И.К. Выскребенцев,
государственный советник налоговой службы II ранга
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».
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.
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.
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.
Факторы, определяющие
|
Ставки платежей |
Краткое пояснение к факторам, | ||||
1. Величина остаточных извлекаемых запасов |
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. | ||
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.
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.
В соответствии с Законом РФ от 19.12.91
11.02.2018
11.02.2018
14.12.2017
05.10.2017
05.10.2017
Частичное или полное воспроизведение в любом виде допускается только с письменного разрешения редакции. Не является публичной офертой. Уточняйте наличие в издательстве. Информация 18+
Все логотипы являются зарегистрированными товарными знаками. Все права защищены.
©1996-2018 ИД "Налоговый вестник".