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

Комментарий к Федеральному закону от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации"


Федеральный закон

от 27.07.2006 N 151-ФЗ

"О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации"*1

     _____
          *1 Комментарий к законодательным нормам, принятым в целях стимулирования добычи нефти
     

В.В. Петрунин,
советник налоговой службы Российской Федерации II ранга

 

1. Общие положения  

     
     За 2005 год в консолидированный бюджет Российской Федерации было собрано налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на сумму свыше 900 млрд руб., или почти в 2 раза больше, чем в 2004 году. При этом объем поступлений НДПИ, заложенный в федеральный бюджет в соответствии с Федеральным законом от 23.12.2004 N 173-ФЗ "О федеральном бюджете на 2005 год", составлял 483 млрд руб.
     
     Зафиксированные в российском законодательстве принципы налогообложения в основном обеспечивают изъятие сверхдоходов, получаемых в нефтедобывающей отрасли в условиях высоких мировых цен на углеводородное сырье.
     
     Следует отметить, что после ликвидации отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы резко снизились финансовые и технические возможности проведения соответствующих исследовательских работ. Поэтому главной сырьевой базой в ближней перспективе для поддержания и наращивания нефтедобычи становятся уже освоенные нефтегазоносные бассейны (НГБ) с развитой инфраструктурой и падающей добычей, но с достаточно значительными резервами неосвоенных и, в основном, трудноизвлекаемых запасов.
     
     Таким образом, основные резервы для поддержания добычи в интенсивно разрабатываемых НГБ связаны именно с трудноизвлекаемой частью запасов: низкопроницаемыми коллекторами, сложными резервуарами, тяжелой высоковязкой нефтью, - которые представляют собой виды сырья со значительными запасами, но с низким уровнем освоенности (см. диаграмму 1)*1.
     _____
     *1 Белонин М.Д., Шумейкин С.А., Якуцени В.П. (ВНИИГРИ, МПР России). Комплекс мер, стимулирующих разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и падающей добычей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - N6.
             




Диаграмма 1. Характеристика структуры остаточных запасов нефти из крупных (более 30 млн./т) месторождений

     Кроме того, единый механизм исчисления НДПИ не позволяет учесть объективные факторы, обусловленные особенностями отдельных месторождений (в частности, условия добычи, исходное качество сырья, стадии освоения месторождения, территориальный фактор). Одним из отрицательных последствий единой ставки НДПИ в условиях высоких мировых цен на нефть стала тенденция к отработке наиболее рентабельных участков недр и к сокращению добычи на истощенных месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, а также увеличение налоговой нагрузки на нефтяные компании, имеющие низкую долю экспорта добываемой нефти.
     
     Иными словами, в Российской Федерации сложилась ситуация, при которой нефтяные компании повышают объемы добычи не за счет ввода новых объектов, а за счет более интенсивного отбора нефти из высокопродуктивных скважин.
     

2. Меры, предпринятые законодателем для стимулирования разработки недропользователями новых месторождений полезных ископаемых

     
     Предлагалось множество методов решения проблемы стимулирования разработки недропользователями новых месторождений полезных ископаемых, применения современных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки вырабатываемых месторождений. Предложения в основном касались изменения порядка расчета НДПИ путем дифференциации его ставок. В частности, не раз высказывалось мнение о том, что существующая форма НДПИ не учитывает такой важный фактор, как качественные характеристики запасов и ресурсов нефти (так же как и других полезных ископаемых). Поэтому предлагалось дифференцировать НДПИ по уровням годовой добычи предприятий, что должно было привести к стимулированию деятельности малых компаний и увеличению поступления других налогов (в том числе налога на прибыль), и учитывать естественную разницу в условиях добычи нефти по каждому отдельному месторождению, стадии разработки месторождений, динамику качества запасов, мощности продуктивных горизонтов и величины запасов, глубину залегания пластов, дебита скважин, качества добываемой нефти, степень истощенности залежи, ее размеры, труднодоступность и другие геологические и географические характеристики.
     
     Вышеуказанные предложения по совершенствованию налогообложения добычи нефти прорабатывались в Правительстве РФ достаточно продолжительное время.
     
     В настоящее время проблема освоения новых месторождений, более рационального использования запасов на традиционных месторождениях частично решена принятием Федерального закона от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" (далее - Закон N 151-ФЗ).
     
     Закон N 151-ФЗ направлен, в основном, на решение следующих задач:
     
     - создание условий для эффективного инвестирования в освоение новых месторождений в Восточно-Сибирской нефтегазоносной провинции (в том числе путем установления нулевой ставки НДПИ до достижения определенного накопленного объема добычи нефти). В настоящее время разработка таких месторождений является экономически нецелесообразной, поскольку при существующей системе налогообложения крупные капитальные вложения, необходимые для создания инфраструктуры в отдаленных регионах со сложными геологическими условиями, не окупаются;
     
     - продление срока рентабельной разработки месторождений, характеризующихся высокой степенью выработанности и соответственно высокой себестоимостью добычи, путем установления понижающего коэффициента (по скользящей шкале) для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки.
     

3. Изменения, внесенные в ст. 338, 343 НК РФ

     После внесения изменений в Налоговый кодекс Российской Федерации (НК РФ) Законом N 151-ФЗ новая редакция п. 2 ст. 338 настоящего Кодекса выглядит следующим образом*1 :
     _____
      *1 Здесь и далее дополнения, внесенные в статьи НК РФ, выделены полужирным курсивом в цитируемом тексте.
     

     "2. Налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса.
     
     Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении".
     
     Включение вышеуказанного вида нефти в перечень полезных ископаемых, по которым налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, обусловлено нормой ст. 337 НК РФ, в соответствии с подпунктом 3 п. 2 которой к видам добытого полезного ископаемого отнесена нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, а также установлением Законом N 151-ФЗ новой налоговой ставки в размере 419 руб. за тонну вышеуказанной нефти (см. новую редакцию абзаца тридцатого п. 2 ст. 342 настоящего Кодекса).
     
     Кроме того, в абзац второй ст. 343 "Порядок исчисления и уплаты налога" НК РФ также внесены изменения. Приводим новую редакцию этого абзаца:
     
     "Сумма налога по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутному газу и газу горючему природному из всех видов месторождений углеводородного сырья исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы".
     
     Читателям журнала следует иметь в виду, что в Общероссийском классификаторе полезных ископаемых и подземных вод ОК 032-2002, утвержденном постановлением Госстандарта России от 25.12.2002 N 503-с, указана только нефть сырая (см. раздел "Топливно-энергетические полезные ископаемые"), а вот в Общероссийском классификаторе видов экономической деятельности, продукции и услуг ОК 004-93, утвержденном постановлением Госстандарта России от 06.08.1993 N 17, нефть сырая обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (позиции 1111210-1111320) приведена в разделе "Продукция и услуги горнодобывающей промышленности и разработки карьеров".
     
     В свою очередь, в Общероссийском классификаторе продукции ОК 005-93, утвержденном постановлением Госстандарта России от 30.12.1993 N 301, указаны следующие виды нефти (см. таблицу).
     

Код

КЧ

Наименование

02 4320


5

Нефть, обезвоженная и обессоленная на газоперерабатывающих заводах

02 4400


8

Нефть, стабилизированная на нефтепромыслах и газоперерабатывающих заводах

02 4410

4

Нефть, стабилизированная на нефтепромыслах

02 4420

9

Нефть, стабилизированная на газоперерабатывающих заводах


4. Изменения, внесенные в ст. 342 НК РФ

     
     В соответствии с подпунктом 1 п. 1 ст. 342 НК РФ обложение НДПИ производится по налоговой ставке 0% (0 руб. в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
     
     Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, которые технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством РФ.
     
     Постановлением Правительством РФ от 29.12.2001 N 921 были приняты Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения. Этим документом было предусмотрено, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, утверждаются ежегодно Минпромэнерго России по согласованию с МПР России и Госгортехнадзором России.
     
     Законом N 151-ФЗ в подпункт 1 п. 1 ст. 342 НК РФ внесено дополнение, согласно которому в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.
     
     Данная норма распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2006 года (ст. 3 Закона N 151-ФЗ), и с ее введением решается проблема, связанная с утверждением не в срок нормативных потерь полезных ископаемых. Это улучшает положение налогоплательщиков, поскольку в соответствии с постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 N 921 при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь. И в этом случае не могла применяться нулевая налоговая ставка.
     
     С целью стимулирования активной разработки новых месторождений подпунктом 8 п. 1 ст. 342 НК РФ установлена налоговая ставка НДПИ 0% по нефти до достижения накопленного объема добычи нефти до 25 млн. т.
     

     Вышеуказанное положение распространяется на участки недр, расположенные полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, при выполнении следующих условий:
     
     1) срок разработки запасов участка недр должен:
     
     - не превышать 10 лет или быть равным 10 годам для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых;
     
     - не превышать 15 лет или быть равным 15 годам для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых с даты государственной регистрации соответствующей лицензии на пользование недрами, при использовании прямого метода учета*1 количества добытой нефти на конкретных участках недр;
     _____
     *1 При прямом методе снимаются показания измерительных средств (приборов, устройств, инструментов и т.п.) и на их основе определяется количество добытого полезного ископаемого.
     

     2) для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2007 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2007 года меньше или равна 0,05, налоговая ставка 0 руб. в отношении количества добытого на конкретном участке недр полезного ископаемого применяется до достижения накопленного объема добычи нефти 25 млн т на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 10 лет или равен 10 годам начиная с 1 января 2007 года при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
     
     При этом степень выработанности запасов (Св) конкретного участка недр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду.
     
     Пунктом 4 ст. 342 НК РФ установлен порядок определения налогоплательщиком коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв).
     
     "В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:
     

Кв =3,8 – 3,5х

     где
     
     N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным  государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв;

     
     V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
     
     В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.
     
     В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент Кв принимается равным 1.
     
     Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
     
     Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, включающие:
     
     - наименование пользователя недр;
     

     - реквизиты лицензии на право пользования недрами;
     
     - сведения о накопленной добыче нефти (включая потери при добыче) (N) и начальных извлекаемых запасах нефти, утвержденных в установленном порядке, с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) (V) всех категорий по каждому конкретному участку недр. Данные предоставляются после выпуска государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.
     
     Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кв округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления".
     
     Целесообразно пояснить читателям журнала, что подразумевается под вышеуказанными буквенными обозначениями запасов категорий А, В, С1 и С2.
     
     Так, приказом МПР России от 01.11.2005 N 298 "Об утверждении Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" определено следующее.
     
     Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые).
     
     Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и по материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.
     
     К категории A относятся:
     

     - запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;
     
     - запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;
     
     - запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);
     
     - запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.
     
     Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.
     
     К категории B относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.
     
     Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.
     
     Запасы категории C1 выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону выделяемой категории C1 непрерывен по площади.
     

     Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям.
     
     Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной частью залежи.
     
     К категории C1 относятся запасы:
     
     - неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;
     
     - части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.
     
     Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости - с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.
     
     К категории C2 относятся запасы:
     
     - участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;
     
     - пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;
     
     - неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что, возможно, продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.
     
     Поскольку в рассмотренных выше дополнениях ст. 342 НК РФ неоднократно упоминается государственный баланс полезных ископаемых, целесообразно отметить следующее.
     

     В соответствии с постановлением Правительства РФ от 28.02.1996 N 215 приказом МПР России от 09.07.1997 N 122 утверждено Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов.
     
     Государственный баланс запасов полезных ископаемых является документом, подготавливаемым МПР России в соответствии с Законом РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" с целью ежегодного учета состояния минерально-сырьевой базы Российской Федерации и субъектов Федерации по важнейшим видам полезных ископаемых.
     
     Составление государственного и территориальных балансов запасов полезных ископаемых осуществляется на основе государственной отчетности, представляемой пользователями недр в соответствии с Порядком представления государственной отчетности предприятиями, осуществляющими разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, в федеральный и территориальные фонды геологической информации, утвержденным постановлением Правительства РФ от 28.02.1996 N 215, а также на основе геологической информации, полученной пользователями недр, и данных государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.
     
     Государственная отчетность о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых и их рациональном использовании представляется пользователями недр по нескольким формам государственного федерального статистического наблюдения, в частности N 5-гр, 6-гр, 70-тп, 71-тп. Так, сведения о состоянии и изменении запасов нефти представляются по форме N 6-гр, утвержденной постановлением Госкомстата России от 18.06.1999 N 44.
     
     В общем количестве запасов твердых полезных ископаемых, нефти, газа и газового конденсата ежегодно указываются по состоянию на 1 января запасы, принятые на учет по результатам государственной экспертизы запасов, в том числе ранее утвержденные Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ), Центральной комиссией по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ) и территориальными комиссиями по запасам полезных ископаемых (ТКЗ), остаток этих запасов по разрабатываемым месторождениям, а также выявленные в отчетном году в результате геолого-разведочных работ и разработки месторождений и принятые на учет ЦКЗ.
     
     Предусмотренное Законом N 151-ФЗ дополнение п. 1 ст. 342 НК РФ подпунктом 9 определяет налогообложение по налоговой ставке 0% сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа х с (в пластовых условиях), при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
     

     В связи с этим целесообразно рассмотреть некоторые свойства нефти и применяемые для обозначения этих свойств соответствующие термины, определения и единицы измерения.
     
     Единица измерения мПа*1рименяется при обозначении давления нефти (пластового давления) в условиях измерений ее объема.
     _____
      *1 Наименование вышеуказанной единицы измерения (мегапаскаль) приводится в Общероссийском классификаторе единиц измерения ОК 015-94 (МК 002-97), принятом и введенном в действие постановлением Госстандарта России от 26.12.1994 N 366. Обозначение "200 мПа х с" означает плотность давления нефти в двести мегапаскалей в секунду.
     
     Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема указывается в кг/куб.м. Эти данные о давлении нефти и ее плотности заносятся в паспорт качества нефти (см. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утвержденные приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 N 69) (далее - Рекомендации).
     
     Рекомендации устанавливают требования, предъявляемые к системам измерения количества и показателей качества нефти, и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595-2004 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", утвержденному приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004 N 99-ст.
     
     Отметим, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", утвержденным постановлением Госстандарта России от 08.01.2002 N 2-ст, нефть подразделяется по плотности на пять типов:
     
     - 0 - особо легкая (не более 830 кг/м при температуре 20);
     
     - 1 - легкая (830,1 - 850 кг/м);
     
     - 2 - средняя (850,1 - 870 кг/м);
     
     - 3 - тяжелая (870,1 - 895 кг/м);
     
     - 4 - битуминозная (более 895 кг/м).
     
     ГОСТ Р 8.610-2004 "Плотность нефти. Таблицы пересчета", утвержденный приказом Ростехрегулирования от 28.12.2004 N 130-ст, приводит сведения о таблицах пересчета значений плотности нефти в зависимости от температуры и давления.
     
     Следует отметить, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 нефть подразделяется на четыре класса в зависимости от массовой доли серы:
     
     - малосернистая;
     
     - сернистая;
     
     - высокосернистая;
     
     - особо высокосернистая.
     
     Из диаграммы 2 можно сделать вывод, что добываемая в Российской Федерации нефть характеризуется значительным диапазоном плотности. Так, исследования показывают, что свыше 90% среднегодового объема добытой отечественной нефти имеет плотность от 830 до 895 кг/м. Иными словами, она относится к трем типам - легкой, средней и тяжелой.
     


Диаграмма 2. Распределение добываемой в России нефти по группам плотности*1

    _____
     *1 Данные Геологического консультационного центра "Гекон" // Нефть России. - 2004. - N 7.
     

     Как видно из диаграммы 3, наибольшее количество российских предприятий разрабатывают запасы легкой и особо легкой нефти. Регионами их деятельности являются Западная Сибирь, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, фланги Волго-Уральской провинции, Северный Кавказ и Калининградская область. В основном добыча битуминозной нефти ведется практически только в Волго-Уральской провинции и на нескольких месторождениях Тимано-Печоры, в том числе на разрабатываемом шахтным способом Ярегском месторождении.
     


Диаграмма 3. Число предприятий и годовая добыча по типам добываемой нефти (в процентах)*1

     _____
     *1 Данные Геологического консультационного центра "Гекон" // Нефть России. - 2004. - N 7.
     

     Эксперты не раз отмечали, что особенностью налогообложения добычи и транспортировки нефти в Российской Федерации является учет налогов и платежей в расчете на тонну сырья, то есть в единицах массы, в то время как при экспорте нефти расчет осуществляется в объемных единицах - баррелях. С тонны сырья исчисляются НДПИ, тарифы на транспортировку, таможенные сборы, экспортная пошлина, стоимость фрахта судов и др. Возникает ситуация, при которой предприятие, добывающее и реализующее нефть, уплачивает налоги и другие платежи в расчете на тонну сырья, а доходы от его реализации образуются в расчете на баррель. В результате этого у компаний, добывающих тяжелую нефть, величина удельных налогов и платежей на баррель продукции значительно превышает величину, уплачиваемую другими компаниями, добывающими легкую нефть. Иными словами, при добыче легкой нефти вследствие большего числа баррелей в одной метрической тонне образуется существенная экономия на НДПИ. Только вследствие различия плотностей в расчете на один баррель нефти НДПИ уплачивается в ряде случаев с разницей более, чем на треть.
     
     В соответствии с новой редакцией абзаца тридцатого п. 2 ст. 342 НК РФ налоговая ставка установлена в размере 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом вышеуказанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с п. 3 и 4 этой ст. 342 НК РФ:
     

419 х Кц х Кв.

     

     В связи с этим следует отметить, что до принятия Закона N 151-ФЗ в абзаце тридцатом п. 2 ст. 342 НК РФ была указана налоговая ставка 16,5% при добыче углеводородного сырья. Однако эта процентная ставка не применялась, так как ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 N 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" (далее - Закон N 126-ФЗ) было предусмотрено применение твердой ставки при добыче нефти до 31 декабря 2006 года. Так, в соответствии с Законом N 126-ФЗ за объемы нефти, добыча которых осуществляется с 1 января 2005 года и по настоящее время, применяется ставка в размере 419 руб. за 1 тонну с ее корректировкой на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть.
     
     Таким образом, внесенные Законом N 151-ФЗ изменения направлены не на корректировку размера твердой ставки, а на более продолжительный период ее применения, чем это было предусмотрено ст. 5 Закона N 126-ФЗ.
     
     Кроме того, включение непосредственно в текст главы 26 НК РФ положений об установлении конкретного размера налоговой ставки решило проблемную ситуацию, связанную с тем, что налоговая ставка по нефти была установлена не самой главой 26 Кодекса, а отдельным законом - в данном случае ст. 5 Закона N 126-ФЗ*1 . Такое положение, по мнению некоторых экспертов, противоречило нормам ст. 53 НК РФ, в соответствии с которой налоговые ставки по федеральным налогам должны устанавливаться непосредственно этим Кодексом либо Правительством РФ в случаях, предусмотренных НК РФ.
     _____
     *1  Ст. 5 Закона N 126-ФЗ утрачивает силу с 1 января 2007 года в соответствии со ст. 2 Закона N 151-ФЗ.
     

     Что касается коэффициента, характеризующего динамику мировых цен на нефть (Кц), то порядок его применения установлен вновь введенным п. 3 ст. 342 НК РФ. Этот коэффициент "ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта "Юралс", выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Банком России (Р), и деления на 261:


Кц = (Ц - 9)х


     Средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта "Юралс" определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.
     
     Средние за истекший месяц уровни цен нефти сорта "Юралс" на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья ежемесячно в срок не позднее 15-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством РФ.
     
     При отсутствии указанной информации в официальных источниках средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта "Юралс" на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья определяется налогоплательщиком самостоятельно.
     
     Среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, определяется налогоплательщиком самостоятельно как среднеарифметическое значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, за все дни в соответствующем налоговом периоде.
     
     Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления".
     
     Вышеуказанный порядок применения и исчисления коэффициента Кц ранее был установлен ст. 5 Закона N 126-ФЗ и, по сути, не изменился.
     
     В соответствии с распоряжением Правительства РФ от 19.08.2002 N 1118-р уполномоченным органом по доведению через официальные источники информации средней за истекший месяц цены на нефть сорта "Юралс" является Минэкономразвития России, которое должно обеспечивать ежемесячно, не позднее 15-го числа, публикацию в "Российской газете" средней за предыдущий месяц цены на нефть.
     
     Кроме того, в настоящее время ФНС России ежемесячно выпускает информационные письма, в которых приводятся следующие данные: средний за истекший месяц уровень цен нефти сорта "Юралс" в долларах США за баррель; среднее значение курса доллара США; значение коэффициента Кц и налоговая ставка с учетом этого коэффициента*1 .
     _____
     *1 См., например, письмо ФНС России от 20.07.2006 N ММ-6-21/701@.

     
     Такие информационные письма будут выпускаться и в 2007 году.
     

5. Значение изменений, внесенных в НК РФ Законом N 151-ФЗ

     
     Необходимость совершенствования финансовых отношений в сфере природопользования стала в последнее время особенно актуальной. И это связано не только с более ясным пониманием ограниченности (невозобновляемости) многих видов природных ресурсов, но и с увеличением их экономической ценности, выражающейся в возможности получения дополнительного дохода при их эксплуатации, который прямо не связан с предпринимательской деятельностью, а обусловлен естественными (природными) свойствами ресурсов, то есть рентного дохода.
     
     Очевидно, что внесение Законом N 151-ФЗ рассмотренных выше поправок в главу 26 НК РФ должно в целом повысить заинтересованность нефтедобывающих компаний в инвестировании средств в разработку новых месторождений, а также в применении высокоэффективных технологий, обеспечивающих продление рентабельной разработки выработанных месторождений. В перспективе предполагается увеличение доходов бюджета Российской Федерации за счет сохранения объемов нефтедобычи с действующих и прироста добычи на новых месторождениях.
     
     Однако вышеуказанные поправки следует рассматривать, по нашему мнению, только как один из дополнительных шагов к введению специальных налоговых режимов при нефтедобыче (помимо норм действующего Федерального закона от 30.12.1995 N 225-ФЗ "О соглашениях о разделе продукции"). В связи с этим следует отметить, что в настоящее время в мире насчитывается около 220 систем налогообложения нефтяной отрасли - по несколько на одну страну.
     
     В дальнейшем необходимо, по нашему мнению, предпринять дополнительные меры по усилению рентной составляющей при налогообложении добычи нефти, поскольку невозможно решить вопрос эффективности платности недропользования в этой части только путем введения различных коэффициентов, применяемых к ставке НДПИ. Очевидно, что законодательством, в принципе, могут быть установлены критерии, по которым может определяться ставка этого налога для каждой категории плательщиков с применением коэффициентов, учитывающих различные условия (и сочетания этих условий). Но для этого необходимо будет провести сложные, многовариантные расчеты, обосновывающие соответствующие коэффициенты, их влияние на экономику нефтегазовых проектов и на доходы бюджета.
     
     Осуществить решение вышеуказанных задач в рамках изменения только налогового законодательства вряд ли осуществимо, так как налоги, в отличие от рентных платежей, не могут быть признаны достаточно эффективным инструментом для извлечения природной ренты.
     
     Так, общепринятой концепцией, отражающей рентную составляющую специфических доходов, получаемых при добыче полезных ископаемых, является индивидуальный подход к определению размеров платежей при недропользовании с учетом особенностей каждого объекта, что не соответствует статусу налога.
     
     Налоговое бремя в нефтяной промышленности варьируется по странам мира от 15 до 65% в цене продаж, что позволяет изымать значительную часть доходов рентного характера, обеспечивая высокую коммерческую эффективность инвестиций. По расчетам Института геологии нефти и газа Сибирского отделения РАН (А.Э. Конторович и А.Г. Коржубаев), в Российской Федерации в зависимости от условий добычи и транспортировки углеводородного сырья, направлений ее использования доля рентной составляющей в цене колеблется от 30 до 70% при продаже сырья на внутреннем рынке и 65-80 % - при экспорте сырья. Средний уровень налоговых сборов в выручке составляет для российских компаний около 50%. С учетом различий в условиях освоения месторождений, направлениях и структуре поставок возможны колебания налогового бремени в диапазоне от 30 до 60%.
     
     Введение системы рентных платежей неизбежно потребует детализации учета отчетности недропользователей по отдельным участкам недр, институциональных преобразований (развитие горного аудита, независимой экспертизы), широкого использования тендерных процедур, совершенствования системы государственного регулирования в сфере недропользования, в том числе эффективной координации действий Минфина России, включая ФНС России, и других служб и агентств. Для примера: в США существует государственный учет работы каждой скважины, и это при том, что вся нефтедобыча частная. И затраты на данный контроль вполне окупают возможность получения исчерпывающей информации о реальном объеме добываемого сырья и соответственно о сумме налогов, которые должна заплатить добывающая компания. Так, если скважина обходится в несколько миллионов долларов США, то установление самой современной телемеханической аппаратуры (дающей информацию через спутник на центральный компьютер контролирующего органа) стоит не более 10 000 долларов.
     
     В Канаде с 1930 года применяется особая система менеджмента с целью совершенствования разработки месторождений. Так, все данные, относящиеся к бурению и эксплуатации, должны быть опубликованы. При этом данные по эксплуатации скважин могут оставаться конфиденциальными не более одного года. Таким образом, свободное предложение всех данных позволяет обеспечить объективность тендеров и чистоту конкурентных отношений для всех фирм, желающих участвовать в разработке соответствующих месторождений. Информационная прозрачность исключает также возможность продажи информации о скважинах.
     
     Понятно, что в настоящее время наиболее вероятным подходом к усилению рентной составляющей в системе платежей за недропользование остается все же изменение в порядке исчисления НДПИ. Но и здесь, хотя и имеется определенное совпадение позиций представителей государственных структур с мнениями руководства организаций топливно-энергетического комплекса, остается много неясных и спорных моментов.
     
     Так, многие федеральные органы согласны с тем, что НДПИ должен быть и далее дифференцирован, однако критерии для проведения этого механизма, которые устраивали бы всех участников экономических отношений (то есть налогоплательщиков и контрольные органы), до сих пор однозначно не определены. Основные требования со стороны государственных органов к этим критериям - они должны быть легко администрируемыми. Но не следует забывать, что мы имеем здесь дело с природными объектами, а не с готовой продукцией. Природный объект не может быть подогнан к определенным стандартам, а следовательно, к нему очень сложно подобрать критерии, которые в равной степени учитывали бы многообразие горно-геологических особенностей нефтегазовых месторождений (фазовое состояние, сложность строения структуры, глубину залегания, качество продукции, продуктивность скважины, стадию освоения и т.д.).
     
     Учитывая вышеизложенное, в дальнейшем законодателями может быть решен вопрос о введении системы рентных платежей, дифференцированных по месторождениям. Это можно сделать только на неналоговой основе, совершенствуя тендерные процедуры предоставления прав пользования недрами, вводя институт горного аудита, укрепляя систему независимой экспертизы. Реализация вышеуказанных мер позволит привлечь к освоению различных месторождений не только крупнейшие компании, но и средние и мелкие компании, что положительно повлияет на всю экономику добывающей отрасли.