Что такое ндд налог

Опубликовано: 15.05.2024

Земцов Егор Алексеевич,
Лазаренко Виктор Ярославович
Научный руководитель - Ахмадеев Р.Г.

1,2. бакалавриат, кафедра Бухгалтерского учета и налогообложения,
Российский экономический университет имени Г.В.Плеханова
3. к.э.н., доцент кафедры Бухгалтерского учета и налогообложения,
Российский экономический университет имени Г.В.Плеханова

Zemtsov Egor Alekseevich
Lazarenko Viktor Yaroslavovich
Scientific adviser: Akhmadeev R.G.

1, 2. Department of Accounting and taxation,
Plekhanov Russian University of Economics
3. Associate professor,
Department of Accounting and Taxation, Plekhanov Russian University of Economics

Аннотация: Отрасль топливно-энергетической сферы занимает значительную роль в экономике Российской Федерации. До установления налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья с 2019 года организации, пользователи недр, были значительно обременены действующими положениями налогового законодательства, с учетом действующих мер «налогового маневра» в сырьевом секторе экономики, что, в полной мере не позволяло осуществлять инвестирование и ввода в эксплуатацию новые месторождений. В связи с этим, в проведенном исследовании освещены основные элементы введённого с 2019 года налога на дополнительный доход, позволившие обосновать основные причины и способы в прогнозировании перспектив применения режима налогообложения при добыче углеводородного сырья.

Abstract: The fuel and energy complex is a very important part of the economy of the Russian Federation. Before the introduction of tax of additional income from hydrocarbon raw materials, organizations that extracted hydrocarbon raw materials found themselves in a disadvantageous situation. Specifically, the exploration and commissioning of new fields was difficult. This article explores the reasons for introducing this tax, and analyzes the prospects.

Ключевые слова: НДД, налогоплательщики, углеводородное сырье, налогообложение

Keywords: tax of additional income from hydrocarbon raw materials, taxpayers, hydrocarbon raw materials, taxation

Поскольку нефтяная и газовая отрасли являются ведущими в Российской Федерации, государству необходимо разрабатывать дополнительные механизмы в целях стимулирования пополнений доходной части бюджета, а обсуждение данной проблемы осуществляется на протяжении последних 20 лет [1, 2]. Между тем практический опыт реализации налогообложения в отношении сырьевой отрасли показал, что налоговая система, предшествующая НДД, была несколько неэффективна, поскольку при таком положении дел государство предоставляло различные налоговые и таможенные льготы. С другой стороны, из-за сосредоточения на крупных месторождениях, разведка новых не происходит нужным образом, следовательно, рано или поздно объем добытых ресурсов сократиться, что повлечет за собой и сокращение налоговых отчислений [3, 4].

В этой связи налогоплательщики в действующей системе взимания и уплаты налога на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ), по которому предусмотрено применение большое количество различных льгот, а обложение экспортными таможенными пошлинами вошло в некую зону комфорта, стимул развития операторами новых месторождений просто пропал [5]. Можно отметить, что им удобно развивать уже существующие месторождения и получать налоговые льготы от государства. Это ведет к тому, что государство недополучает, а потенциальные месторождения не открываются. Приведенные факты могут привести к удручающим последствиям: снижение уровня добычи и экспорта углеводородного сырья и стагнация соответствующей отрасли экономики в целом [6, 7].

Вместе с тем, государству необходимо разработать более действенный инструмент, который способен в большей мере сбалансировать интересы государства и нефтяных компаний. Таким образом, в 2019 году в пилотном режиме начал применяться новый режим налогообложения в виде налога на дополнительный доход в отношении сырьевого сектора экономики (рис.1).

Рисунок 1. Динамика поступлений налогов, сборов и взносов в консолидированный бюджет РФ и соотношение поступлений по НДПИ

Составлено автором на основании данных ФНС России https://www.nalog.ru/statistics_and_analytics/forms/

Введённый с 2019 г. режим взимания и уплаты налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (далее – НДД) относится к федеральным налогам и является прямым. Основная информация по НДД содержится в положениях ст. 333.43 Налогового кодекса Российской Федерации (далее – НК РФ). Однако следует четко определить, что в состав углеводородного сырья отнесены: первообразная нефть, газовый конденсат, попутный и природный газ. Неотъемлемой частью любого налога, является сторона, которая уплачивает средства в бюджет [8, 9]. По НДД налогоплательщиками признаются организации, осуществляющие следующие виды деятельности: поиск и оценка месторождений, транспортировка, подготовка, хранение, создание объектов утилизации (переработки), и являющиеся пользователями недр, на основании предоставленной им соответствующей лицензии [10].

Особенностью нового налога является четкое указание границ территорий, на территории которых налоговый режим примется. Территории разделены на 4 группы, координаты секторов которых, указаны в законодательстве, речь идет о следующих субъектах РФ, как Ямало-Ненецкий АО, Республика Саха (Якутия), Ханты-Мансийский АО и другие крупные сосредоточения углеводородного сырья. По сути своей это месторождения с незначительной степенью выработанных ресурсов.

Объектом налогообложения по НДД является дополнительный доход, данный показатель, выражает доходы от реализации, уменьшенные на величину затрат, осуществленных при добыче за календарный год. Принципиальным отличием НДД является переход от налогообложения валового дохода добывающих организаций к налогообложению их финансового результата. Таким образом, дополнительным доходом признается расчетный доход, уменьшенный последовательно на фактические и расчетные расходы [11, 12]. В состав фактических расходов включаются затраты налогоплательщиков на непосредственную добычу сырья: приобретение, сооружение, изготовление, доставка, доведение до состояния, пригодного для использования амортизируемого имущества, а также затраты, связанные с производством и реализацией конечной продукции. К расчетной группе затрат относятся расходы по транспортировке и таможенные пошлины. Внимательным образом следует также отнестись к распределению издержек в группе. Понимая, что компаниям выгодно расширять величину издержек (затрат) того субъекта, который уплачивает налог, контролирующие органы сосредоточили внимание в том числе и на внутригрупповых расходах [13, 14]. При этом необходимо учитывать, что одновременно законом расширен перечень видов контролируемых сделок. Так, с 2019 года к контролируемым сделкам в соответствии с правилами трансфертного ценообразования признаются сделки, осуществляемые между лицами, признаваемые взаимозависимыми, если хотя бы одна из сторон сделки является плательщиком НДД и доходы (расходы) по такой сделке учитываются при определении налоговой базы НДД. В свою очередь величина полученных доходов по таким сделкам за календарный год должна превышать 60 млн рублей. Поскольку НДД относится к категории прямых, отчислению в бюджет подлежит произведение налоговой базы на ставку налога, которая по НДД признается равной 50% [15].

Налоговый период равен календарному году. Отчетными периодами являются: квартал, полугодие и 9 месяцев календарного года [16].

Таким образом, после окончания каждого отчетного периода следует производить уплату авансового платежа по налогу. Производить это необходимо не позднее 28 числа месяца, следующем за истекшим отчетным диапазоном [17, 18]. По итогам налогового периода НДД, подлежащий к уплате в бюджет рассчитывается как разница между рассчитанным налоговым обязательством и суммой авансовых платежей, и уплачивается не позднее в срок до 28 марта следующего года [19].

Исходя из приведенных ФНС России статистических данных, можно узнать, что большая часть налоговых поступлений в бюджет приходится от налога на добычу природных ископаемых (НДПИ) и составляет в среднем не менее 5061 млрд. руб. или 47,6%. Согласно заявлению Министра энергетики РФ, А. Новак переход с 2019 г. на НДД позволит получить за налоговые периоды 2019–2035 гг. бюджетные отчисления на сумму до 1 трлн. руб. и принесет 100 млн. тонн дополнительной добычи нефти по сравнению с текущими объемами на проектах-пилотах — в 2016 году добыча на этих участках составила 14,7 млн. т. [20]. Вместе с тем с большей долей вероятности можно предположить то, что налоговых поступлений в государственную казну значительно прибавиться, что является положительной тенденцией для экономики РФ. В свою очередь для государства введение дополнительного налога в осуществляемой налоговой политике в нефтегазовые сектора заключается в соблюдении следующих задач:

Переход от налогообложения валового дохода добывающих компаний к взиманию средств по налогу с денежного потока от реализации последних.
Осуществление прямого стимулирования налогоплательщиков к рациональному использованию недрами, увеличение доли добываемого углеводородного сырья.
Экономическая безопасность и стабильность бюджета посредством своевременного его пополнения.
Стремление к прозрачности и простоте администрирования финансовой деятельности компаний.

Иными словами, при высокорентабельной добыче нефти бюджет государства будет пополняться, а при низкорентабельном налоговая нагрузка на организации будет снижаться, что в целом увеличит общее количество добытых углеводородных ресурсов по стране. Таким образом, с большей степени обоснований законодательство по НДД представляет стимулирующий эффект, нежели фискальный, как это предусмотрено при взимании и уплаты НДПИ. По мнению экспертов, данный налоговый режим способствует развитию новых месторождений, повешению рентабельности нефтегазовых продуктов при разработке трудноизвлекаемых участков месторождений.

При этом налогообложение по НДД предусматривает использование внутрироссийских цен на нефть, иначе данная система будет работать неэффективно, так как это может привести к искусственному завышению затрат, что поведет за собой меньшее количество средств, отчисляемых в бюджет. В этой связи справедливо выделить основные преимущества и недостатки введения НДД с 2019г., позволяя в полной мере:

Обеспечить стабильность поступлений средств в бюджет, что является основополагающим фактором экономической безопасности страны;
Способствовать долгосрочному перспективному развитию добывающей отрасли в нефтегазовой сфере экономики;
Снизить величину налоговой нагрузки в целях обеспечения развития новых месторождений;
Осуществить дополнительный приток к привлечению инвестиций за счет более выгодных условий и выравниванию между различными категориями налогоплательщиков;

Обобщая проведенное исследование по введению режима НДД, можно отметить, что на законодательном уровне сформирован на должном уровне соответствующий вектор развития неразведанных месторождений с потенциальными перспективами расширения. Из данных суждений можно сделать вывод о том, что основным фактором манипуляций с налогообложением является рентабельность нефти и газа, а не валовая добыча, как это применяется по НДПИ. Вместе с тем в сфере практического применения нового режима НДД следует отметить ряд спорных аспектов, подлежащих более конкретному разъяснению с учетом:

Параллельного взимания и уплаты действующего налога в виде НДПИ, что повлияет на механизм налогового администрирования НДД.
Риска снижения мировых цен на углеводородные ресурсы, это повлияет на величину поступлений в доходную часть бюджета страны.
Стимул к возможному занижению доходов, посредством увеличения потенциала расходов, связанных с добычей углеводородов на новых месторождениях.

Таким образом налоговые риск существенности недостатков по новому режиму НДД присутствуют, однако оценить их конкретную значимость на данный достаточно трудно, поскольку временной период действия данного режима недостаточен. Следовательно, введение с 2019 г. налогового режима кардинально изменяет подход к налогообложению организаций нефтегазового сектора по сравнению с опытом прошлых лет. Более эффективно распределяется налоговая нагрузка на новых месторождениях, с учетом затрат по освоению и развитию на начальном этапе и предусматривается уплата налога после выхода проекта на должный уровень окупаемости. В свою очередь налоговые отчисления зависят от денежного потока от реализации добытого углеводородного сырья, в том числе трудноизвлекаемого, это позволяет быстрее рассчитываться с кредиторами и выводить на окупаемость развивающиеся проекты, что в должной мере подразумевает разделение рисков между государством и нефтегазовыми компаниями.

Завершился первый год применения нового налогового режима в нефтедобыче, основанного на уплате налога на дополнительный доход (НДД). В 2019 году в налоговом эксперименте участвовали проекты всех крупнейших нефтяных компаний, включая «Газпром нефть», расположенные в новых и традиционных регионах нефтедобычи. Поговорим о первых результатах этого эксперимента и дальнейших перспективах его развития.

Зачем нужен НДД

Идея перехода на налогообложение финансового результата для нефтяной отрасли не нова и активно обсуждалась на протяжении последних двадцати лет. Основной предпосылкой для разработки налога на дополнительный доход стало несовершенство российского налогового законодательства, основанного на изъятии значительной части выручки от добычи углеводородов через налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортную пошлину (ЭП).

Эти платежи были введены взамен акциза на нефть, платы за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы на фоне резкого повышения цен на нефть в начале 2000-х и низкой собираемости налогов с нефтяной отрасли. Вместе с тем такой подход к налогообложению в условиях ухудшения структуры запасов и роста затрат на подъем нефти не отвечал вызовам по обеспечению системных мер поддержки разработки углеводородного сырья, в свете чего быстро превратился в лоскутное одеяло налоговых льгот для различных категорий проектов.

На первоначальном этапе с нефтяными компаниями обсуждалось введение НДД только в отношении новых и действующих месторождений, ограниченных территорией Западной Сибири, расположенных в ЯНАО (южнее 65º с.ш.), ХМАО, Коми, Тюменской области (см. 3-ю и 4-ю группы проектов на инфографике на стр. 53). Критерием для выбора проектов 3-й группы явилось ограничение по величине годовой добычи (15 млн т суммарно по всем пилотам), для 4-й группы — величина запасов (суммарно 150 млн т). Итоговый перечень пилотных проектов 3-й и 4-й групп формировался нефтяными компаниями самостоятельно и на сегодня включает 65 лицензионных участков.

Переход на НДД месторождений новых регионов нефтедобычи (север ЯНАО, НАО, Красноярский край, Республика Саха, Иркутская область, шельф Каспийского моря) был инициирован в рамках проработки идеи завершения так называемого налогового маневра, предполагающего обнуление экспортной пошлины на нефть и соответствующий рост НДПИ. Поскольку при завершении налогового маневра нефтяные компании потеряли бы существующую льготу по ЭП на нефть, которая предоставлялась до достижения IRR проекта 16,3%, экономика месторождений в новых регионах существенно бы ухудшилась. В периметр НДД были добавлены 1-я и 2-я группы участков с возможностью добровольного перехода на новый режим.

Если говорить о преимуществах НДД перед НДПИ, то в первую очередь он хорош тем, что взимается с финансового результата, а не с выручки и выплачивается только в том случае, если разработка месторождения оказалась прибыльной. Кроме того, новый налог способствует более справедливому распределению эффективности между государством и недропользователями: обеспечивает прогрессивное изъятие ренты для высокомаржинальных проектов и стимулирует на первоначальном этапе высокозатратные проекты, которые принесут доходы в бюджет позднее. Для таких проектов в начале разработки действуют льготные условия по НДПИ и ЭП, а сам НДД не взимается вплоть до выхода проекта на окупаемость.

Также НДД учитывает изменения экономических и геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения. По мере истощения месторождения снижается доход и, соответственно, размер налога. А высвобождение средств на первоначальном этапе разработки стимулирует инвестиции в новые эффективные технологии нефтедобычи и геологоразведку, что в конечном итоге приведет к увеличению среднего проектного коэффициента извлечения нефти и восполнению минерально-сырьевой базы.

Адаптационный период

Безусловно, анализ одного года применения НДД не может показать объективную картину и однозначно подтвердить эффективность нового режима ни для недропользователей, ни для государства. Однако первые результаты от изменения налогового законодательства уже видны.

Согласившись на участие в налоговом эксперименте, нефтяные компании приступили к адаптации корпоративных бизнес-процессов к введению нового налога. Ранее формирование финансового результата в разрезе лицензионных участков не требовалось для целей налоговых расчетов. Поэтому организация раздельного учета доходов и расходов по участкам, перешедшим на НДД, стала серьезным вызовом, связанным со значительной донастройкой учетных систем и документооборота для корректного расчета налога.

«Газпром нефть» была активно вовлечена в эту работу. Заявленные пилотные проекты не всегда совпадали с границами месторождений. Соответственно, потребовалась донастройка внутренних аналитик для корректной привязки расходов к участкам недр. Значимым этапом внутренней работы стал выбор параметров для распределения капитальных и операционных расходов по участкам недр с точки зрения их экономической обоснованности, универсальности для различных категорий участков и необходимости использования в течение пятилетнего периода согласно требованиям законодательства.

Помимо учетных операций перед бизнесом встал вопрос по оптимизации имеющейся схемы разработки пилотных проектов: компаниям необходимо было понять, действительно ли новый фискальный режим повышает эффективность разработки запасов, а также продемонстрировать обеспечение бюджетной эффективности для государства.

Установление льготного периода по уплате НДПИ, ЭП и НДД для гринфилдов позволило ускорить сроки запуска таких месторождений в эксплуатацию. Для браунфилдов потребовалось пересмотреть производственную программу, чтобы повысить интенсивность эксплуатационного бурения и максимально быстро получить дополнительную добычу за счет вовлечения в разработку новых запасов, ранее нерентабельных в общем налоговом режиме. Кроме того, введение НДД стимулирует инвестиции в инновации, а значит, зрелые месторождения могут стать площадками для апробирования новых технологий и методов повышения нефтеотдачи в целях поддержания базовой добычи и повышения коэффициента извлечения нефти. Подготовка таких площадок уже началась.

Для нефтяных месторождений с запасами газа потребовалась оптимизация порядка разработки данных запасов ввиду принятой методологии расчета НДД. Она не позволяет так же эффективно разрабатывать газ в этом режиме, как в действующей системе. Это связано с тем, что фактические расходы на освоение запасов газа не учитываются при расчете минимального НДД. Следовательно, налог по своей сути уплачивается с полученной выручки по газу, а не с прибыли. При этом снижение ставки НДПИ на газ в режиме НДД не предусмотрено.

Первые результаты

Если перейти к результатам 2019 года в цифрах, то суммарно дополнительные инвестиции компаний в освоение пилотных месторождений составили свыше 100 млрд рублей. Большая часть этой суммы относится к активизации разработки гринфилдов в новых регионах добычи, работа которых ранее стимулировалась за счет льгот по экспортной пошлине.

Если рассматривать результаты непосредственно по «Газпром нефти», то в 2019 году компания нарастила инвестиционную активность по изучению и освоению новых проектов, а также поддержанию базовой добычи на действующих проектах в среднем на 55%, продолжив последовательный рост в 2020 году. При этом фактический прирост инвестиций на участках НДД по итогам 2019 года превысил рост операционного денежного потока. Следовательно, с момента введения НДД все дополнительно полученные ресурсы компании были реинвестированы. Прирост добычи на пилотных проектах в среднем составил 10%.

В 2019 году наибольшая инвестиционная активность компании была сосредоточена на изучении и освоении Новопортовского, Тазовского и Западно-Зимнего участков. Благодаря переводу месторождений севера ЯНАО на НДД, в том числе тех, разработка которых в общем налоговом режиме была бы нерентабельна, компания приступила к формированию нового масштабного кластера нефтедобычи. Именно здесь бурятся самые высокотехнологичные скважины в периметре компании со сложнейшими типами заканчивания. Так, на Тазовском месторождении компания успешно пробурила скважины с двумя обсаженными стволами с рекордной протяженностью горизонтальных участков свыше 2 тыс. метров и скважины с тремя стволами по технологии «фишбон». По уровню сложности высокотехнологичные скважины на этом месторождении уникальны для сухопутных проектов и приравниваются к морским.

Развитие Новопортовского промысла в режиме НДД также позволило дать старт ряду уникальных капиталоемких проектов. В частности, сейчас реализуется строительство газопровода внешнего транспорта расчетной протяженностью около 115 км. Он соединит газовую инфраструктуру полуострова Ямал с магистральным газопроводом «Ямбург — Тула» на полуострове Тазовский. Реализация проекта позволит эффективно использовать попутный нефтяной газ в объеме 96,3%, а также откроет доступ к вовлечению в разработку газовых месторождений полуострова Ямал.

Таким образом, приведенные результаты прошедшего года демонстрируют первые позитивные итоги применения НДД. Новые налоговые условия послужили толчком для наращивания инвестиционной активности на проектах и обеспечили прирост добычи нефти на них относительно 2018 года. То есть дополнительная ценность от изменения налогового законодательства как для бизнеса, так и для государства приобретает вполне ощутимые финансовые перспективы.

Депутаты одобрили законопроект о частичной замене налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) налогом на добавленный доход (НДД), с 1 января 2019 года реформа начнет действовать в пилотном режиме. В течение почти 20 лет она была камнем преткновения между Минфином, с одной стороны, и Минэнерго и нефтяными компаниями — с другой. Потери федерального бюджета, по оценкам Минфина, могут составить до 20–30 млрд руб. в год, правительство взамен рассчитывает на инвестиции нефтяников в отрасль.

Что имеем

Еще один платеж — экспортная пошлина. Ее размер также ежемесячно определяет Минфин, корректируя с учетом мировых цен на нефть. Ниже цена — меньше пошлина, и наоборот. (Величина пошлины также зависит от вида экспортируемого ресурса — например, дешевле обходится вывоз высоковязкой нефти.) Так, с 1 мая 2018 года экспортная пошлина на нефть составляет $118,5 за тонну.

Всего взносов по НДПИ в прошлом году в казну поступило на 4 трлн руб. — темпы прироста за год составили 41% благодаря высоким ценам на нефть. Это 44% от всех поступлений в федеральный бюджет. Еще примерно столько же получили бюджеты субъектов. В соответствии с законодательством нефтяная рента распределяется примерно поровну между федеральным бюджетом и бюджетами субъектов Федерации, на территории которых была добыта нефть. Это позволяет таким регионам, как, например, Тюменская область, быть одними из самых богатых в России.

Нет дохода — нет налога

После увеличения налоговой нагрузки с введением в 2002 году НДПИ компании предпочитают осваивать месторождения, для которых правительство установило льготы, поскольку инвестиционная привлекательность бурения на участках с обычным режимом налогообложения уменьшалась. По экспертным оценкам, такое положение дел снижало потенциал отрасли, поскольку российские компании имели немного возможностей инвестировать в технологии и разведку. В то же время, например, нефтяные компании США активно занимались сланцевыми технологиями добычи.

Введение НДД дает шанс изменить ситуацию. Ключевое преимущество нового налога — гибкость. Если НДПИ устанавливается просто за добытую тонну нефти, то НДД — только в случае получения дохода от этой тонны. Нет дохода — нет налога. Это позволяет компаниям инвестировать в развитие, отдавая бюджету то, что положено. Как говорят сторонники реформы, бюджет пожертвует копейкой сейчас, чтобы получить рубль в будущем.

Все месторождения теперь будут поделены на четыре категории: greenfields (новые месторождения) Восточной Сибири, выработанные менее чем на 5%; месторождения, пользующиеся льготой по экспортной пошлине; действующие месторождения в Западной Сибири со степенью выработанности от 10 до 80%, а также greenfields Западной Сибири с выработанностью менее 5% и с совокупными запасами не более 50 млн т. В список пилотных проектов по применению НДД в нефтяной отрасли вошли 35 участков, разрабатываемых «Роснефтью», ЛУКОЙЛом, «Газпром нефтью», «Сургутнефтегазом», а также несколькими менее крупными компаниями.

Таким образом, применение НДД приводит налоговую нагрузку в соответствие с условиями добычи нефти на каждом конкретном месторождении. Это создает условия для инвестиций, в том числе в разработку месторождений с повышенными производственными затратами, включая трудноизвлекаемые запасы, объясняет заведующий лабораторией Института экономической политики имени Гайдара Юрий Бобылев.

Переход на НДД — это непростой выбор между наполнением бюджета любой ценой и будущим нефтяной отрасли, констатирует аналитик IFC Markets Дмитрий Лукашов. И его уже нельзя откладывать, уверен эксперт. По итогам 2016–2017 годов добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 547 млн т в год. Это самый большой объем за все постсоветское время, примерно равный исторически максимальной добыче в 1980-е годы. При этом прирост запасов очень быстро сократился с 575 млн т в 2016 году до 550 млн т в 2017 году. Фактически прирост запасов в прошлом году всего на 3 млн т превысил добычу. Такого не было с начала 2000-х годов. Отрасль оказалась перед угрозой консервации.

В чем подвох?

В целом мировой опыт подобного налогообложения нефтянки можно считать успешным. Страны по-разному настраивали НДД под свои задачи. Например, в Норвегии, Великобритании и Австралии применяются единые ставки рентных налогов на доход. В Казахстане действует прогрессивный налог на сверхприбыль, ставка которого составляет от нуля до 60%.

Очевидный минус реформы в краткосрочной перспективе — потери федерального бюджета. Последовательным критиком НДД был в течение многих лет замминистра финансов, куратор налогового блока Сергей Шаталов. Именно он неоднократно откладывал реформу в долгий ящик, ссылаясь на ее неприменимость для России. Однако его преемник с 2016 года Илья Трунин смог найти компромисс между правительством и нефтяниками.

Нефтяным компаниям реформа дает большое преимущество, и уже появились опасения в том, что нефтяники начнут утаивать часть доходов. Некоторые страны, применяющие похожие системы, уже столкнулись с тем, что производители занижают доходы и завышают расходы, чтобы платить меньше налогов.

«Потери федерального бюджета могут превысить прогнозируемые 20–30 млрд руб., поскольку конструкция НДД позволяет завысить расходы, сократив тем самым налогооблагаемую базу (скажем, раздув административные издержки или же за счет роста затрат на трубы, дорожающие чуть ли не каждый год)», — опасается независимый эксперт Леонид Хазанов. По его оценкам, потери могут составить порядка 50 млрд руб.

Поскольку Минфин долго сопротивлялся, с неохотой шел на реформу, это нашло отражение в ее итоговой конструкции — она будет проводиться постепенно и с оговорками, отмечает аналитик ГК «Финам» Алексей Калачев. «Во-первых, на НДД пока будут переводиться лишь пилотные проекты и под него подпадет лишь около 5% добычи в стране. Во-вторых, выпадение доходов бюджета из-за введения НДД предполагается хотя бы частично компенсировать ростом ставок по НДПИ по остальным месторождениям. И в-третьих, не все затраты в полном объеме можно будет вычитать, а только в пределах заданных значений», — объясняет эксперт.

Время для запуска нового налога выбрано удачное. Профицит федерального бюджета в 2018 году может составить 1,5–2% ВВП, при том что в 2017 году он был исполнен с дефицитом 1,4% ВВП. Это стало возможным благодаря росту цен на нефть: сейчас они приближаются к $78 за баррель марки Brent при заложенной в бюджет цене чуть ли не вдвое меньше — $40.

Впоследствии, если реформа будет признана удачной на пилотных месторождениях, НДД получит распространение на территориях более широкого охвата. Разумеется, при условии, что цены на нефть останутся на высоком уровне.

С 1 января 2019 года впервые в российской практике введен налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья. Введение НДД осуществлено в пилотном режиме — по результатам апробации должно быть принято решение о расширении периметра применения налога. Предварительный анализ по отдельным месторождениям показывает, что переход на новый фискальный режим выгоден как для недропользователей, так и для государства. Однако уже в 2020 году возникли вопросы со стороны Минфина России в части ожидаемых поступлений в федеральный бюджет. Поэтому профильным регуляторам и отрасли необходимо более системно подойди к вопросу анализа эффективности пилотных проектов, согласовать единую методику оценки и мониторить фактические результаты применения НДД на всех месторождениях периметра.

30 лет обсуждений введения НДД в России

Формирование российской налоговой системы в начале 1990-х происходило одновременно с ростом популярности использования финансовых показателей при налогообложении добычи углеводородов вместо повсеместно используемых до этого валовых налогов с добычи — роялти. В Великобритании роялти для новых лицензий был отменен еще в 1982 году (окончательная отмена произошла в 2002-м) и было введено дополнительное налогообложение прибыли от добычи углеводородов на шельфе. В Норвегии в 1990-е также осуществлялась постепенная отмена роялти, а сформированная к 1992 году система налогообложения доходов от добычи на основе суммарной ставки налога на прибыль 78% с некоторыми изменениями существует до настоящего времени.

При разработке первых проектов закона «О недрах» также рассматривались предложения о введении рентного налога, базирующегося на прибыли от добычи нефти. Но в окончательном варианте закона был установлен «акциз на отдельные виды минерального сырья» на месторождениях с «относительно лучшими горно-геологическими и экономико-географическими факторами» (ст. 46 закона РФ «О недрах» от 21 февраля 1992 года). В дальнейшем акцизы на нефть устанавливались постановлениями правительства в рублях на тонну дифференцированно, в зависимости от расчетной величины прибыли нефтедобывающих предприятий. Дифференцированный акциз на нефть можно назвать прообразом действующей системы НДПИ с льготами, хотя такой подход и не был закреплен законодательно, а непрозрачная процедура назначения дифференцированных ставок вызывала множество нареканий. В результате был осуществлен переход на единую ставку акциза на нефть.

Первая попытка введения в России налога, базирующегося на финансовом результате добычи, была осуществлена при подготовке проекта главы «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородов» в рамках Налогового кодекса. Начиная с 1996 года было подготовлено несколько проектов НДД, две версии закона об НДД были даже приняты Государственной Думой в первом чтении в 1997 и 1998 годах в составе второй части Налогового кодекса.

Отличием законопроектов об НДД 1990-х являлась шкала зависимости ставки налога от накопленной рентабельности проекта. Чем выше Р-фактор (отношение накопленных доходов к накопленным затратам), тем выше налоговая ставка. В варианте 1998 года ставка налога увеличивалась от 0% при Р-факторе менее 1 до 60% при Р-факторе, превышающем 2. Налоговая база НДД — это чистый денежный поток от добычи, то есть доходы за вычетом капитальных и эксплуатационных расходов с возможностью переноса убытков.

НДД предназначался для замены акциза на нефть, который также предусматривался данным проектом Налогового кодекса. Ставка акциза на нефть в законопроекте составляла 60 руб./т — исходя из такого значения и выбирались параметры НДД. Одновременно в законопроекте был предусмотрен вариант применения НДД к предприятию в целом. Предполагалось предоставить предприятиям право перейти на НДД, то есть переход на новый налоговый режим должен был быть добровольным.

Однако развитие системы налогообложения пошло по другому пути. В 1999 году была вновь введена таможенная пошлина на нефть, а начиная с 2002 года в Налоговый кодекс вместо трех платежей (акциза на нефть, платы за добычу и отчислений на ВМСБ) на добытую нефть был введен НДПИ.

В последующие годы наблюдались две противоположные тенденции. Первая — ужесточение общего налогового бремени за счет повышения суммарной ставки двух основных российских «нефтяных налогов»: НДПИ и экспортной пошлины на нефть. Вторая — предоставление различного рода преференций и льгот для отдельных категорий запасов нефти, поскольку увеличивающаяся налоговая нагрузка объективно препятствовала реализации проектов на месторождениях, разработка которых связана с повышенными затратами (см. «Эволюция системы налогообложения нефтедобычи Российской Федерации»).

Ставка введенного в 2002 году НДПИ на нефть составляла 340 руб./т, она умножалась на коэффициент Кц, зависящий от уровня цены нефти марки Urals. К 2005 году ставка выросла до 419 руб./т и была скорректирована формула для определения экспортной пошлины на нефть. В результате с 2007 года начали вводиться многочисленные понижающие коэффициенты по НДПИ.

Начиная с 2012 года рост потребностей бюджета привел к новому этапу увеличения налоговой нагрузки: ставка НДПИ ежегодно индексировалась в 2012–2014 годах и продолжила свой рост в 2017–2019 годах за счет введения коэффициента Кк (306 руб./т в 2017-м, 357 руб./т в 2018-м и 428 руб./т в 2019 году). Одновременно вводились новые налоговые преференции по НДПИ: для малых месторождений, трудноизвлекаемых запасов, новых морских месторождений. В некоторых случаях понижающих коэффициентов по НДПИ для обеспечения приемлемой рентабельности добычных проектов оказывалось недостаточно, поэтому дополнительно вводились льготы по экспортным пошлинам на нефть для новых месторождений, сверхвязкой нефти (с вязкостью в пластовых условиях больше или равной 10000 мПа⋅с) и тюменской свиты.

Система налоговых стимулов по НДПИ и экспортной пошлине позволила начать освоение новых регионов добычи (Восточная Сибирь, Ямал, НАО и т. д.), продлить срок эксплуатации выработанных месторождений, обеспечила операционную рентабельность добычи высоковязкой нефти, создала условия для активизации разработки ТРИЗ и шельфовых месторождений. Но постепенное ухудшение качества ресурсной базы в стране стало требовать введения все новых и новых стимулов, а общая величина льготируемых объемов к 2018 году уже достигла 50% от добываемой нефти. При этом объемы производства в ХМАО, ключевом нефтяном регионе страны, на который приходится половина добычи и бюджетных поступлений, с 2008 года валились ежегодно со средним темпом падения 2% и более.

Сложившаяся ситуация возродила интерес к НДД, который рассматривался как системная альтернатива разросшейся системе льгот и инструмент повышения инвестиционной активности в Западной Сибири. В апреле 2015 года в правительство РФ был направлен новый законопроект, подготовленный на базе законопроекта 1998 года и предусматривающий шкалу зависимости ставки налога от накопленной рентабельности от 0 до 70%. Проектом предполагалась полная отмена НДПИ. В ходе дальнейших действий концепция НДД была значительно доработана, шкала была заменена на фиксированную ставку налога (50%). Такой налог более соответствует мировой практике и имеет преимущество в силу отсутствия скачкообразного изменения ставки.

Особенности введенного режима НДД

Принятый в июле 2018 года ФЗ «Об НДД» предусматривает переход на НДД ограниченного числа пилотных проектов, разбитых на 4 группы (см. «Дифференциация НДПИ для различных пилотных групп НДД»).

1-я группа включает гринфилды в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, НАО и севере ЯНАО, а также в Каспийском море. Это те месторождения, которые до принятия закона могли претендовать на применение особой формулы таможенной пошлины, но лишились этой возможности.

2-я группа включает месторождения, успевшие до принятия закона попасть в примечание 8 ТН ВЭД — утвержденный список месторождений для получения особой формулы таможенной пошлины.

3-я группа включает браунфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью от 0,1 до 0,8 на 01.01.2017 в рамках лимита суммарной годовой добычи нефти и газового конденсата 15 млн тонн в соответствии с закрытым перечнем, включающем 39 лицензионных участков.

4-я группа включает гринфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью запасов менее 0,05. При этом начальные извлекаемые запасы участка недр на 01.01.2017 не могут превышать 30 млн тонн, а суммарные запасы всех перешедших на НДД месторождений — 150 млн тонн.

В марте 2020 года в периметр НДД также была включена новая 5-я группа — месторождения севера Красноярского края, Якутии и Чукотки с выработанностью запасов менее 0,001 на 01.01.2019.

Принятие закона об НДД позволило отказаться от предоставления особой таможенной формулы, которая сыграла положительную роль в освоении нефтяных ресурсов новых территорий, но к которой было много нареканий со стороны Минфина России.

Налоговая база НДД рассчитывается как разница между доходами и расходами, включающими текущие и капитальные затраты. НДД вычитается из базы налога на прибыль, то есть суммарная ставка НДД и налога на прибыль составляет 50%+20%*0,5=60%. Также разрешен учет исторических затрат и перенос убытков с коэффициентом 0,163.

Важным отличием российского варианта НДД от налоговых систем, полностью перешедших на налогообложение прибыли от добычи (в Великобритании, Норвегии), является сохранение высокого уровня валовых налогов, которые уплачиваются вне зависимости от финансовых результатов разработки месторождения. Помимо сохранения НДПИ со ставкой, определяемой по формуле в зависимости от цены нефти, также предусмотрен минимальный НДД. При цене Urals $60 за баррель величина НДПИ составляет 37,5% от выручки, а минимальный НДД — 15% в 2019 и 2020 годах и 11% начиная с 2023 года. Таким образом, суммарная величина валовых налогов составит 48,5–52,5%, что крайне высоко по мировым меркам (для стран, где до сих пор сохранен платеж роялти, его ставка, как правило, не превышает 20%). Поэтому все равно потребовалась дифференциация НДПИ между пилотными группами. Для новых месторождений предусмотрен льготный период, когда применяется понижающий коэффициент Кг и не уплачивается минимальный НДД.

Дифференциация НДПИ для различных пилотных групп НДД

Коэффициент Кг к НДПИ

Гринфилды Вост. Сибири, НАО и севера ЯНАО (добровольный переход)

0,4 — с начала добычи до пятого года после года начала промышленной добычи, 0,6 — шестой год, 0,8 — седьмой год, 1 — с восьмого года

Примечание 8 ТН ВЭД — «особая формула» таможенной пошлины (добровольный переход)

Браунфилды Тюменской обл., ХМАО, ЯНАО, Коми (перечень)

Гринфилды Тюменской обл., ХМАО, ЯНАО, Коми (перечень)

0,5 — с начала добычи до первого года после года начала промышленной добычи, 0,75 — второй год, 1 — с восьмого года

Гринфилды севера Красноярского края, Якутии и Чукотки

0 — с начала добычи до 11-го года после года начала промышленной добычи, 0,2 — 12-й год, 0,4 — 13-й год, 0,6 — 14-й год, 0,8 — 15-й год, 1 — с 16-го года

Для гринфилдов 1-й и 2-й групп в течение 5 лет после года начала промышленной добычи (п. 3 ст. 342.6 Налогового кодекса определяет год начала промышленной добычи как год, на 1 января которого выработанность запасов превысила 0,01) величина налогов составляет 15% выручки от реализации, что примерно соответствует налоговой нагрузке месторождений, пользующихся одновременно льготой по НДПИ для новых месторождений (Ккан=0), и особой формуле таможенной пошлины — 15,6%.

Для месторождений 4-й группы величина валовых налогов достаточно низкая (18,8%), но предоставляется только на один год после года начала промышленной добычи, что нивелирует значимость льготного периода.

После окончания льготного периода (7 лет для 1-й и 2-й групп и 2 года для 4-й группы) ставка валовых налогов у гринфилдов становится такой же, как и у браунфилдов 3-й группы, — 48,5%. Эта величина меньше валовой налоговой нагрузки в действующей налоговой системе без льгот (61,8%), но выше, чем налоговая нагрузка для льготных категорий. К примеру, для выработанных месторождений с Кв≥1 величина налогов составляет 46,4% выручки. При этом надо учитывать, что ставка налогообложения прибыли при переходе на НДД составляет 60% по сравнению с 20% в действующей налоговой системе. Таким образом, выгоду от НДД получают только проекты с высокими затратами и отсутствием фискальных стимулов. К примеру, при затратах на добычу в размере $5 за баррель суммарная величина налогов в режиме НДД сравняется с налогами в действующей налоговой системе (ДНС) без льгот. Вышесказанное говорит о необходимости доработки параметров НДД при расширении периметра его применения.

Как оценивать эффективность пилотов НДД

Введение НДД в 2019 году является пилотным проектом, по его результатам должны быть приняты решения по расширению периметра применения налога и донастройке механизма в случае необходимости. Таким образом, профильными регуляторами должна быть произведена оценка результатов введения НДД и эффективности перехода на новую налоговую систему. В последнее время Минфином России в публичном пространстве озвучиваются оценки бюджетных потерь от перехода на НДД уже в 2019 году, рассчитанные путем сравнения фактических налоговых поступлений от перешедших на НДД месторождений и расчетных доходов, построенных исходя из предположения, что на месторождениях применялась бы действующая налоговая система и при этом прогнозируемые производственные показатели были бы такими же, как фактические.

Между тем задача введения НДД заключается в создании благоприятного для инвестиций налогового режима, способствующего росту добычи, что в итоге привело бы к росту доходов бюджета. В противном случае введение такого налогового режима не имеет смысла для государства. Таким образом, оценки снижения доходов бюджета при неизменных производственных показателях не являются показательными, они могут иметь лишь справочное значение и на них нельзя основывать выводы об успешности пилотного внедрения НДД.

Для 1-й группы месторождений — гринфилдов — НДД является заменой «особой формулы» таможенной пошлины. В таблице «Факторы формирования NPV разработки трех месторождений 1-й группы НДД в различных сценариях» приведены месторождения, для которых разработка в условиях ДНС с учетом льготы по НДПИ для гринфилдов в новых регионах (Ккан) является убыточной. Переход на НДД делает разработку месторождений прибыльной для инвестора. Все три проекта прошли государственную экспертизу в Центральной комиссии по разработке (ЦКР) Роснедр в 2019 году. Мы видим, что по всем трем проектам налоги в варианте ДНС выше, чем в варианте НДД, но это превышение является виртуальным, поскольку проекты в таком виде не будут реализованы, а переход на НДД дает такую возможность.

Для 3-й группы месторождений оценка эффективности должна базироваться на изменении показателей, утвержденных в условиях ДНС, по сравнению с фактическими показателями в условиях НДД. Предварительные результаты показывают, что инвестиции в 3-й группе в 2019 году значительно выросли по сравнению с проектными показателями — на некоторых месторождениях до 15 раз. Добыча также выросла, хотя и в меньшей степени, поскольку эффект от дополнительных инвестиций только начал проявляться.

Покажем эффект от применения НДД на примере месторождения 3-й группы, для которого в составе проектной документации на рассмотрение ЦКР Роснедр были представлены показатели как в режиме НДД, так и в режиме действующей налоговой системы. В числе рассмотренных был вариант «без новых инвестиций», предусматривающий невысокий уровень инвестиционной активности. Этот вариант обеспечивал положительный денежный поток недропользователя в размере 1,1 млрд руб. В варианте «с новыми инвестициями» рентабельный период в условиях ДНС отсутствовал. Соответственно, в качестве рекомендуемого в условиях ДНС был принят вариант «без новых инвестиций». Переход на НДД перевел вариант «с новыми инвестициями» в положительную плоскость за счет снижения налогов, а ЧДД этого варианта превысил ЧДД варианта «без новых инвестиций» на 1,3 млрд руб.

В то же время для государства реализация варианта «с новыми инвестициями» в режиме НДД обеспечивает увеличение налогов на 7,4 млрд руб., или почти на 50%, по сравнению с вариантом «без новых инвестиций» в действующей налоговой системе (см. «Результаты для инвестора и для государства в результате перехода на НДД месторождения 3-й группы»).

Как мы видим на примере прошедших государственную экспертизу показателей отдельных месторождений, принятие НДД может быть эффективно как для компаний, так и для государства. Доходы государства и инвестиции растут.

Однако налогообложение на основе экономических показателей может нести риски завышения затрат, поскольку они приводят к экономии на налогах. В мировой практике это явление получило название gold plating. К примеру, если применяется система роялти, то, вложив рубль, инвестор уменьшает налоговые обязательства только на ставку корпоративного налога на прибыль (в России — 20%). Если же суммарное налогообложение прибыли от добычи составляет 60%, то при вложении рубля фактические затраты инвестора составят 40 коп., так как 60 коп. будут профинансированы государством за счет снижения налогов. Поэтому также должна быть создана система мониторинга и бенчмаркинга затрат на месторождения, перешедшие на НДД. Это даст государственным органам возможность контролировать налоговую базу НДД, а компаниям позволит избежать обвинений в неправомерном увеличении затрат.

С другой стороны, практика применения действующего закона об НДД показала, что компании зачастую не могут списать экономически обоснованные расходы при добыче (например, затраты на строительство инфраструктуры, расходы при выполнении буровых работ собственными силами и пр.). При этом в выручку для расчета НДД включаются несуществующие доходы (например, от реализации 95% попутного нефтяного газа). Также в налоговую базу НДД включаются дополнительные доходы от добычи природного газа и конденсата на участке недр, но ставка НДПИ на газ и газовый конденсат сохраняется на уровне действующей налоговой системы. Подобные нормы закона направлены на увеличение доходов бюджета, но это не должно происходить за счет необоснованного увеличения налоговой базы НДД, и закон в этой части также должен быть скорректирован.

Таким образом, переход на НДД — это правильная системная мера и постепенное расширение периметра необходимо. Но для его корректной настройки профильным регуляторам и отрасли требуется более системно подойди к вопросу анализа эффективности пилотных проектов. Должна быть согласована единая методика оценки на основе технико-экономических показателей разработки, а также необходимо осуществлять мониторинг фактических результатов применения НДД на всех месторождениях периметра.

Дарья Козлова, директор по консалтингу в сфере госрегулирования ТЭК VYGON Consulting

Сергей Ежов, главный экономист VYGON Consulting

Денис Пигарев, консультант VYGON Consulting

Распоряжения от 25 ноября 2017 года №2613-р, №2614-р. Предлагается дополнить Налоговый кодекс главой «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья», учитывающей ряд особенностей расчёта, исчисления и уплаты налога в отношении добычи углеводородного сырья, в отличие от налога на добычу полезных ископаемых и налога на прибыль организаций. Особенности установления налога заключаются в исчислении налога с учётом экономики разработки месторождений углеводородного сырья за весь инвестиционный период. Уровень налоговых изъятий будет зависеть от доходности каждого участка недр в отдельности, что позволит ввести в разработку низкорентабельные месторождения углеводородного сырья, содержащие в том числе трудноизвлекаемые запасы. Предусматривается также, что порядок подтверждения факта добычи нефти, облагаемой НДД, будет устанавливаться Правительством России.

Документы

Распоряжение от 25 ноября 2017 года №2613-р

Распоряжение от 25 ноября 2017 года №2614-р

Проекты федеральных законов «О внесении изменений в Налоговый кодекс Российской Федерации (в части введения налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья)» (далее – законопроект 1) и «О внесении изменений в статьи 3 1 и 35 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе» (далее – законопроект 2) подготовлены Минфином России в соответствии с решениями по итогам заседания Правительственной комиссии по вопросам развития топливно-энергетического комплекса и повышения энергетической эффективности экономики 14 июня 2017 года.

Комментарий

В настоящее время применяется дифференцированный подход к установлению ставки налога на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ) на нефть в зависимости от географических и природно-климатических условий, сложности разработки месторождений, физико-химических свойств нефти (арктические условия, шельфовые проекты, новые и выработанные месторождения, высоковязкие нефти, трудноизвлекаемые запасы и другие).

Введение налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (далее – НДД) обусловлено необходимостью вовлечения в коммерческую разработку запасов нефти, которые в настоящее время в условиях действующей налоговой системы являются нерентабельными. НДД позволит обеспечить прирост налоговых поступлений как от увеличения общего объёма добычи нефти, так и за счёт более справедливого налогообложения сверхэффективных проектов. НДД является более гибким и универсальным механизмом изъятия экономической ренты на месторождениях, чем действующая налоговая система, так как учитывает и внешние макроэкономические изменения, и индивидуальные особенности месторождений.

НДД учитывает экономику разработки месторождений за весь инвестиционный период, при этом уровень налоговых изъятий зависит от доходности каждого месторождения в отдельности, что позволит ввести в разработку низкорентабельные месторождения.

В целях введения НДД законопроектом 1 предлагается дополнить часть вторую Налогового кодекса главой 25 4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья», учитывающей ряд особенностей расчёта, исчисления и уплаты налога в отношении добычи углеводородного сырья, в отличие от налога на добычу полезных ископаемых и налога на прибыль организаций.

Особенности установления налога заключаются в исчислении налога с учётом экономики разработки месторождений углеводородного сырья за весь инвестиционный период. При этом уровень налоговых изъятий будет зависеть от доходности каждого участка недр в отдельности, что позволит ввести в разработку низкорентабельные месторождения углеводородного сырья, содержащие в том числе трудноизвлекаемые запасы.

Предусматривается, что НДД будет распространяться на группы участков недр, расположенные полностью или частично в границах:

- Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, Ненецкого автономного округа, севернее 65-го градуса северной широты полностью или частично в границах Ямало-Ненецкого автономного округа, в пределах российской части (российского сектора) дна Каспийского моря при условии, что степень выработанности запасов нефти на участке недр составляет менее 0,05, по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого по состоянию на 1 января 2017 года, либо запасы нефти по такому участку недр впервые поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2017 года;

- территории Российской Федерации и указанные в примечании 8 к единой Товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза в редакции по состоянию на 1 января 2018 года, в отношении которых организацией – пользователем такого участка недр в срок до 1 января 2019 года подано в налоговый орган уведомление в произвольной форме о применении на них налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья;

- Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Республики Коми со степенью выработанности запасов нефти на участке недр, по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого по состоянию на 1 января 2017 года, равной или превышающей значение 0,2 либо равной или превышающей значение 0,1, но не превышающей значения 0,8, если по состоянию на 1 января 2017 года участок недр находится в разработке не менее шести лет, что подтверждается данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого по состоянию на 1 января 2011 года, в соответствии с которыми степень выработанности запасов нефти такого участка недр превышает значение 0,01. При этом совокупная добыча нефти и газового конденсата за 2016 год по всем участкам недр не должна превышать 15 млн т;

Для каждой группы участков недр, на которые будет распространяться налог, определён порядок расчёта ставки НДД.

НДД предусматривает ведение раздельного учёта доходов и расходов, определение налоговой базы по каждому участку недр, а также определение минимального налога с целью недопущения бесконтрольного наращивания затрат налогоплательщиком.

Налоговым периодом по НДД признаётся календарный год с учётом уплаты квартальных авансовых платежей, распределяющих поступления в бюджетную систему Российской Федерации по этому налогу в течение года.

Таким образом, до окупаемости проекта разработки участка недр углеводородного сырья налоговая нагрузка будет существенно ниже, чем при действующей системе налогообложения, что позволит повысить рентабельность проектов, выйти на окупаемость за более короткие сроки, сократить объёмы и сроки привлечения заёмных средств, необходимых для реализации проекта, тем самым увеличить добычу углеводородного сырья на конкретном участке недр.

Законопроект 2 устанавливает фискальные условия добычи углеводородного сырья с учётом экономики разработки месторождений углеводородного сырья.

Предлагается внести изменения в пункт 4 статьи 3 1 Закона Российской Федерации от 21 мая 1993 года №5003-1 «О таможенном тарифе» в части уточнения применения предельной ставки вывозной таможенной пошлины на сырую нефть после 1 января 2017 года.

Предусматривается также, что порядок подтверждения факта добычи нефти, облагаемой дополнительным доходом от добычи углеводородного сырья в соответствии с новой главой 25 4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья», будет устанавливаться Правительством России.

Читайте также: