Пн Вт Ср Чт Пт Сб Вс
28 29 30 1 2 3 4
5 6 7 8 9 10 11
12 13 14 15 16 17 18
19 20 21 22 23 24 25
26 27 28 29 30 31 1

О налоговом администрировании в нефтяной отрасли


О налоговом администрировании в нефтяной отрасли


И.К. Выскребенцев,
государственный советник налоговой службы II ранга


1. Общие положения

     Нефтяная промышленность России стабильно обеспечивает потребности страны в нефти и нефтепродуктах. В ней практически завершены преобразования, связанные с переходом к рыночным отношениям в экономике. Добычу нефти осуществляют 15 нефтяных компаний, 7 организаций ОАО «Газпром», 75 мелких российских неинтегрированных нефтедобывающих организаций, 42 совместных предприятия с иностранным участием.
     
     Добыча нефти и конденсата осуществляется в 28 субъектах Российской Федерации. В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 304,8 млн т, что на 1,5 млн т больше, чем в предыдущем году.
     
     Крупные нефтяные компании добывают 90 % всей нефти.
     
     Положение нефтедобывающей промышленности в настоящее время улучшилось, чему в существенной мере способствует сложившаяся благоприятная ценовая конъюнктура на нефть и нефтепродукты, рост объема производства, увеличение экспортной выручки.
     
     Предприятия нефтяной промышленности обеспечивают 9,9 % общего объема промышленного производства страны. На долю этой промышленности приходятся 21,4 % валютной выручки от общего экспорта и 22,4 % общей суммы доходов федерального бюджета.
     
     Однако в нефтедобывающем комплексе не произошло кардинальных изменений в работе с фондом скважин. Тенденция к снижению неработающего фонда проявляется в основном не за счет ввода новых скважин, а за счет их консервации. В связи с этим Правительство РФ было вынуждено принять специальное постановление от 01.11.1999 N 1213 «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях».
     

2. Затраты, связанные непосредственно с добычей и подготовкой нефти и обусловленные технологией и организацией производства

     Планирование и учет затрат по добыче и производству нефти осуществляются в разрезе обособленных производственных (структурных) подразделений, имеющихся у нефтегазодобывающего предприятия.
     
     К ним относятся:
     
     - цех поддержания пластового давления;
     
     - цех по добыче нефти и газового конденсата;
     
     - цех комплексной подготовки нефти (обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти);
     
     - цех подземного ремонта скважин и т.д.
     
     При планировании и учете затрат, образующих себестоимость нефти, применяются следующие виды группировок расходов:
     
     а) по месту возникновения затрат (цехи по обеспечению добычи нефти, вспомогательные производства и другие подразделения нефтедобывающего предприятия);
     
     б) по видам продукции (нефть, включая газовый конденсат, газ попутный и др.);
     
     в) по видам расходов (статьям и элементам затрат).
     
     Планирование, учет и калькулирование себестоимости добычи нефти и газоконденсата, а также газа попутного производятся в разрезе следующих статей:
     
     - расходы на энергию по извлечению нефти;
     
     - расходы по искусственному воздействию на пласт;
     
     - расходы на оплату труда производственных рабочих;
     
     - расходы по сбору и транспортировке нефти и газового конденсата;
     
     - расходы по технологической подготовке нефти;
     
     - амортизация скважин;
     
     - расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования;
     
     - отчисления на социальные нужды;
     
     - платежи в бюджет (плата за пользование недрами, отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и другие налоги и сборы);
     
     - общепромысловые расходы;
     
     - коммерческие расходы.
     
     На основании Положения о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг), и о порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли, утвержденного постановлением Правительства РФ от 05.08.1992 N 552, разработана и утверждена приказом Минтопэнерго России от 01.11.1994 N 371 Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.
     
     В себестоимость добычи нефти включаются:
     
     а) затраты, непосредственно связанные с добычей и промысловой подготовкой нефти, обусловленные технологией и организацией производства;
     
     б) платежи за право на добычу полезных ископаемых и отчисления на воспроизводство (отчисления на геолого-разведочные работы), затраты на рекультивацию земель, плата за древесину, отпускаемую на корню, а также плата за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов. Платежи за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду;
     
     в) затраты на подготовку и освоение производства;
     
     г) другие затраты.
     
     Учет затрат на производство и калькулирование себестоимости добычи нефти является частью системы бухгалтерского учета на предприятии, основанной на первичной документации и инвентаризации.
     

3. Платежи за право на добычу полезных ископаемых и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

     Важнейшим сектором экономики, обеспечивающим наибольший вклад в государственный бюджет, является недропользование. Сектор недропользования включает подготовку и воспроизводство минерально-сырьевой базы, добычу полезных ископаемых, переработку, транспортировку, реализацию и потребление как собственно минеральных ресурсов, так и товарных продуктов их первых переделов. С развитием минерально-сырьевой базы укрепляется основа экспортных отраслей и приток валюты в страну.
     
     Положение с воспроизводством запасов нефти уже достаточно длительное время характеризуется как кризисное. В связи с внедрением с 1992 года рыночных отношений в недропользование наметилось резкое отставание работ по геологическому изучению недр, особенно на стадии региональных исследований из-за недостаточности источников их финансирования. Начиная с 1994 года прирост запасов полезных ископаемых не компенсирует фактических объемов их добычи: по нефти ежегодные приросты запасов остаются на уровне 200 млн.т в год при добыче около 300 млн т, то есть нарушилось даже простое воспроизводство минерально-сырьевой базы.
     
     Причины такого положения заключаются в том, что ресурсный потенциал субъектов Российской Федерации, на территории которых осуществляется добыча нефти, уже недостаточен для компенсации добычи экономически эффективными запасами, а нефтяные компании и ОАО «Газпром» не могут проводить геолого-разведочные работы в новых регионах из-за действующих законодательных ограничений.
     
     Кроме того, применение некоторыми компаниями внутрикорпоративных цен на нефть и газ привело в 1999 году к относительному сокращению налогооблагаемой базы и соответственно к снижению объема отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), направляемых на геолого-разведочные работы.
     
     В последние годы лишь некоторые добывающие предприятия устойчиво компенсируют свою добычу приростами запасов, и происходит это за счет того, что в их распоряжении остаются практически все средства, отчисляемые на ВМСБ.
     

3.1. Плата за пользование недрами

     В настоящее время вопросы платы за пользование недрами регулируются ст. 39-41 Федерального закона от 03.03.1995 N 27-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в Закон Российской Федерации “О недрах”», введенного в действие с 15 марта 1995 года, и отдельными постановлениями Правительства РФ и ведомственными подзаконными актами.
     
     В соответствии со ст. 41 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 «О недрах» с пользователей недр взимаются платежи за поиск, разведку месторождений полезных ископаемых, их добычу (роялти) и пользование недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, в том числе для строительства и эксплуатации подземных сооружений. Порядок и условия взимания платежей за пользование недрами, критерии определения ставок установлены постановлением Правительства РФ от 28.10.1992 N 828 «Об утверждении Положения о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами, акваторией и участками морского дна».
     
     В настоящее время разработана Методика определения ставок регулярных платежей за пользование недрами при добыче нефти на территории Самарской области, составленная в соответствии с Законом РФ «О недрах», Положением о порядке лицензирования пользования недрами, а также Положением о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами, акваторией и участками морского дна и Инструкцией о порядке и сроках внесения в бюджет платы за право пользования недрами, в которых установлены предельные уровни регулярных платежей за право на добычу полезных ископаемых.
     
     В соответствии с вышеуказанными документами предельный уровень регулярных платежей за право на добычу полезных ископаемых по нефти, конденсату и природному газу составляет 6-16 % от стоимости добытого минерального сырья и определяется как доля от стоимости добытого углеводородного сырья с учетом нормативных потерь полезного ископаемого в недрах; при этом стоимость добытого углеводородного сырья исчисляется по ценам реализации товарной продукции без налога на добавленную стоимость и акциза.
     
     Конкретные размеры регулярных платежей определяются по каждому месторождению нефти и газа с учетом вида полезного ископаемого, количества и качества запасов, природно-географических условий, состояния и периода разработки месторождения. Факторы, определяющие состояние и период разработки месторождения, представлены в таблице, по которой рассчитывается ставка регулярных платежей за право пользования недрами при добыче нефти (Пл), определяемая как частное от деления суммы коэффициентов факторов , частвующих в расчете (пункты 1-7 таблицы), на их количество.
     


     

Таблица

Определение ставки регулярных платежей за пользование недрами при добыче нефти

Факторы, определяющие
дифференциацию платежей


Ставки платежей
в % от стоимости
добытого сырья
(К)

Краткое пояснение к факторам,
определяющим ставки регулярных платежей

1. Величина остаточных извлекаемых запасов
месторождений нефти (млн т)

6

10

16

В соответствии с государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации

   1.1.<0,5

X


 


 


 

   1.2- > 1,0-2,0


 

Х


 


 

   1.3.>5,0


 


 

Х


 

2. Средний дебит одной эксплуатационной скважины (т/сут.)



 



 



 

В расчет принимается среднегодовой действующий фонд скважин

   2.1.<3,0

X


 


 


 

   2.2. > 5,0-7,0


 

X


 


 

   2.3.>20,0


 


 

Х


 

3. Способ эксплуатации добывающих скважин


 


 


 

От общего количества эксплуатируемых скважин

   3.1. Фонтанный


 


 

Х

более 50 % скважин

   3.2. Фонтанно-механический


 

X


 

от 25 до 50 % скважин

   3.3. Механический

X


 


 

менее 25 % скважин

4. Стадия разработки



 



 



 

Среднеарифметическое значение трех показателей.
Величина отбора нефти на месторождении за год, в % от начальных извлекаемых запасов нефти

   4.1. Темп отбора (%)


 


 


 


 

      4.1.1.>4,0


 


 

Х


 

      4.1.2. > 2,0-3,0


 

X


 


 

      4.1.3. < 0,5

X


 


 


 

   4.2. Средняя обводненность скважин (%)


 


 


 

Высокая обводненностъ добываемой жидкости, определяемая по лабораторным данным по содержанию воды в пробах жидкости

      4.2.1.<40


 


 

X


 

      4.2.2. > 70-80


 

X


 


 

      4.2.3.>90

X


 


 


 

   4.3. Степень выработки запасов (%)
   



 



 



 

Величина отбора нефти на месторождении за время разработки, в % от начальных извлекаемых запасов

      4.3.1.<20


 


 

X


 

      4.3.2. > 60-80


 

Х


 


 

      4.3.3.>90

X


 


 


 

5. Глубина разработки (км)



 



 



 

Средневзвешенная по запасам глубина, определ. (остаточные извлек, запасы * глубину продуктивн. пласта) : число разрабатыв. пластов

   5.1. До 1,5


 


 

X


 

   5.2. От 2,51-3,5


 

Х


 


 

   5.3. Более 4,5

X


 


 


 

6. Географо-экономические условия



 



 



 

Максимальный процент платежа применяется для разрабатываемых месторождений, минимальный - для разведанных и законсервированных скважин

   6.1. С развитой инфраструктурой


 


 

X


 

   6.2. Со слабо развитой инфраструктурой

X


 


 


 

7. Качество нефти



 



 



 

Расчет качества нефти определяется по средней величине трех основных характеристик: сернистости (S), плотности (q), вязкости (у) в пластовых условиях.

   7.1. Сернистостъ (5, %)


 


 


 

  
 

      7.1.1. Малосернистые (до 0,5)


 


 

X

  
 

      7.1.2. Сернистые (0,5-2,0)



 

X



 

При многопластовых залежах показатели величин качества нефти определяются как средневзвешенные по добытой нефти за последний год

      7.1.3. Высокосернистые (>2,0)

X


 


 

  
 

   7.2. Плотность (q, г/см)


 


 


 


 

      7.2.1. Легкие (до 0,870)


 


 

X


 

      7.2.2. Средние (0,871-0,900)


 

X


 


 

      7.2.3. Тяжелые (> 0,900)

X


 


 


 

   7.3. Вязкость


 


 


 


 

      7.3.1. С незначительной вязкостью (до 1,0)


 


 

X



 

      7.3.2. С повышенной вязкостью (5,1-25,0)


 

X


 


 

      7.3.3. Высоковязкие (>25,0)

X


 


 


 


     В целях стимулирования освоения месторождений полезных ископаемых, находящихся в сложных горно-геологических условиях или пониженного качества, в том числе содержащих трудноизвлекаемые запасы, Законом РФ «О недрах» (ст. 40, 44, 48) предусматривается, что органы, предоставляющие лицензии на пользование недрами, могут принимать решения о частичном или полном освобождении от платежей при пользовании недрами или предоставлении отсрочек уплаты этих платежей недропользователям, осуществляющим освоение таких месторождений. Данный порядок рассмотрения этих вопросов изложен в письме МПР России от 18.11.1996 N ВО-61/3024.
     
     В соответствии с п. 17 Положения о порядке и условиях взимания платежей за право на пользование недрами, акваторией и участками морского дна (в ред. постановлений Правительства РФ от 03.11.1994 N 1212, от 26.08.1996 N 1007, от 22.08.1998 N 1004) платежи за право на добычу углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат и природный газ) распределяются в следующем порядке: местный бюджет - 30 %; региональный бюджет - 30 %, федеральный бюджет - 40 %.
     
     Необходимо учитывать особую природу платежей за природные ресурсы, поскольку данными платежами пользователь недр оплачивает право пользования в своих коммерческих интересах принадлежащих всему обществу природных ресурсов. Поэтому не случайно платежи за пользование недрами включаются в себестоимость продукции.
     
     Начиная с 1993 года в России действует лицензионный порядок недропользования. Лицензии выдаются на конкурсной или аукционной основе. В настоящее время существует ряд особенностей платежей за пользование недрами при добыче нефти: нет единой для всех месторождений ставки, не установлены единые нормативы потерь, исключаемые из налогооблагаемой базы. Что касается особенностей внесения платы по конкретным месторождениям, то они могут содержаться в лицензии.
     
     Кроме указанных выше нормативных актов при расчете и уплате этих платежей следует руководствоваться также Инструкцией о порядке и сроках внесения в бюджет платы за право на пользование недрами, утвержденной Минфином России 04.02.1993 N 8, Госналогслужбой России 30.01.1993 N 17, Федеральным горным и промышленным надзором 04.02.1993 N 01-17/41.
     

3.2. Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

     Законом РФ «О недрах» предусмотрено возмещение затрат на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ст. 44), часть которых поступает в Федеральный фонд ВМСБ и используется для целевого финансирования работ, предусмотренных федеральными программами геологического изучения недр, включая изучение недр на континентальном шельфе и в Мировом океане. Перечень мероприятий по ВМСБ, финансируемых из средств этого фонда, разрабатывается и утверждается МПР России по согласованию с Минэкономики России.
     
     При формировании ежегодной расчетной базы по отчислениям на ВМСБ в федеральный бюджет зачисляется порядка 30 % общего объема отчислений, в бюджеты субъектов - около 30 % общего объема и около 40 % всех отчислений остаются добывающим предприятиям для самостоятельного финансирования геолого-разведочных работ.
     
     Положение о Федеральном фонде воспроизводства минерально-сырьевой базы утверждено постановлением Правительства РФ от 02.08.1997 N 986.
     
     Порядок использования отчислений на ВМСБ и освобождения пользователей недр от указанных отчислений утвержден постановлением Правительства РФ от 17.05.1996 N 597.
     
     Отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы относятся у организаций-недропользователей на себестоимость добычи полезных ископаемых.
     
     Не использованные в течение года, а также использованные не по назначению средства, переданные добывающим организациям для самостоятельного финансирования геолого-разведочных работ, по истечении года перечисляются в фонды ВМСБ субъектов Российской Федерации.
     
     Следует отметить, что в настоящее время наблюдается тенденция снижения объемов финансирования геолого-разведочных работ, а также неполного и нецелевого использования отчислений на ВМСБ.
     
     Существующая система управления воспроизводством запасов предусматривает использование отчислений на ВМСБ лишь в пределах тех регионов, где они образуются, в результате чего геолого-разведочные работы в новых перспективных районах проводятся в незначительных объемах. Бульшая же часть отчислений, направляемых в бюджеты субъектов Российской Федерации и федеральный бюджет, по нашему мнению, практически не работает по своему целевому назначению - воспроизводству минерально-сырьевой базы ТЭК, распыляясь на другие виды работ, не имеющих прямого отношения к запасам нефти и газа.
     

4. Платежи за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду

     В соответствии с Законом РФ от 19.12.91