот для них. Сейчас в регионе широкое распространение имеет льгота по добыче сверхвязкой нефти.
Резкий спад добычи нефти в Российской Федерации в середине 1990-ых годов сменился на ее уверенный рост с 2000 г. Тем не менее, темпы прироста добычи в течение последних лет существенно сокращаются, что обусловливает одна из наиболее важных проблем нефтяной отрасли — ухудшение состояния базы сырья.
В течение последних лет наблюдается существенный рост доли низкорентабельного и трудноизвлекаемого запаса, сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения, сокращение ввода новых скважин в эксплуатацию; значительное сокращение коэффициента извлечения нефти, ввиду чего в недрах теряются свыше 60 процентов нефтяных запасов. Свыше 55 процентов нефтяных запасов находятся в диапазоне низкого дебита скважин (10-20 тонн/сут) и с весьма низким уровнем рентабельности.
Сейчас в отрасли нефтедобычи России сформировалась жесткая недифференцированная система обложения налогами нефтяных компаний (НДПИ, таможенные экспортные пошлины, а также налог на прибыль, номинальная ставка которого равна 20 процентам). Сумма налогов и неналоговых платежей почти никоим образом не находится в зависимости от прибыльности тех или иных проектов по разработке месторождения. Сильнее всего это влияет на независимые НК. В их числе выделяют малые НК, состояние экономики которых сейчас в сложном положении.
Определения малой НК нет в том или ином НПА. Многие специалисты согласны во мнении, что ключевой критерий для отнесения к малым НК – это объёмы добычи. Как показывают экспертные оценки, объёмы добычи нефти не должны быть более пятисот тысяч тонн. Малая нефтяная компания (или МНК) является компанией, которая ведет разработку и добычу нефти, не превышает объемы добычи в 500 тысяч тонн в год и с долей иных предприятий до 35 процентов.
Одна из причин текущего критического для существования отечественных МНК положения состоит в, по сути, фискальном характере системы обложения налогами нефтяной отрасли.
Малые компании в сфере нефтедобычи ввиду невысокого качества собственной ресурсной базы имеют большую заинтересованность в льготах, стимулирующих добычу из высокообводненных и малодебитных скважин, а также разработку малых месторождений, на которые требуются значительные капиталовложения.

Таблица 2 - Добыча сырой нефти и природного газа малыми предприятиями РФ в 2015-2018 гг.
год Количество компаний, ед. Средняя численность сотрудников,
чел. Оборот предприятий,
тыс.руб.
всего в их числе средняя численность сотрудников по списочному составу (без внешних совместителей) всего в том числе:
отгружено товаров собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами продано продукции несобственного производства 2015 357 12438 11227 43325730 34617847 8707884
2016 322 13303 12035 55882461 48762424 7120038
2017 54 1150 1000 13253015 12296861 956154
2018 29 859 780 10821239 6753867 4067372

Проведенный анализ данных в таблице 2 показывает, что на протяжении 2015-2018 гг. численность малых предприятий, добывающих в России нефть и природный газ, снизилась с 357 до 29. Оборот предприятий снизился с 43325730 тыс. руб. в 2015 году до 10821239 тыс. руб. в 2018 году. Уменьшение числа малых предприятий в секторе НГК говорит о том, что с каждым годом малые предприятия или закрываются или поглощаются более крупными конкурентами.
Если организация осуществляет добычу и реализацию полезных ископаемых (кроме общераспространенных), то у нее нет права использовать УСН (подпункт 8 п. 3 статьи 346.12 Налогового Кодекса РФ). Тем не менее, переход на УСН при добыче общераспространенных ПИ не ведет к освобождению от обязанностей плательщика данного налога (пункт 2 статьи 346.11 НК РФ).
Обязанность по уплате НДПИ возложена на российских и иностранных налогоплательщиков, которых признают недропользователями, иными словами – тех, кто получил лицензию на права недропользования либо же заключил соглашение о разделе продукции (статья 334 НК РФ, статья 9 Закона от 21 февраля 1992 года № 2395-1). Уплата НДПИ должна осуществляться от момента регистрации лицензии либо же вступления соглашения о разделе продукции в силу (часть 7 ст. 9 Закона от 21.02.1992 г. № 2395-1, письмо Минфина России от 18 сентября 2008 г. № 03-06-06-01/23).
Если организация самовольно пользуется участком недр (без лицензии или соглашения о разделе продукции), платить НДПИ по данному участку недр не нужно (письмо ФНС России от 16 августа 2006 г. № ММ-6-21/816). Правомерность такого подхода подтверждают и некоторые суды (см., например, постановление ФАС Центрального округа от 28 января 2005 г. № А09-8557/04-13).
Требуется радикальное реформирование налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), включая ликвидацию его привязки к мировым ценам на нефть и предоставление льгот по уплате НДПИ. Существенной проблемой для отрасли является более низкий уровень внутренних цен на основные виды энергоресурсов по сравнению с мировыми. Использование государством налоговых регуляторов в соответствии с задачами развития нефтяного комплекса могло бы способствовать созданию предпосылок для малого бизнеса в сфере нефтедобычи.