Учимся считать

Концепция новой налоговой системы для нефтегазовой отрасли была передана в Минэнерго еще в прошлом году. Минфин, подключившийся к обсуждению документа на этапе межведомственных консультаций, пока тормозит рассмотрение проекта по существу. Поэтому введения новой схемы налогообложения следует ожидать не раньше 2012 года.

Схема 60-66

Проект новой налоговой системы, подготовленный пулом вертикально интегрированных нефтяных компаний совместно со специалистами Ernst & Young, IHS CERA и другими независимыми экспертами, предполагает снижение экспортной пошлины (ЭП) на нефть примерно на 14-15% за счет сокращения на 10% главного множителя в формуле ЭП: при мировой цене Urals свыше $182,5/т ($25/бар) вместо коэффициента 65% предлагалось использовать 55%. Кроме того, концепция устанавливала единую пошлину на светлые и темные нефтепродукты на уровне 58% от нефтяной.

Оборотный налог на добавленную стоимость (НДПИ) для уже действующих месторождений предлагалось дифференцировать с учетом транспортного плеча до места сбыта для каждого объекта налогообложения. А для новых месторождений — и вовсе отменить этот оборотный налог и заменить его налогом на финансовый результат (в дополнение к уже имеющемуся налогу на прибыль).

Проект был направлен в Минэнерго в конце минувшего года, но согласовать его с Минфином, который не пожелал расставаться с частью нефтегазовых доходов уже с 2011 года, оказалось не так просто. Тогда Министерство энергетики вынесло на межведомственное обсуждение только один фрагмент реформы, и тот видоизмененный,— он получил название "схема 60-66".

По этой схеме нефтяная экспортная пошлина снижается лишь на 7-8% (65-процентный коэффициент в формуле ЭП сокращается только до 60%, а не до 55%), а пошлина на нефтепродукты унифицируется на уровне 66%, а не 58% от нефтяной. Остальные параметры, такие как НДПИ и налог на сверхприбыль, в этой схеме не рассматриваются.

В таком виде "налоговую реформу" удалось согласовать с Минфином довольно быстро. В первую очередь потому, что для бюджета страны "60-66" не несет никаких убытков, впрочем как и прибыли: схема просто перераспределяет доходы между экспортом и переработкой и, кроме того, между разными нефтяными компаниями.

В соответствии с системой "60-66" компании с соотношением добычи к переработке (P/R Ratio) в пользу добычи, НПЗ которых ориентированы на выпуск светлых нефтепродуктов, оказывались в более выгодном положении, чем те, чья добыча идет преимущественно на заводы, да еще и с низкой глубиной переработки. Так, "Татнефть" и "Башнефть" уже лоббируют для себя льготы в связи с возможным введением "60-66". А ЛУКОЙЛ, "Роснефть", "Сургутнефтегаз", а также малые компании не выражают недовольства.

Если бы схема заработала с апреля, то экспортная пошлина на нефть снизилась бы с $423,7 за тонну до $393-396. Унифицированная пошлина на нефтепродукты составила бы примерно $260/т вместо $283,9/т для светлых и $197,9/т для темных. Для сравнения: реформа по формуле "55-58" дала бы в апреле нефтяную пошлину в размере $361-364/т, а для нефтепродуктов — $210/т, что, конечно, обрадовало бы нефтяников гораздо больше.

Пока ничья

Но наиболее новаторская часть реформы — введение нового налога на финансовый результат — пока под сомнением. Чтобы перенести пик налогообложения на тот период, когда месторождение наиболее продуктивно, эксперты и нефтяники предложили исключить на новых месторождениях (среди которых также Ванкорское и Талакан) взимание НДПИ, который рассчитывается от оборота и практически напрямую зависит от цены на нефть, а вместо него ввести дополнительный налог на финансовый результат (рабочие названия — налог на сверхприбыль, налог на дополнительный доход).

Новый налог не освобождает компанию от уплаты налога на прибыль (20%), но дополняет его. Ставка, которая обсуждалась на предварительном этапе,— 27%. Налогооблагаемая база при этом считается для каждого добывающего структурного подразделения компании отдельно. По словам участника обсуждения, за основу был взят проект закона о налогообложении добавочных доходов (НДД), разработанный еще в 1997-1998 годах.

В нем база применительно к каждому лицензионному участку или совокупности участков определялась как реальная стоимость (без НДС и транспортных расходов) добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на сумму затрат на производство и реализацию продукции (кроме амортизации, расходов на транспортировку до покупателя и расходов на экспорт), производственных капитальных вложений, налогов, относимых на финансовые результаты деятельности предприятия (налог на прибыль, например).

При этом сумма вычитаемых затрат не должна была превышать 70% от стоимости нефти, если база устанавливается для нескольких участков, и 90% — если НДД рассчитывается для одного участка.

Для новых месторождений, где производственные капитальные вложения идут полным ходом, НДД объективно может оказаться нулевым. Но и в нынешней налоговой системе НДПИ для всех новых регионов нефтедобычи, например Восточной Сибири, Ямала и шельфов, обнулен на 10-25 лет, так что государство ничего не теряет.

Для всех остальных месторождений, в том числе мелких и со сверхвязкой нефтью, объемы выплат по НДД могут быть совершенно разными в зависимости от себестоимости добычи на каждом конкретном участке. И тут бюджет, вероятно, понесет потери. Зато на объеме нефтедобычи по стране новый налог должен сказаться положительно.

Елена Корзун, руководитель ассоциации малых и средних нефтедобывающих организаций "Ассонефть", считает, что введение НДД даже лучше скидок по НДПИ. "Мы ожидаем, что в рамках весенней сессии Госдумы будет принят законопроект о снижении НДПИ для мелких нефтяных месторождений, на которых в основном и работают нефтяные компании, входящие в нашу ассоциацию,— говорит она.— Но мы бы предпочли, чтобы вместо НДПИ, пусть даже льготного, был введен налог на дополнительный доход. Это современный, разумный подход к налогообложению".

Недостаток данных

Насколько разделяет это мнение Минфин, станет известно ближе к июню. А пока единственное, к чему следует готовиться нефтяникам,— это к перераспределению прибыли между добычей и переработкой в пользу первой, сокращению мощностей по первичной переработке нефти и снижению производства мазута и других темных нефтепродуктов, повышению привлекательности экспорта нефти и, как следствие, росту внутренних цен на нефть и нефтепродукты.

Источники свидетельствуют, что Минфину удобнее вводить послабления по НДПИ, который легче администрировать и прогнозировать. Министерство даже готово предоставить отсрочку по его уплате: обязательства будут накапливаться, а выплатит их компания на более поздних сроках разработки. Но отказываться от взимания оборотных налогов или хотя бы снижать их ставки Минфин не спешит.

"Минфин ставит под сомнение саму модель, на базе которой выводились новые формулы,— заявил участник обсуждения реформы.— Это та самая интегральная модель отрасли, которая использовалась в работе над "Генеральной схемой развития нефтяной отрасли на период до 2020 года". Основу модели составляют данные по 23 крупнейшим НПЗ России, 29 типовым разрабатываемым и 34 новым месторождениям нефти".

В ведомстве Кудрина усмотрели слабое место этой модели в том, что она интегрировала фактические данные лишь по 2009 год включительно, а по 2010 году обошлась прогнозом. Минфин счел опрометчивым полагаться на прогнозы, когда уже есть некоторые результаты прошлого года: в феврале 2011 года большинство нефтяных компаний выпустило финансовую отчетность за прошлый год.

Но для более точной настройки модели Минфину придется подождать июня, когда появятся годовые отчеты, содержащие не только финансовые показатели, но и данные по ресурсной базе, объемам производства и т. д. И только после этого чиновники окончательно убедятся (или разуверятся) в эффективности предложенной системы налогообложения.

"В компаниях говорят о том, что окончательная концепция раньше июня не появится,— подтверждает источник RusEnergy, участвовавший в работе над первым вариантом реформы.— В этом случае законопроект подготовят только к осенней сессии Госдумы. А сам переход на новое налогообложение, учитывая длительность всех процедур, произойдет не раньше 2012 года".

Изменение НДПИ

Год
Без реформы
После реформы

Обычный режим НДПИ
(руб.)

Специальный режим
НДПИ (руб.)*

Обычный режим НДПИ
(руб.)
Налог на финансовый
результат (+ к
налогу на прибыль;
%)
2011
419 х Кц х Кв
0
419 х Кц х Кв
27
2012
446 х Кц х Кв
0
446 х Кц х Кв - Ктр
27
2013
470 х Кц х Кв
0
470 х Кц х Кв - Ктр
27

Источник: RusEnergy по данным Минэнерго РФ, Минфина РФ.

*Под специальный режим временно подпадает добыча на участках, расположенных полностью или частично в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, Ненецком автономном округе, на полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, севернее Северного полярного круга, в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации, в Азовском и Каспийском морях, а также сверхвязкой нефти, согласно пп. 1.8-1.12 ст. 342 НК.

Кц — коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть.

Кв — коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр.

Ктр — удельное (то есть на каждую добытую тонну) изменение транспортных расходов.

Изменение экспортной пошлины на нефть

Цена нефти Urals
Формула ЭП на нефть,
действующая
Формула ЭП на нефть,
55-58
Формула ЭП на нефть,
60-66
До 109,5
включительно
0
0
0
От 109,6 до 146
включительно
(Ц-109,5) х 35%
(Ц-109,5) х 35%
(Ц-109,5) х 35%
От 146 до 182,5
включительно
(Ц-146) х 45% + 12,78
(Ц-146) х 45% + 12,78
(Ц-146) х 45% + 12,78
Свыше 182,5
включительно
(Ц-182,5) х 65% +29,2
(Ц-182,5) х 55% + 29,2
(Ц-182,5) х 60% +29,2

Источник: RusEnergy по данным Минэнерго, Минфина.

Ц — сложившаяся за период мониторинга средняя цена Urals на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) в долларах США за тонну.