Проблема дифференциации налога на добычу полезных ископаемых

1. полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых;
2. попутного газа;
3. газа горючего природного (за исключением попутного газа), закачанного в пласт для поддержания пластового давления при добыче газового конденсата в пределах одного участка недр в соответствии с техническим проектом разработки месторождения.

Количество газа горючего природного, закачанного в пласт для поддержания пластового давления, подлежащего налогообложению по налоговой ставке 0 рублей, определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании данных, отражаемых в утвержденных в установленном порядке формах федерального государственного статистического наблюдения.

Федеральным законом от 21 июля 2011 г. № 258-ФЗ «О внесении изменений в статью 342 части второй Налогового кодекса Российской Федерации» были установлены следующие налоговые каникулы по НДПИ:

1. газа горючего природного на участках недр, расположенных полностью или частично на полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, используемого исключительно для производства сжиженного природного газа, до достижения накопленного объема добычи газа горючего природного 250 млрд кубических метров на участке недр и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 12 лет, начиная с 1-го числа месяца, в котором начата добыча газа горючего природного, используемого исключительно для производства сжиженного природного газа;
2. газового конденсата совместно с газом горючим природным, используемым исключительно для производства сжиженного природного газа, на участках недр, расположенных полностью или частично на полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, до достижения накопленного объема добычи газового конденсата 20 млн тонн на участке недр и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 12 лет, начиная с 1-го числа месяца, в котором начата добыча газового конденсата совместно с газом горючим природным, используемым исключительно для производства сжиженного природного газа.

Федеральным законом от 28 ноября 2011 г. № 338-ФЗ были повышены ставки НДПИ при добыче углеводородного сырья. При добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья налоговая ставка по НДПИ составляет 509 руб. (на период с 1 января по 31 декабря 2012 г. включительно), 582 руб. (на период с 1 января по 31 декабря 2013 г. включительно), 622 руб. (начиная с 1 января 2014 г.) за 1 000 м3 газа. При этом налогообложение производится по ставке, умноженной на коэффициент 0,493 (на период с 1 января по 31 декабря 2012 г. включительно), 0,455 (на период с 1 января по 31 декабря 2013 г. включительно), 0,447 (начиная с 1 января 2014 г.), для налогоплательщиков, не являющихся прямо или косвенно собственниками объектов единой системы газоснабжения.

Правительство РФ 03.05.2012 г. одобрило повышение НДПИ для газового сектора, при котором ставки налога для ОАО «Газпром» и независимых производителей будут постепенно выравниваться [6]. Со второго полугодия 2015 г. НДПИ для монополии составит 1062 руб. за 1 000 м3 газа, для независимых участников рынка - до 1049 руб.

Предполагалось, что ставки НДПИ для ОАО «Газпром» в первом полугодии 2013 г. составят 582 руб. за 1 000 м3 газа, во втором полугодии -679 руб.; в первом полугодии 2014 г. - 717 руб., во втором - 859 руб.; в первом полугодии 2015 г. -886 руб., во втором - 1062 руб.20

Рисунок 2.1 – Динамика роста ставок НДПИ на газ горючий природный, 2011-2015 гг.

Для независимых производителей ставки за 1 000 м3 газа предполагались: в первом полугодии 2013 г. -265 руб., во втором - 445 руб.; в первом полугодии 2014 г. - 456 руб., во втором - 726 руб.; в первом полугодии 2015 г. - 726 руб., во втором - 1049 руб.

По расчетам Минфина дополнительные доходы федерального бюджета от новых ставок НДПИ на газ превысят 440 млрд руб. В в 2015 г. - 270,3 млрд руб. Также ожидается отмена льгот по налогу на имущество для транспортной инфраструктуры, а также увеличение тарифов на прокачку газа.

Последние новации по НДПИ повлекли резкое доминирование фискальной функции этого налога. Это обусловлено, в первую очередь, высокой степенью зависимости российской экономики в целом и доходов бюджета в частности от сырьевого экспорта. Многие недропользователи в России в настоящее время эксплуатируют низкорентабельные месторождения, что в условиях единого подхода к взиманию платежей делает дороже себестоимость добычи, не обеспечивает ее прироста и эффективности и, в свою очередь, ведет к снижению сбора налогов. Плоская шкала НДПИ, ставки которого одинаковы для всех месторождений, поощряет выборочную отработку лучших запасов. В то же время более сложные и относительно дорогие в разработке участки выводятся из производства.

Налоговая нагрузка (по доле налогов в выручке) на компании газовой отрасли составляет 29-36 %. Рентабельность их деятельности находится на уровне 17-21 %. Анализ существующей системы государственного регулирования деятельности газовой промышленности России, позволил утверждать, что на сегодняшний день, государство использует уникальный альтернативный механизм изъятия дифференциальной горной ренты - в условиях государственно регулируемых цен на газ (а сравнение с уровнем цен в зарождающемся свободном сегменте газового рынка РФ показывает 40-60 % диспропорцию, и это без учета структурных диспропорций в потреблении первичных энергоносителей) государство попросту не позволяет ренте сформироваться в значительном объеме - она перераспределяется в пользу отраслей - потребителей газа.

Действующая налоговая система России направлена на изъятие текущих сверхдоходов, вызванных благоприятной ценовой конъюнктурой на рынках углеводородного сырья. Такой подход может быть оправдан только в отношении проектов, не связанных с большими капиталовложениями. Но он совершенно не пригоден для реализации таких капиталоемких проектов, как проекты разработки газовых месторождений в новых нефтегазовых провинциях, на шельфах северных морей.

Для изъятия ресурсной ренты и создания благоприятного  инвестиционного  климата необходимо дифференцировать НДПИ по природному газу, основываясь на базовых критериях. Цель дифференциации - стимулирование наиболее полного извлечения углеводородного сырья, изменение газового баланса страны в соответствии со структурой запасов, стимулирование разработки трудноизвлекаемых залежей углеводородов, сохранение энергетической безопасности России. И основная идея дифференциации должна заключаться в выравнивании налоговой нагрузки компаний, разрабатывающих низкорентабельные месторождения и компаний, эксплуатирующих наиболее продуктивные участки недр.

Для газовых месторождений действующим налоговым законодательством по расчету налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) не предусмотрены дифференцирующие коэффициенты, учитывающие условия разработки. В то время как по нефтяным месторождениям применяется дифференциация этого налога в соответствии с различными характеристиками месторождения, а также для некоторых нефтяных месторождений предусматриваются налоговые каникулы.

Целесообразно дифференцировать налогообложение добычи газа горючего природного посредством механизмов, аналогичных примененным ранее при дифференциации НДПИ в отношении добычи нефти. Первым этапом дифференциации может стать применение льготной ставки для новых месторождений слабо освоенных территорий, на которых отсутствует необходимая инфраструктура, например, Ямал и ряд регионов Восточной Сибири - Красноярский край, Иркутская область, а также на шельфах северных и дальневосточных морей.

Вторым этапом дифференциации НДПИ по природному газу может стать введение следующих поправочных коэффициентов к ставке НДПИ:

коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа горючего природного на конкретном участке недр;

коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр.

Таким образом, формула для определения ставки НДПИ по газу горючему природному будет иметь вид

 

НДПИ газ = 509 х Квыработанности х Кглубины залегания

 

При определении коэффициента, характеризующего глубину залегания конкретного участка недр, необходимо учитывать, что затраты на добычу и доведение до требований ГОСТа газа сеноманских залежей и сухого отбензиненного газа различаются в 1,6-1,9 раза. Для добычи газа на месторождениях с глубиной залегания свыше 1 900 м ставка НДПИ может быть снижена в 1,67 раза (т. е. коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр, принимаем равным 0,6). Начатое с января 2011 г. ступенчатое повышение базовой ставки НДПИ по природному газу позволит избежать выпадения доходов бюджета.

Расчет НДПИ на газ в 2014 г. осуществляется только исходя из фиксированной ставки на 1000 м3 добытого газа, а именно 700 руб/1000 м3, в связи с чем, актуальным становится вопрос о введении дифференцированных ставок на газ. Учитывая неблагоприятные условия разработки месторождений на последних этапах эксплуатации, необходимо применить дифференцированный подход, аналогичный применяемому при формировании ставки НДПИ на нефть, то есть обеспечить снижение налоговой нагрузки для предприятий, осуществляющих разработку месторождений на завершающей стадии. Для условного нефтяного месторождения были произведены расчеты по формированию дифференцировующих коэффициентов при вычислении ставки НДПИ на нефть на всех этапах разработки (таблица 2.4).

Таблица 2.4 - Расчет дифференцирующих коэффициентов при формировании ставки НДПИ на нефть

Название коэффициентов	Стадии разработки
	1	2	3	4
1. Коэффициент, характеризующий динамику мировых  цен на нефть, Кц	12,73	12,73	12,73	12,73
2. Коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, Кв	2,115	3,152	1,469	0,965
3. Коэффициент, характеризующий величину запасов  конкретного участка недр, Кз	1	1	1	1
4. Коэффициент, характеризующий степень сложности  добычи нефти, Кд	0,8	0,8	0,8	0,8
5. Коэффициент, характеризующий степень выработанности  конкретной залежи углеводородного сырья, Кдв	1	1	0,8	0,3
Итоговый дифференцирующий коэффициент	21,54	32,1	11,97	2,95

Таким образом, для газовых месторождений при базовой ставке 35 руб/тыс.м3, которая была введена с 01.07.2014 г., предлагаем ввести следующие дифференцирующие коэффициенты:

1. 21,54 для месторождений, из которых извлечено до 10% запасов;
2. 32,09 для месторождений, из которых извлечено от 10 до 20% запасов;
3. 11,97 для месторождений, из которых извлечено от 20 до 80% запасов;
4. 2,95 для месторождений, из которых извлечено более 80% запасов.

Образующаяся льгота по налогу на добычу полезных ископаемых позволит газодобывающим предприятиям обеспечить доизвлечение остаточных запасов на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки, а также сформировать ликвидационный фонд для проведения ликвидационных работ по окончании процесса эксплуатации месторождений.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Льготы НДПИ действительно нужны, так как доля трудноизвлекаемых запасов растет, они позволят вовлечь в разработку запасы, освоение которых при отсутствии стимулов малоэффективно. Однако продолжающиеся реформирование налогового законодательства усложняет компаниям решения по инвестициям в новые регионы по нефтедобыче. Кроме того, налоговое законодательство обходит стороной проблемы газовой отрасли, в которой остро стоит вопрос о стимулировании газодобычи на малых месторождениях, отработанных и находящихся в труднодоступных районах.

Целесообразно дифференцировать налогообложение добычи газа горючего природного посредством механизмов, аналогичных примененным ранее при дифференциации НДПИ в отношении добычи нефти. Первым этапом дифференциации может стать применение льготной ставки для новых месторождений слабо освоенных территорий, на которых отсутствует необходимая инфраструктура, например, Ямал и ряд регионов Восточной Сибири - Красноярский край, Иркутская область, а также на шельфах северных и дальневосточных морей.

Вторым этапом дифференциации НДПИ по природному газу может стать введение следующих поправочных коэффициентов к ставке НДПИ:

1. коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа горючего природного на конкретном участке недр;
2. коэффициент, характеризующий глубину залегания конкретного участка недр.

При определении коэффициента, характеризующего глубину залегания конкретного участка недр, необходимо учитывать, что затраты на добычу и доведение до требований ГОСТа газа сеноманских залежей и сухого отбензиненного газа различаются в 1,6-1,9 раза.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

I. Нормативно-правовые акты

 

Налоговый кодекс Российской Федерации от 31 июля 1998 г. N 146-ФЗ. Часть первая  // Собрание законодательства Российской Федерации от 3 августа 1998 г. N 31 ст. 3824

Налоговый кодекс Российской Федерации от 5 августа 2000 г. N 117-ФЗ. Часть вторая  // Собрание законодательства Российской Федерации от 7 августа 2000 г. N 32 ст. 3340

Федеральный закон от 30 сентября 2013 г. N 268-ФЗ "О внесении изменений в части первую и вторую Налогового кодекса Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер налогового и таможенно-тарифного стимулирования деятельности по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации" // Собрание законодательства Российской Федерации от 7 октября 2013 г. N 40 (часть III) ст. 5038