"Налоговый вестник", N 11, 2000 О НАЛОГОВОМ АДМИНИСТРИРОВАНИИ В НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ 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 г. 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 г. 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 г. 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 г. 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.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 г., 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 (К1, ...., К7), участвующих в расчете (п.п.1 - 7 таблицы), на их количество. (К1 + ... + К7) Пл = -------------- ———— 7

Таблица

Определение ставки регулярных платежей

за пользование недрами при добыче нефти

     
   —————————————————————————T—————————————T—————————————————————————¬
   | Факторы, определяющие  |   Ставки    |   Краткое пояснение к   |
   |дифференциацию платежей |  платежей   |        факторам,        |
   |                        |   в % от    |   определяющим ставки   |
   |                        | стоимости   |   регулярных платежей   |
   |                        |  добытого   |                         |
   |                        |   сырья     |                         |
   |                        |    (К)      |                         |
   +————————————————————————+—————————————+—————————————————————————+
   |1. Величина  остаточных | 6   10  16  |В соответствии          с|
   |извлекаемых запасов     |             |государственным  балансом|
   |месторождений нефти     |             |запасов          полезных|
   |(млн т)                 |             |ископаемых     Российской|
   |                        |             |Федерации                |
   |1.1. < 0,5              | X           |                         |
   |1.2. > 1,0 — 2,0        |     Х       |                         |
   |1.3. > 5,0              |            Х|                         |
   |                        |             |                         |
   |2. Средний дебит  одной |             |В расчет      принимается|
   |эксплуатационной        |             |среднегодовой действующий|
   |скважины (т/сут.)       |             |фонд скважин             |
   |2.1. < 3,0              | X           |                         |
   |2.2. > 5,0 — 7,0        |     X       |                         |
   |2.3. > 20,0             |          Х  |                         |
   |                        |             |                         |
   |3. Способ  эксплуатации |             |От общего      количества|
   |добывающих скважин      |             |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     |
   |[(КА + КБ + КВ) : 3]    |             |значение             трех|
   |4.1. Темп отбора (%)    |          Х  |показателей.     Величина|
   |4.1.1. > 4,0            |             |отбора      нефти      на|
   |4.1.2. > 2,0 — 3,0      |     X       |месторождении за год, в %|
   |4.1.3. < 0,5            | Х           |от начальных  извлекаемых|
   |                        |             |запасов нефти            |
   |                        |             |                         |
   |4.2. Средняя            |             |Высокая     обводненность|
   |обводненность скважин   |             |добываемой      жидкости,|
   |(%)                     |             |определяемая           по|
   |4.2.1. < 40             |          X  |лабораторным  данным   по|
   |4.2.2. > 70 — 80        |     X       |содержанию  воды в пробах|
   |4.2.3. > 90             | X           |жидкости                 |
   |                        |             |                         |
   |4.3. Степень            |             |Величина отбора нефти  на|
   |выработки запасов       |             |месторождении   за  время|
   |(%)                     |             |разработки,   в   %    от|
   |4.3.1. < 20             |          X  |начальных     извлекаемых|
   |4.3.2. > 60 — 80        |     Х       |запасов                  |
   |4.3.3. > 90             | X           |                         |
   |                        |             |                         |
   |5. Глубина   разработки |             |Средневзвешенная       по|
   |(км)                    |             |запасам глубина, определ.|
   |5.1. До 1,5             |          X  |(остаточные       извлек.|
   |5.2. От 2,51 — 3,5      |     Х       |запасы      х     глубину|
   |5.3. Более 4,5          | X           |продуктивн.   пласта)   :|
   |                        |             |:     число   разрабатыв.|
   |                        |             |пластов                  |
   |                        |             |                         |
   |6. Географо —           |             |Максимальный      процент|
   |экономические условия   |             |платежа  применяется  для|
   |6.1. С развитой         |          X  |разрабатываемых          |
   |инфраструктурой         |             |месторождений,           |
   |6.2. Со слабо           | X           |минимальный     —     для|
   |развитой                |             |разведанных             и|
   |инфраструктурой         |             |законсервированных       |
   |                        |             |скважин                  |
   |                        |             |                         |
   |7. Качество нефти       |             |Расчет качества     нефти|
   |[(КА + КБ + КВ) : 3]    |             |определяется  по  средней|
   |7.1. Сернистостъ (S, %) |             |величине   трех  основных|
   |7.1.1. Малосернистые    |           X |характеристик:           |
   |(до 0,5)                |             |сернистости          (S),|
   |7.1.2. Сернистые        |     X       |плотности  (q),  вязкости|
   |(0,5 — 2,0)             |             |(у) в пластовых условиях.|
   |7.1.3. Высокосернистые  | X           |При        многопластовых|
   |(>2,0)                  |             |залежах        показатели|
   |                        |             |величин   качества  нефти|
   |                        |             |определяются          как|
   |                        |             |средневзвешенные       по|
   |                        |             |добытой     нефти      за|
   |                        |             |последний год            |
   |                        |             |                         |
   |7.2. Плотность          |             |                         |
   |(q, г/куб. см)          |             |                         |
   |7.2.1. Легкие (до 0,870)|          X  |                         |
   |7.2.2. Средние          |     X       |                         |
   |(0,871 — 0,900)         |             |                         |
   |7.2.3. Тяжелые (>0,900) | X           |                         |
   |                        |             |                         |
   |7.3. Вязкость           |          X  |                         |
   |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)                 |             |                         |
   L————————————————————————+—————————————+——————————————————————————
   

Примечания. 1. Показатели, участвующие в расчетах по определению величин коэффициентов факторов, должны браться за последний календарный (отчетный) год, предшествующий расчету платежей.

2. При определении ставки платежей за пользование недрами при добыче нефти на впервые вводимых в разработку месторождениях п.п.2 и 4 в приведенной методике расчета не используются.

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.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 г. 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. Большая 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 19.12.1991 N 2060-1 "Об охране окружающей природной среды" и во исполнение Постановления Правительства РФ от 28.08.1992 N 632 "Об утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия" определены базовые нормативы платы за вредные выбросы и сброс нефти и нефтепродуктов в окружающую среду.

В соответствии с п.3 утвержденного Порядка плата за предельно допустимые выбросы, сбросы загрязняющих веществ осуществляется за счет себестоимости продукции (работ, услуг), а плата за превышение их - за счет прибыли, остающейся в распоряжении природопользователя, согласно Положению о составе затрат (в ред. Постановления Правительства РФ от 12.07.1999 N 794).

Ответственность природопользователей за полноту, правильность исчисления и своевременность уплаты этих платежей регулируется законодательством о налоговой системе.

На долю ТЭК приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу и 27% сброса загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты, свыше 30% твердых отходов и до 70% общего объема парниковых газов.

Инвестиции в природоохранные мероприятия за счет всех источников финансирования составили в 1999 г. около 5,5 млрд руб., что на 23% больше, чем в 1998 г. Практически вся природоохранная деятельность в ТЭК осуществлялась за счет собственных средств предприятий.

Объем выбросов вредных веществ в атмосферу в 1999 г. в целом по ТЭК снизился на 1,5% и составил 9,3 млн т. Значительная масса загрязняющих веществ поступает в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факелах. Уровень использования ресурсов извлекаемого вместе с нефтью газа в целом по России составляет 80%, при этом 20% нефтяного газа продолжают сжигаться на факелах. Для сокращения потерь нефтяного газа принимаются меры по строительству объектов по его утилизации.

Объем сброса загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 1999 г. в целом по ТЭК был на 7,5% меньше, чем в 1998 г. Часть сточных вод закачивалась в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления.

Остается чрезвычайно актуальной в ТЭК проблема снижения аварийных разливов нефти и ликвидации их последствий. В рамках НИОКР выполняются работы по разработке концепции создания функциональной системы ТЭК по борьбе с аварийными разливами нефти, а также концепция создания единой компьютеризированной системы производственного экологического мониторинга в ТЭК.

Подписано в печать И.К.Выскребенцев

23.10.2000 Государственный советник

налоговой службы II ранга

     
   ——————————————————————————————————————————————————————————————————
————————————————————
——