Налог НДПИ расчет

По оценке рейтингового агентства «Эксперт РА», EBITDA нефтедобывающих компаний после рекордных значений 2018 года ждет коррекция до 6% в 2019-м и до 1% в 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ скорректируется сильнее, до 12 и 4% соответственно. Нейтральное влияние налогового маневра на отрасль осложняется малопредсказуемыми последствиями применения демпфирующего механизма в сегменте нефтепереработки.

Завершение налогового маневра нейтрально для компаний нефтедобывающей отрасли и НПЗ, получивших компенсации в виде обратного акциза на нефть. В рамках завершения налогового маневра обратный акциз на нефть в точности дублирует ранее существовавшие для НПЗ выгоды от разницы в экспортных пошлинах на нефть и нефтепродукты, а логистический коэффициент улучшает экономику наиболее остронуждающихся в субсидировании удаленных от границ РФ НПЗ. В 2019 году нефтедобывающие компании столкнутся с ростом налоговой нагрузки из-за очередного повышения слагаемого Кк в формуле расчета НДПИ, что снижает EBITDA сегмента на 1%, в 2020-м изменений в налоговой нагрузке не происходит. EBITDA модельного НПЗ, получающего обратный акциз на нефть (98% мощностей российской переработки), не претерпевает изменений в 2019 и 2020 годах.

Демпфирующий механизм, введенный с 2019 года для целей сдерживания цен на топливо и недопущения его дефицита, может привести к прямо противоположному эффекту. Механизм предусматривает отрицательный размер компенсации, в случае если величина экспортного нетбэка на топливо в портах СЗФО опускается ниже условной регулируемой оптовой цены, что может стимулировать НПЗ повышать реальные цены реализации топлива для оплаты этой компенсации. Платежи по демпферу способны менять свой знак, ведя себя скачкообразно при минимальных колебаниях параметров его расчета, что осложняет прогнозирование потоков НПЗ. Для нефтедобывающих компаний (в том числе не имеющих перерабатывающих мощностей) действие демпфера может привести к снижению EBITDA на 3%. Риски, связанные с демпфирующим механизмом, могут быть нивелированы его отменой в 2020 году и установлением режима плавающего акциза на топливо, что зависит от того, будет ли найден компромисс между позициями Минэнерго и Минфина.

EBITDA компаний нефтяной отрасли ждет коррекция после рекордных значений 2018 года. По нашей оценке, EBITDA нефтедобывающих компаний может упасть до 6% в 2019 году и до 1% в 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ может скорректироваться сильнее, до 12 и 4% соответственно. Мы воздерживаемся от явного прогнозирования итогов действия демпфирующего механизма на топливном рынке, при этом отмечаем, что он может оказать смешанное, малопредсказуемое влияние на сегмент нефтепереработки, что негативным образом отразится в первую очередь на кредитоспособности независимых НПЗ.

Макроэкономический фон: США и страны – участницы соглашения ОПЕК+ – по-прежнему оказывают определяющее влияние на нефтяные котировки

В течение 2018 года агентство скорректировало свои ценовые предпосылки по нефти сорта Brent в сторону повышения с 52,5 до 62,5 доллара за баррель, что было обусловлено действием ряда факторов как в части предложения нефти, так и в части спроса. Мы придерживаемся такого прогноза на данный момент и на 2019–2020 годы. При этом фундаментально в отсутствие регулирования предложения на рынке, а также геополитических шоков, на наш взгляд, цена на нефть должна определяться предельными издержками добычи последнего мирового производителя, которым являются сейчас США. Эти издержки по разным оценкам составляют от 50 до 55 долларов за баррель. Цены на нефть характеризуются высоким уровнем эластичности по отношению к предложению нефти, что объясняет их повышенную волатильность при выходе любых новостей, в том числе геополитических, которые могут свидетельствовать о потенциальном росте или снижении мировой добычи. В 2018 году на рынок значимо влияли: 1) агрессивный, превысивший ожидания рост уровня добычи нефти в США; 2) снижение экспорта иранской нефти в результате возобновления санкций со стороны США; 3) устойчивое снижение уровня добычи нефти в Венесуэле; 4) действия стран – участниц соглашения в формате ОПЕК+.

По данным ОПЕК, предложение нефти в 2018 году вне картеля выросло на 2,7 млн баррелей в сутки, причем около 82% этого прироста пришлось на США. В 2019 году США останутся ключевым драйвером роста мировой добычи нефти, поддержку чему окажет снятие действующих инфраструктурных ограничений по экспорту нефти – будут запущены в эксплуатацию новые трубопроводы, которые позволят стране, по прогнозам EIA, увеличить добычу нефти и жидких углеводородов еще на 2 млн баррелей в сутки. Реализовавшиеся, пусть и в менее радикальном сценарии, опасения по возобновлению санкций США в отношении Ирана привели к снижению добычи в этой стране с 3,8 млн баррелей в сутки в 2017 году до 3,5 млн баррелей в сутки в 2018-м, при этом в течение 2018 года уровень добычи стабильно падал и по состоянию на январь 2019-го составляет уже 2,7 млн баррелей в сутки. Меньшая радикальность реализовавшегося сценария заключается в том, что запрет на текущий момент не касается крупнейших стран – покупательниц иранской нефти, – среди которых Китай и Индия, однако исключение действует только до мая 2019 года. В этой ситуации у американской администрации имеется определенный рычаг давления на мировые цены на нефть в том смысле, что она может так или иначе регулировать объем предложения иранской нефти через изменение допустимых объемов ее реализации крупнейшим покупателям. Уровень добычи нефти в Венесуэле демонстрирует последние годы самое драматичное падение: с 2,4 млн баррелей в сутки в 2015 году до 1,1 млн баррелей по состоянию на январь 2019-го. Введенные США санкции против PDVSA могут ускорить падение добычи в стране в 2019 году.

Геополитическая ситуация в Иране и Венесуэле, которые являются значимыми участницами ОПЕК (18% добычи картеля по итогам 2017 года), помогла реализации соглашения ОПЕК+ по ограничению добычи нефти, подписанного в декабре 2016-го, что привело к росту цен выше 70 долларов за баррель нефти сорта Brent с апреля 2018 года. Дополнительную поддержку реализации соглашения оказал превысивший ожидания спрос на нефть со стороны крупнейших стран-потребительниц. По данным ОПЕК, в 2018 году рост спроса на нефть составил 1,47 млн баррелей в сутки, из которых 31% пришелся на США, 27% – на Китай, 14% – на Индию. Опасения по дефициту нефти на рынке привели к тому, что Саудовская Аравия и Россия наряду с США подняли уровни добычи до рекордных отметок, и на фоне озабоченности инвесторов по замедлению роста мировой экономики из-за торговой войны Штатов и Китая это спровоцировало обвал цен в IV квартале 2018 года. Однако цены менее месяца находились на предельном для американских производителей уровне 50–55 долларов за баррель и затем вернулись в текущий диапазон 60–65 долларов после подписания в декабре 2018 года нового соглашения по ограничению добычи в формате ОПЕК+. Оно заключается в снижении уровня добычи на 1,2 млн баррелей в сутки и будет действовать до середины 2019 года. Главная роль в исполнении соглашения отводится Саудовской Аравии, которая заявила о готовности снизить добычу в большем объеме, чем предусмотрено в соглашении, что можно объяснить тем, что для государственного бюджета этой страны комфортен уровень цен на нефть более 70 долларов за баррель.

Макроэкономический фон: следование соглашению ОПЕК+ в целом позитивно для российской нефтедобывающей отрасли, несмотря на необходимость корректировок планов по росту добычи

Новое соглашение ОПЕК+ подразумевает для России сокращение добычи на 0,2 млн баррелей в сутки с уровня, достигнутого в октябре 2018-го, что в ситуации продления соглашения на весь год приведет к снижению уровня добычи в 2019 году на 1,5–2%. Кроме того, соглашение может привести к сдвигу сроков разработки ряда месторождений ввиду того, что некоторые компании имели амбициозные планы по наращиванию уровня добычи в ближайшие годы. Тем не менее, на наш взгляд, принимая во внимание эффективность дебютного соглашения ОПЕК+ в части влияния на мировые цены, новая договоренность, несмотря на то что 1%-ное увеличение объема добычи для российской нефтедобывающей компании по причинам, связанным со спецификой налогообложения, более выгодна, чем 1%-ный рост цены на нефть, позитивна для компаний отрасли, так как дополнительная прибыль в результате роста цен превысит недополученный доход из-за сдерживания объемов добычи. Это объясняется уже упомянутой ранее высокой эластичностью цен на нефть к изменениям в предложении. Вопрос, будет ли новое соглашение продлено на весь 2019 год, остается открытым и, на наш взгляд, будет зависеть от конкретной ситуации на рынке к моменту его мониторинга комитетом в апреле. В любом случае участники соглашения дали понять, что координация действий между странами останется даже при отсутствии формально зафиксированного плана действий, что видится важным фактором будущей стабильности цен на рынке в среднесрочной перспективе. При проведении анализа агентство консервативно предполагает, что соглашение по ограничению добычи продлят на 2019 год, и оно будет действовать на весь дальнейший горизонт прогнозирования.

Изменения в налогообложении могут оказывать существенное влияние на денежные потоки нефтедобывающих компаний и в особенности предприятий нефтепереработки. Вступление в силу пилотного проекта по налогообложению добавленного дохода в 2019 году предоставит нефтедобытчикам возможность оптимизировать свою налоговую нагрузку по некоторым группам месторождений.

Как уже было отмечено в предыдущем обзоре, уровень кредитоспособности компаний нефтяной отрасли, который мы условно отождествляем с показателем EBITDA, определяется не только изменением мировых цен на энергоресурсы, динамикой валютного курса и уровня добычи, но и во многом зависит от специфики налогообложения. Так, платежи по НДПИ и экспортной пошлине нефтедобывающей компании на стандартном режиме налогообложения могут достигать 70% от валовой выручки, а конкурентоспособность нефтеперерабатывающего завода критичным образом зависит от наличия косвенного налогового субсидирования. Важно отметить, что объемы НДПИ и экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты в отрасли не постоянны, а зависят от ряда параметров, в частности, от мировых цен на нефть и валютного курса.

Методология анализа

Далее в обзоре мы делаем выводы на основе построенных нами моделей типовой нефтедобывающей компании, нефтеперерабатывающего завода (далее – НПЗ) и вертикально интегрированной нефтяной компании (далее – ВИНК), находящихся в европейской части России. Модели позволяют тестировать влияние на EBITDA изменений таких параметров, как курс рубля по отношению к доллару, цена на нефть сорта Brent, объем добычи и переработки нефти, и демонстрировать влияние на EBITDA изменений в системе налогообложения при стабильных макропараметрах. Предположим, что нефтедобывающая компания добывает, а НПЗ перерабатывает 5 млн тонн нефти в год. Базовый сценарий рейтингового агентства «Эксперт РА»: курс рубля к доллару – 67; цена на нефть сорта Brent – 62,5. НПЗ имеет среднероссийские параметры выхода светлых нефтепродуктов – 62%, производя в год 700 тыс. тонн автобензина и 1 050 тыс. тонн дизельного топлива. Нетбэки, себестоимость добычи нефти, производственные затраты на переработку нефти, транспортные расходы, затраты на персонал были рассчитаны с использованием собственной базы данных рейтингового агентства «Эксперт РА».

Проанализируем влияние на EBITDA наших компаний изменений в системе налогообложения отрасли при стабильных макропараметрах.С 2015 года в отрасли проводился большой налоговый маневр, который заключался в поэтапном, но не равноценном снижении экспортной пошлины на нефть и росте НПДИ. Одновременно с этим изменялись экспортные пошлины на нефтепродукты, которые устанавливаются в относительном выражении к размеру экспортной пошлины на нефть: с целью стимулирования модернизации НПЗ были понижены экспортные пошлины на светлые нефтепродукты и повышены на темные.

В 2016 году базовая ставка НДПИ была повышена с 766 до 857 рублей за тонну нефти, однако ставка экспортной пошлины на нефть (42%) не изменилась при том, что ставки экспортных пошлин на нефтепродукты поменялись в соответствии с планом: экспортная пошлина на автобензин была снижена с 78 до 61% от размера пошлины на нефть, экспортная пошлина на мазут была повышена с 76 до 82%. Это привело к падению EBITDA нефтедобывающего сегмента на 14% (выросли платежи по НДПИ, но остались прежними платежи по экспортной пошлине на нефть) и росту EBITDA НПЗ на 23%. Совокупный EBITDA ВИНК в итоге сократился на 7%. Увеличение прибыли нефтепереработки было обусловлено ростом объема косвенного, или так называемого таможенного субсидирования, которое заключается в разнице между экспортными пошлинами на нефть и нефтепродукты. В нашем примере эта разница за счет снижения экспортной пошлины на светлые нефтепродукты выросла, что было частично компенсировано ростом пошлин на темные нефтепродукты. Так как ценообразование на нефть и нефтепродукты обычно строится на принципах экспортного паритета, то входящая цена на сырье для НПЗ включает в себя скидку от мировой цены на нефть в виде экспортной пошлины на нефть. Исходящая цена на произведенный нефтепродукт на внутреннем рынке также включает в себя скидку от мировой цены в объеме величины экспортной пошлины на этот нефтепродукт. Благодаря тому что экспортная пошлина на нефтепродукт устанавливается в процентном соотношении к экспортной пошлине на нефть, НПЗ получает регулярную субсидию, размер которой тем выше, чем выше рублевая стоимость цены на нефть. Эта субсидия призвана компенсировать российским НПЗ логистическое отставание от европейских конкурентов из-за невыгодного географического расположения. Недостатком этой схемы является как раз зависимость объема субсидирования от рублевых цен на нефть.

В 2017 году маневр был продолжен, при этом изменялась уже и величина экспортной пошлины на нефть. Также было введено дополнительно Кк при расчете НДПИ на нефть, которое увеличило объем налога на 306 рублей за тонну. При значениях валютного курса и цене на нефть в базовом сценарии рейтингового агентства «Эксперт РА» это вернуло бы EBITDA нефтедобывающего сегмента к объему, достигнутому в 2015 году. В перерабатывающем сегменте снижение экспортной пошлины на нефть, несмотря на относительное сокращение экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, привело к обвалу рентабельности: EBITDA уменьшился на 30% к 2017 году и стал ниже на 14%, чем изначальный уровень, достигнутый в 2015-м. Это было обусловлено тем, что снижение размера экспортной пошлины на нефть одновременно сократило и объем получаемой НПЗ таможенной субсидии в виде разницы между пошлиной на нефть и нефтепродукты. Совокупный эффект на экономику ВИНК налоговых изменений с 2015 года оказался отрицательным: EBITDA 2017-го был ниже на 3%. В 2018 году происходили минимальные изменения в налогообложении: был увеличен размер слагаемого Кк при расчете НДПИ на нефть до 357 рублей за тонну, что привело к сокращению EBITDA нефтедобычи до 1% и никак не повлияло на переработку.

В рассмотренном нами выше примере модельной нефтедобывающей компании мы не учитывали существующие льготные системы налогообложения как по экспортной пошлине, так и по НДПИ, под которые подпадает свыше 40% добываемой в России нефти. Например, по некоторым видам месторождений льготы могут заключаться в уменьшении ставки НДПИ или даже в нулевой ставке, которая применяется, в частности, при добыче нефти из залежей Баженовской свиты. В 2019 году у нефтедобывающих компаний в рамках пилотного проекта Минэнерго появится возможность перевода некоторых групп месторождений на режим налогообложения добавленного дохода (НДД), что увеличит количество одновременно действующих режимов налогообложения до 20. Стандартный режим НДПИ предусматривает уплату налога в отношении выручки от добытого объема нефти безотносительно к затратам на добычу. Основная идея НДД заключается в налогообложении разницы между расчетной выручкой и затратами, связанными с добычей, подготовкой и транспортировкой нефти. Это, по задумке, должно естественным образом предоставлять компаниям льготы при разработке трудноизвлекаемых запасов, доля которых в структуре добычи будет постепенно расти. На текущий момент для таких месторождений уплата НДПИ остается, но с применением пониженной ставки. У нас есть понимание, что нефтедобывающие компании будут переводить свои активы на пилотный режим НДД только в случае наличия существенных экономических выгод в сравнении с действующим режимом налогообложения. Это означает, что проект НДД исключительно позитивно влияет на кредитоспособность отрасли.

Завершение налогового маневра нейтрально для компаний нефтедобывающей отрасли и НПЗ, получивших компенсации в виде обратного акциза на нефть, при игнорировании новаций в регулировании внутреннего топливного рынка.

В 2018 году правительство приняло поправки в Налоговый кодекс, связанные с завершением налогового маневра: в течение 6 лет в отрасли поэтапно должны быть отменены экспортные пошлины с синхронным, на этот раз равноценным, ростом НДПИ. Для сохранения таможенной субсидии НПЗ был введен обратный акциз на нефть, который в точности дублировал ранее существовавшие выгоды от разницы в пошлинах на нефть и нефтепродукты. Однако такую компенсацию смогли получить не все НПЗ, а только те, которые поставляют на внутренний рынок автобензин соответствующего качества или нафту для нужд нефтехимической отрасли в объеме не менее 10% от структуры выпуска. Аналогичные привилегии могли быть предоставлены НПЗ компаний, находящихся под санкциями, а также тем, кто заключил с Минэнерго инвестиционное соглашение на модернизацию. В январе 2019 года были подписаны 9 инвестиционных соглашений с последними крупными НПЗ, не подпадавшими под компенсационные критерии, в результате чего около 98% российских перерабатывающих мощностей сохранили свое субсидирование. Важно отметить, что для НПЗ, заключивших инвестиционное соглашение, Минэнерго предусмотрело ежегодный мониторинг, по результатам которого в случае неисполнения плана по капитальным вложениям возможна отмена субсидий. Для ряда удаленных от границ России НПЗ, то есть тех, которые наиболее остро нуждаются в субсидировании логистического отставания, концепцией предусмотрен логистический коэффициент, который увеличивает объем получаемого возвратного акциза НПЗ, по сути, улучшая их экономику по сравнению с условиями 2017 года. Правда, недостатком такого рода стимулирования по-прежнему видится зависимость его объемов от рублевой цены на нефть: при низкой стоимости нефти подобные НПЗ особенно нуждаются в поддержке, так как сокращается величина получаемой ими косвенной субсидии, однако выплаты по внедренному механизму будут меньше пропорционально снижению цен на нефть.

В 2019 году нефтедобывающая компания сталкивается с ростом налоговой нагрузки из-за очередного повышения Кк в формуле расчета НДПИ – до 428 рублей за тонну нефти, что снижает EBITDA сегмента на 1%. В 2020 году изменений в налоговой нагрузке не предвидится. EBITDA модельного НПЗ, получающего обратный акциз на нефть, не претерпевает изменений в 2019 и 2020 годах. Однако все эти результаты верны только при игнорировании новшеств в регулировании внутреннего топливного рынка, которые мы рассмотрим далее.

Демпфирующий механизм может стимулировать рост внутренних цен на топливо вместо того, чтобы их сдерживать, и приводить к повышенной, малопредсказуемой волатильности денежных потоков НПЗ. Для нефтедобывающих компаний (в том числе не имеющих перерабатывающих мощностей) действие демпфера может привести к снижению EBITDA на 3%.

Средняя цена на нефть сорта Brent в 2018 году составила около 71 доллара за баррель, продемонстрировав исключительный рост с 54 долларов за баррель в 2017 году. Применение Минфином бюджетного правила, а также влияние санкций и глобальный отток капитала с развивающихся рынков в результате торговых войн нарушили привычную корреляцию валютного курса и цен на нефть, что привело к росту валютно-ценовых рисков для всех компаний-экспортеров. Относительная стабильность курса рубля по итогам года дала более чем 40%-ное увеличение стоимости рублевого эквивалента барреля нефти, обеспечив, с одной стороны, сопоставимый рост EBITDA в нефтедобыче, а с другой стороны, вызвав сложности на топливном рынке внутри РФ, так как привела к удорожанию цен на топливо, зависящих от величины экспортного нетбэка. Исторически цены на топливо на внутреннем рынке росли сопоставимо с уровнем инфляции, при этом не уменьшаясь даже в периоды низких цен на нефть, что объяснялось относительной стабильностью рублевой стоимости барреля нефти, а также ростом акцизов.

Для сдерживания цен на автобензин и дизельное топливо в октябре 2018-го Минэнерго, ФАС, ВИНК и независимые НПЗ подписали соглашение о «заморозке» цен, в соответствии с которым до 31 марта 2019-го по регионам устанавливаются потолки цен на оптовом топливном рынке, которые планируется в случае продления договоренности индексировать на уровень годовой инфляции.

Также для целей сдерживания роста цен на топливо и недопущения его дефицита1 Минэнерго с начала этого года внедрило демпфирующий механизм, призванный компенсировать НПЗ часть разницы (60% в 2019-м и 50% в 2020-м) между справедливой ценой на топливо, определяемой величиной экспортного нетбэка в портах Северо-Западного федерального округа, и условной оптовой ценой на топливо (с учетом НДС и акциза), устанавливаемой регулятором. Механизм предусматривает отрицательный размер компенсации, то есть, по сути, налог или штраф, в случае если величина экспортного нетбэка на топливо опускается ниже условной оптовой цены, что может стимулировать НПЗ повышать цены реализации для его оплаты. При этом сам механизм действует только до тех пор, пока фактические средние оптовые цены реализации топлива на внутреннем рынке не выходят за 10%-ный коридор условных оптовых цен, ежегодно индексируемых на 5%. Условные оптовые цены на топливо были установлены регулятором на уровне 56 тыс. рублей за тонну бензина АИ-92 и 50 тыс. рублей за тонну дизельного топлива 5-го класса, однако затем идейно снижены на 10%, что, по нашим расчетам, значительно уменьшает вероятность получения НПЗ, производящего и автобензин, и дизельное топливо, совокупных убытков (суммарно по автобензину и дизельному топливу) при реализации топлива на внутреннем рынке по предельным «замороженным» ценам, но одновременно порождает возможность скачкообразного изменения платежей при падении нетбэка ниже уровня изначальной условной базовой цены. Это возникает потому, что НПЗ в соответствии с таким идейным снижением получает дополнительную компенсацию в виде бонуса от сокращения условной оптовой цены, только если экспортный нетбэк на топливо превышает старую условную оптовую цену. Если экспортный нетбэк ниже старой условной оптовой цены, НПЗ по-прежнему имеет отрицательную компенсацию, даже в ситуации, когда этот нетбэк выше новой условной оптовой цены, НПЗ вынужден повышать цены на топливо. Это может привести к сложностям при прогнозировании денежных потоков НПЗ, так как платежи по демпферу способны менять свой знак при минимальных изменениях рублевых цен на нефть. По нашим расчетам, даже в обстоятельствах стабильной внешней конъюнктуры, но, например, при индексации условной базовой цены НПЗ может из-за особенностей демпфирующего механизма генерировать EBITDA с волатильностью около 20%, что способно затруднить процесс принятия решений инвесторами о вложении средств в отрасль.

Половина объема дополнительной компенсации НПЗ за счет упомянутого идейного снижения условной оптовой цены в соответствии с НК РФ должна быть возмещена повышением НДПИ, но в размере не более 235 рублей за тонну нефти в 2019 году и 197 – в 2020-м, что создает потенциальный риск сокращения EBITDA нефтедобывающих компаний на 3%. Возникает ситуация, когда даже компания, не имеющая собственных перерабатывающих мощностей, может столкнуться с ростом налоговой нагрузки из-за изменения конъюнктуры на топливном рынке.

Риски, связанные с действием демпфирующего механизма, могут быть нивелированы его отменой в 2020 году и введением режима плавающего акциза на топливо, что зависит от того, будет ли найден компромисс между позициями Минэнерго и Минфина.

Демпфирующий механизм имеет и другие, менее заметные недостатки. Например, платеж по демпферу неизвестен в начале каждого месяца его действия, то есть НПЗ будут вынуждены самостоятельно прогнозировать, чтобы учесть этот момент в ценах. Принимая во внимание сложность такого упражнения, логично, что НПЗ постарается максимально завысить цену на свою продукцию, чтобы минимизировать объем возможных потерь, точнее штрафов по демпферу, в случае если нетбэк по топливу в портах СЗФО будет ниже, чем условная оптовая цена. Важно отметить, что оба компонента этого неравенства никак явно не связаны с реальными ценами на топливо на внутреннем рынке. Следовательно, мы снова приходим к тому, что демпфирующий механизм противоречит изначальной цели своего создания – сдерживанию роста цен на топливо. Более того, непонятно, каким образом регулятор будет поступать с участниками рынка, строго исполняющими требование продавать топливо по ценам в 10%-ном диапазоне условной оптовой цены, в случае если значительная доля игроков уклонится от этой обязанности и, соответственно, средняя фактическая оптовая цена топлива выйдет за рамки установленного коридора? Будет ли такой участник рынка несправедливо лишен компенсационного платежа, на текущий момент непонятно.

Насколько мы понимаем, по итогам I квартала 2019-го Минэнерго будет анализировать фактическое применение демпфирующего механизма, и в принципы его работы, возможно, внесут изменения. Также в течение этого года в правительстве должны обсуждать проект введения плавающего акциза на топливо, который, по нашему мнению, способен исправить недостатки демпфирующего механизма и оказать стабилизирующее влияние на внутренний рынок топлива. Плавающий акциз на топливо должен зависеть от рублевой цены на нефть на мировых рынках и заменить действующие фиксированные ставки. Таким образом, в случае роста рублевых цен на нефть уменьшение ставки акциза компенсирует повышение экспортного нетбэка на топливо, не допустив его удорожания для конечного потребителя. Введение этого более простого механизма регулирования цен на топливо было невозможно при принятии законопроекта о завершении налогового маневра из-за того, что от поступлений денежных средств с фиксированных акцизов зависит в соответствии с утвержденным бюджетом Минфина финансирование дорожного строительства. Минэнерго предстоит убедить Минфин в том, что для целей ценовой стабильности топливного рынка и всей отрасли необходим поиск иных источников финансирования.

EBITDA нефтедобывающих компаний после рекордных значений 2018 года ждет коррекция до 6% в 2019-м и до 1% 2020-м на фоне снижения рублевых цен на нефть и уровня добычи в рамках соглашения ОПЕК+. EBITDA НПЗ скорректируется сильнее, до 12 и 4% соответственно. Действие демпфирующего механизма может создать повышенные кредитные риски для компаний, оперирующих независимыми НПЗ.

Ранее мы использовали предпосылку неизменности валютного курса и цены на нефть в рассматриваемом периоде с 2015 года до прогнозного 2020-го для того, чтобы продемонстрировать влияние изменений в налогообложении на EBITDA в отрасли. Теперь опустим эту предпосылку и сделаем суждение по поводу прогнозной динамики EBITDA нашей модельной нефтедобывающей компании, НПЗ и ВИНК в 2019 и 2020 годах. Как и ранее, предположим, что средний курс рубля к доллару в прогнозном периоде составит 67, цена на нефть сорта Brent – 62,5 долларов за баррель. Введем дополнительное допущение о том, что объем добычи нефти компании снизился на 2% за отметку 2018 года, чтобы отразить консерватизм в отношении периода действия соглашения ОПЕК+, и учтем индексацию тарифов на транспортировку нефти и нефтепродуктов на уровне 4%.

EBITDA нефтедобывающей компании в базовом сценарии сокращается в 2019 году на 6% и в 2020-м на 1% в сравнении с рекордно прибыльным 2018-м. В абсолютном выражении показатель остается более чем на 30% выше уровня 2017 года. Сдерживающее влияние на EBITDA в прогнозном периоде будут оказывать: 1) снижение уровня добычи нефти в результате реализации сделки ОПЕК+; 2) снижение рублевой цены на нефть; 3) индексация тарифа на транспортировку нефти; 4) рост НДПИ в результате увеличения слагаемого Кк в формуле до 428 рублей за тонну нефти.

Перерабатывающий сегмент в нашей модели также имел рекордную прибыль в 2018 году, поддержанную ростом рублевых цен на нефть и соответствующим увеличением косвенной субсидии в виде разницы в экспортных пошлинах на нефть и нефтепродукты. EBITDA НПЗ в базовом сценарии сокращается на 12% в 2019 году и на 4% в 2020-м. При этом в абсолютном выражении сегмент демонстрирует EBITDA на 25% больший, чем за весь рассматриваемый нами период с 2015 года1. Сдерживающее влияние на EBITDA НПЗ в прогнозном периоде будут оказывать снижение рублевой цены на нефть и рост транспортных тарифов. Мы воздерживаемся от явного прогнозирования итогов действия демпфирующего механизма, при этом отмечаем, что он может привести к потере нефтедобывающими компаниями 3% своего EBITDA. На EBITDA перерабатывающего сектора, на наш взгляд, демпфер может оказать смешанное, малопредсказуемое влияние, что негативным образом отражается в первую очередь на кредитоспособности независимых НПЗ. Динамика совокупного EBITDA ВИНК в базовом сценарии дублирует динамику нефтедобывающей компании.

1 Вероятно возникновение ситуации, когда НПЗ из-за регулятивных ограничений цен на топливо на внутреннем рынке будет выгодно переориентировать структуру выпуска посредством уменьшения доли выпуска автобензина и увеличения доли выпуска нафты, что может при повсеместном применении привести к дефициту топлива на рынке.

2 При моделировании мы исходили из предпосылки стабильности крек-спредов.

Стоимость добытого полезного ископаемого признается налоговой базой по НДПИ в отношении любых полезных ископаемых, кроме угля, нефти, газа и газового конденсата.

По общему правилу при добыче угля, нефти, газа и газового конденсата НДПИ нужно рассчитывать исходя из количества добытого полезного ископаемого. Однако на нефть, газ и газовый конденсат, добытые на новых морских месторождениях углеводородного сырья, это правило не распространяется. Налоговой базой по НДПИ при добыче нефти, газа и газового конденсата на новых морских месторождениях является стоимость добытого полезного ископаемого (п. 2 ст. 338 НК РФ). Но применение такого порядка ограничено по времени.

Рассчитывать НДПИ исходя из стоимости нефти, газа и газового конденсата, добытых на новых морских месторождениях, можно в течение:

1) 60 календарных месяцев после начала промышленной добычи (но не позднее 31 марта 2022 года) – для месторождений, полностью расположенных в Азовском море, или на 50 и более процентов своей площади – в Балтийском море;

2) 84 календарных месяцев после начала промышленной добычи (но не позднее 31 марта 2032 года) – для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади:

– в Черном море (на глубине до 100 метров включительно);

– в Печорском, Белом или Японском море;

– в южной части Охотского моря (южнее 55-го градуса северной широты);

– в российской части дна Каспийского моря;

3) 120 календарных месяцев после начала промышленной добычи (но не позднее 31 марта 2037 года) – для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади:

– в Черном море (на глубине более 100 метров);

– в северной части Охотского моря (на 55-м градусе северной широты или севернее);

– в южной части Баренцева моря (южнее 72-го градуса северной широты);

4) 180 календарных месяцев после начала промышленной добычи (но не позднее 31 марта 2042 года) – для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади:

– в Карском море;

– в северной части Баренцева моря (на 72-м градусе северной широты и севернее);

– в восточной Арктике (море Лаптевых, Восточно-Сибирском море, Чукотском море и Беринговом море).

Такой порядок установлен пунктом 6 статьи 338 Налогового кодекса РФ.

В отношении углеводородного сырья, добытого после указанных сроков, НДПИ рассчитывайте исходя из количества добытого полезного ископаемого.

При расчете НДПИ воспользуйтесь следующим алгоритмом:

  • определите налоговую базу;
  • определите ставку налога;
  • рассчитайте сумму налога, подлежащую уплате в бюджет.

Определение налоговой базы

Законодательством предусмотрено три способа определения стоимости добытого полезного ископаемого:

  • исходя из сложившихся цен реализации без учета субсидий;
  • исходя из цен реализации;
  • исходя из расчетной стоимости.

Такие способы предусмотрены в пункте 1 статьи 340 Налогового кодекса РФ.

Организация должна ежемесячно выбирать способ по каждому виду добываемого полезного ископаемого. При этом применять к одному виду полезного ископаемого несколько способов расчета стоимости нельзя. Такой вывод подтверждает письмо Минфина России от 17 января 2008 г. № 03-06-06-01/2.

В отношении углеводородного сырья, добываемого на новом морском месторождении, применение двух первых способов определения налоговой базы имеет некоторые особенности. Третий способ (исходя из расчетной стоимости) по отношению к углеводородному сырью не применяется вообще.

Налоговая база исходя из сложившихся цен реализации без учета субсидий

Cпособ расчета стоимости добытого полезного ископаемого исходя из сложившихся цен реализации без учета субсидий применяйте, если выполнены одновременно два условия:

  • организация получает субсидии из бюджета на возмещение разницы между оптовой ценой и расчетной стоимостью полезного ископаемого;
  • у организации были факты реализации этого полезного ископаемого в течение месяца, за который рассчитывается НДПИ, или в предыдущем месяце.

Это следует из пункта 2 статьи 340 Налогового кодекса РФ.

Если у организации, получающей бюджетные субсидии, не было реализации добытых полезных ископаемых ни в текущем, ни в предыдущем месяце, налоговую базу определяйте исходя из расчетной стоимости добытого полезного ископаемого. Это следует из положений абзаца 1 пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ и подтверждается письмом ФНС России от 31 января 2014 г. № ГД-4-3/1631 (документ размещен на официальном сайте налоговой службы в разделе «Разъяснения, обязательные для применения налоговыми органами»).

Налоговая база исходя из цен реализации

Способ расчета стоимости полезного ископаемого (исходя из цен реализации) применяйте при одновременном соблюдении следующих условий:

  • организация не получает субсидии из бюджета на возмещение разницы между оптовой ценой и расчетной стоимостью;
  • у организации были факты реализации полезного ископаемого в течение месяца, за который рассчитывается НДПИ.

Это следует из пункта 3 статьи 340 Налогового кодекса РФ.

Порядок расчета стоимости добытого полезного ископаемого исходя из сложившихся цен реализации без учета субсидий и исходя из цен реализации почти аналогичен.

Стоимость добытого полезного ископаемого рассчитайте по формуле:

Налоговая база (стоимость добытого полезного ископаемого) = Количество добытого полезного ископаемого × Стоимость единицы добытого полезного ископаемого

При определении количества добытого полезного ископаемого воспользуйтесь порядком, применяемым при расчете НДПИ по углю, нефти и газу. Количество добытых драгоценных металлов, камней и полезных компонентов, содержащихся в многокомпонентной комплексной руде, определяйте с учетом особенностей, установленных пунктами 4, 5 и 6 статьи 339 Налогового кодекса РФ.

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого определите отдельно по каждому виду полезного ископаемого исходя из цен реализации соответствующего вида полезного ископаемого.

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого зависит от выручки от реализации и количества реализованного за месяц полезного ископаемого:

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого = Стоимость реализованного полезного ископаемого (без НДС и акцизов) Расходы на доставку : Количество реализованного за месяц полезного ископаемого

Если налоговая база определяется исходя из сложившихся цен реализации без учета субсидий, то цены реализации нужно предварительно уменьшить на величину субсидий. Если операции по реализации полезного ископаемого в текущем налоговом периоде отсутствуют, используйте цены реализации предыдущего налогового периода. При этом предыдущим налоговым периодом признается месяц, непосредственно предшествующий текущему. Например, если текущим налоговым периодом является февраль 2016 года, то предыдущим считается январь 2016 года. Данные за более ранние периоды при расчете налога не учитываются. Такие разъяснения содержатся в письме ФНС России от 31 января 2014 г. № ГД-4-3/1631. В этом заключаются отличия от способа расчета стоимости полезного ископаемого исходя из цен реализации.

К расходам на доставку относятся:

  • таможенные пошлины и сборы;
  • расходы на перевозку полезного ископаемого от пункта отгрузки до получателя (в частности, магистральными трубопроводами, железнодорожным, водным и другим транспортом), включая расходы на слив, налив, погрузку, разгрузку и перегрузку, на оплату услуг в портах и транспортно-экспедиционных услуг;
  • расходы на обязательное страхование грузов.

Перечень затрат, на которые может быть уменьшена выручка от реализации в целях расчета НДПИ, является исчерпывающим и расширительному толкованию не подлежит (письмо Минфина России от 28 июля 2009 г. № 03-06-06-01/18).

Если выручка за полезное ископаемое получена в иностранной валюте, то ее необходимо пересчитать в рубли по курсу Банка России, который действовал в день реализации полезного ископаемого. Датой реализации в данном случае будет дата оплаты или дата отгрузки, в зависимости от выбранного организацией метода учета доходов и расходов в целях налогообложения прибыли.

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого, рассчитанную по приведенной выше формуле, округлите до второго знака после запятой по правилам арифметики.

Такой порядок предусмотрен пунктами 2 и 3 статьи 340 Налогового кодекса РФ.

Пример расчета стоимости добытого полезного ископаемого исходя из сложившихся цен реализации

ООО «Альфа» занимается добычей и реализацией торфа.

На начало февраля у организации имеется нереализованный остаток торфа в размере 50 тонн. В этом же месяце «Альфа» добыла еще 300 тонн торфа.

В феврале организация смогла реализовать только 200 тонн торфа, в том числе (цены указаны без НДС и расходов на доставку):

  • 60 тонн торфа по цене 130 руб./т;
  • 100 тонн торфа по цене 100 руб./т;
  • 40 тонн торфа по цене 120 руб./т.

Чтобы рассчитать налоговую базу по НДПИ за февраль, бухгалтер «Альфы» определил выручку от реализации торфа в этом месяце независимо от того, когда он был добыт:
60 т × 130 руб./т + 100 т × 100 руб./т + 40 т × 120 руб./т = 22 600 руб.

Стоимость 1 тонны торфа для расчета НДПИ равна 113 руб. (22 600 руб. : (60 т + 100 т + 40 т)).

Налоговая база по НДПИ за февраль (стоимость торфа) составила 33 900 руб. (300 т × 113 руб./т).

Ситуация: нужно ли при расчете НДПИ учитывать реализацию полезных ископаемых, добытых в предыдущих налоговых периодах? Налоговой базой является стоимость полезных ископаемых, рассчитанная исходя из сложившихся цен реализации (без учета субсидий).

Да, нужно.

Пунктом 1 статьи 340 Налогового кодекса РФ предусмотрено три способа определения стоимости добытого полезного ископаемого:

  • по сложившимся ценам реализации без учета субсидий;
  • по ценам реализации;
  • по расчетной стоимости.

Способ расчета стоимости по ценам реализации (в т. ч. без учета субсидий) применяйте, если у организации были факты реализации полезного ископаемого в течение месяца, за который рассчитывается НДПИ. При получении субсидий такой способ может применяться, даже если в текущем налоговом периоде операций по реализации полезного ископаемого не было, но полезное ископаемое реализовывалось в прошлом месяце (п. 2–4 ст. 340 НК РФ). При этом не имеет значения, в каком налоговом периоде полезное ископаемое было добыто. Независимо от даты добычи полезного ископаемого цена его реализации должна быть учтена при определении выручки за месяц. Такой вывод подтверждается арбитражной практикой (см., например, определение ВАС РФ от 14 апреля 2009 г. № ВАС-3803/09, постановление ФАС Уральского округа от 14 января 2009 г. № Ф09-4810/07-С3).

Налоговая база исходя из расчетной стоимости

Третий способ расчета стоимости полезного ископаемого (исходя из расчетной стоимости) применяйте, если в течение месяца, за который рассчитывается НДПИ, у организации не было операций по реализации конкретного вида добытого полезного ископаемого (абз. 1 п. 4 ст. 340 НК РФ).

При определении расчетной стоимости учтите как прямые, так и косвенные расходы.

Перечень прямых расходов организация устанавливает самостоятельно в учетной политике для целей налогообложения (п. 1 ст. 318 НК РФ). К прямым расходам могут относиться:

  • материальные расходы, связанные с добычей полезных ископаемых (на приобретение сырья и материалов для производства, на приобретение комплектующих изделий, подвергающихся монтажу, и (или) полуфабрикатов, подвергающихся дополнительной обработке) (подп. 1 и 4 п. 1 ст. 254 НК РФ);
  • расходы на оплату труда сотрудников, занятых в добыче полезных ископаемых (ст. 255 НК РФ);
  • суммы амортизации, начисленной по имуществу, которое используется в добыче полезных ископаемых (ст. 256-259.2 НК РФ).

Прямые расходы распределите между добытыми полезными ископаемыми и остатком незавершенного производства на конец месяца, за который рассчитываете НДПИ. Часть прямых расходов, которая приходится на остаток незавершенного производства в конце месяца, исключите:

Сумма прямых расходов, относящаяся к добытым в налоговом периоде полезным ископаемым = Прямые расходы по добыче полезных ископаемых, произведенные в налоговом периоде + Остаток незавершенного производства на начало налогового периода Остаток незавершенного производства на конец налогового периода

Косвенные расходы, относящиеся к добытым полезным ископаемым, включают:

  • все материальные расходы, кроме предусмотренных подпунктами 1 и 4 пункта 1 статьи 254 Налогового кодекса РФ;
  • расходы по ремонту основных средств (ст. 260 НК РФ);
  • расходы на освоение природных ресурсов (ст. 261 НК РФ);
  • прочие расходы, определяемые в соответствии со статьями 263, 264 и 269 Налогового кодекса РФ.

Кроме того, в расчетной стоимости нужно учесть внереализационные расходы на ликвидацию основных средств, списание нематериальных активов, на консервацию и расконсервацию производственных мощностей и объектов (подп. 6 п. 4 ст. 340 и подп. 8 и 9 п. 1 ст. 265 НК РФ).

Косвенные расходы, связанные с добычей полезных ископаемых, распределите между затратами на добычу полезных ископаемых и затратами на другую деятельность пропорционально доле прямых расходов, относящихся к добыче полезных ископаемых, в общей сумме прямых расходов. Распределить нужно только те косвенные расходы, которые непосредственно не связаны с добычей полезных ископаемых (в т. ч. и расходы на оплату труда административного персонала). Расходы, которые связаны исключительно с видами деятельности, не имеющими отношения к добыче полезных ископаемых, не учитывайте. Все косвенные расходы, прямо относящиеся к добытым полезным ископаемым, в полном объеме включаются в расчетную стоимость этих ископаемых:

Сумма косвенных и иных расходов, относящаяся к добытым в налоговом периоде полезным ископаемым = Внереализационные расходы, относящиеся к добытым полезным ископаемым + Косвенные расходы, прямо относящиеся к добытым полезным ископаемым + Внереализационные и косвенные расходы, относящиеся как к добыче полезных ископаемых, так и к другим видам деятельности, непосредственно не связанным с добычей полезных ископаемых × Прямые расходы по добыче полезных ископаемых, произведенные в налоговом периоде : Общая сумма прямых расходов, произведенных в налоговом периоде

Налоговым периодом по НДПИ является месяц (ст. 341 НК РФ). Поэтому при определении расчетной стоимости учитывайте только те косвенные и внереализационные расходы, которые были понесены в отчетном месяце. Например, если добыча полезного ископаемого носит сезонный характер, то в тех периодах, когда добыча не велась, косвенные расходы у организации все равно могут возникать. Однако включать их в расчетную стоимость полезного ископаемого за тот месяц, в котором добыча возобновилась, не нужно. Это следует из положений пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ и разъяснений, которые содержатся в письме ФНС России от 20 августа 2012 г. № ЕД-4-3/13708.

Пример распределения косвенных расходов между несколькими видами полезных ископаемых при определении их расчетной стоимости

ООО «Альфа» занимается добычей известнякового камня и глины на основании лицензий. Кроме того, организация занимается производством цемента.

В августе «Альфа» добыла 83 000 тонн известнякового камня и 59 000 тонн глины.

В августе операций по реализации добытых полезных ископаемых не было. Все количество добытого известняка и глины было направлено на производства цемента.

По данным налогового учета за август:

  • прямые расходы, связанные с добычей известняка и глины, составили 1 836 900 руб.;
  • прямые расходы по производству цемента составили 5 836 900 руб.
  • косвенные расходы составили 2 314 800 руб.

Остаток незавершенного производства по добыче полезных ископаемых на начало и конец налогового периода у организации отсутствует.

Общая сумма прямых расходов составила 7 673 800 руб. (1 836 900 руб. + 5 836 900 руб.).

Сумма косвенных расходов, приходящаяся на деятельность по добыче известняка и глины, равна 554 100 руб. (1 836 900 руб. × 2 314 800 руб. : 7 673 800 руб.).

Общее количество добытых полезных ископаемых в августе составляет 142 000 тонн (83 000 т + 59 000 т).

Следовательно, сумма косвенных расходов, приходящаяся на добычу известняка, равна 323 875 руб. (83 000 т × 554 100 руб. : 142 000 т)

Сумма косвенных расходов, приходящаяся на добычу глины, составила 230 225 руб. (59 000 т × 554 100 руб. : 142 000 т).

Общую сумму расходов, относящихся к добыче всех полезных ископаемых, нужно распределить между видами добытых полезных ископаемых пропорционально доле каждого вида полезного ископаемого в общем количестве:

Расходы, указанные в статьях 266, 267 и 270 Налогового кодекса РФ, при определении расчетной стоимости добытых полезных ископаемых не учитывайте.

Такой порядок определения расчетной стоимости предусмотрен пунктом 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ, пунктами 6.1–6.6 Порядка, утвержденного приказом ФНС России от 16 декабря 2011 г. № ММВ-7-3/928, и подтверждается письмами Минфина России от 8 июня 2007 г. № 03-06-06-01/25, от 23 января 2006 г. № 03-07-01-04/2.

Ситуация: нужно ли при определении НДПИ включать в расчетную стоимость полезного ископаемого суммы НДПИ, уплаченные за предыдущий налоговый период?

Нет, не нужно.

Расчетный способ определения стоимости полезного ископаемого применяется, если у организации не было операций по реализации полезного ископаемого в месяце, за который рассчитывается НДПИ (абз. 1 п. 4 ст. 340 НК РФ). При таком способе стоимость полезного ископаемого складывается из расходов, связанных с добычей этого полезного ископаемого. При этом учесть нужно только те расходы, которые:

  • прямо поименованы в пункте 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ;
  • связаны с добычей полезного ископаемого.

Такой порядок следует из пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ.

Включать ранее начисленный НДПИ в расчетную стоимость полезного ископаемого не нужно. Такие разъяснения содержатся в письме Минфина России от 9 ноября 2015 г. № 03-06-06-01/64851. Свою позицию специалисты финансового ведомства подтверждают сложившейся арбитражной практикой. В частности, в постановлении от 8 декабря 2009 г. № 11715/09 Президиум ВАС РФ признал, что налогообложение денежных сумм, перечисляемых в бюджет в виде налогов, не имеет экономического основания и противоречит основам налогового законодательства (п. 3 ст. 3 НК РФ). Поэтому требования о включении сумм НДПИ, уплаченных за предыдущий налоговый период, в налоговую базу текущего налогового периода неправомерны. Аналогичная позиция отражена и в определении ВАС РФ от 4 июля 2011 г. № ВАС-5292/11.

Следует отметить, что ранее представители финансового ведомства придерживались другой точки зрения. Они указывали, что в расчетную стоимость нужно включать все прочие расходы, связанные с добычей полезного ископаемого (подп. 7 п. 4 ст. 340 НК РФ). При этом в состав прочих расходов входят суммы начисленных налогов, кроме налогов, указанных в статье 270 Налогового кодекса РФ (подп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ). Никаких исключений в отношении НДПИ статья 270 Налогового кодекса РФ не содержит. Следовательно, суммы этого налога признаются прочими расходами и увеличивают расчетную стоимость полезного ископаемого.

Ситуация: можно ли при определении расчетной стоимости добытого полезного ископаемого оценивать расходы на его добычу по данным раздельного учета (в разрезе каждого вида полезного ископаемого)?

Нет, нельзя.

Расчетную стоимость добытого полезного ископаемого определяйте по следующей формуле:

Это следует из положений абзаца 12 пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса РФ. Такой же алгоритм расчета используется для заполнения раздела 3 декларации по НДПИ (раздел VI Порядка, утвержденного приказом ФНС России от 16 декабря 2011 г. № ММВ-7-3/928). Другие правила определения расчетной стоимости добытого полезного ископаемого (в т. ч. на основе данных раздельного учета) налоговым законодательством не предусмотрены.

Аналогичные разъяснения содержатся в письме ФНС России от 20 августа 2012 г. № ЕД-4-3/13708.

Совет: если организация готова отстаивать свою позицию в суде, она может определять расчетную стоимость добытого полезного ископаемого на основе данных раздельного учета расходов. Защитить правомерность такого подхода помогут следующие аргументы.

Положения пункта 4 ст. 338, пункта 2 ст. 343, абзаца 2 пункта 4 ст. 340 Налогового кодекса РФ не запрещают организациям вести раздельный учет расходов на добычу полезных ископаемых в зависимости от их вида, способа определения налоговой базы (по стоимости или по количеству в натуральном выражении), порядка оценки стоимости (исходя из сложившихся цен реализации или из расчетной стоимости). При наличии такого учета в расчетную стоимость добытого полезного ископаемого можно включать только те расходы (как прямые, так и косвенные), которые непосредственно связаны с его добычей.

В арбитражной практике есть примеры судебных решений, подтверждающих правомерность такого подхода (см., например, постановление Президиума ВАС РФ от 29 января 2013 г. № 11498/12, определения ВАС РФ от 28 июля 2011 г. № ВАС-9686/11, от 12 августа 2009 г. № ВАС-9825/09, постановления ФАС Восточно-Сибирского округа от 1 июня 2012 г. № А33-18925/2010, от 27 февраля 2007 г. № А33-12597/06-Ф02-640/07, Дальневосточного округа от 23 марта 2011 г. № А51-14102/2008, Западно-Сибирского округа от 13 апреля 2009 г. № А81-2938/2008).

Минфин России признает обоснованность выводов, сделанных судами, но считает, что на практике определять расчетную стоимость полезных ископаемых по данным раздельного учета расходов можно будет только после внесения изменений в налоговое законодательство (письмо от 27 сентября 2013 г. № 03-06-05-01/40139). Однако представители налоговой службы допускают использование данных раздельного учета при составлении раздела 3 декларации по НДПИ. Даже несмотря на то, что такой способ не соответствует официальным правилам его заполнения (письмо ФНС России от 5 ноября 2014 г. № ГД-4-3/22632).

Ситуация: какой способ расчета стоимости полезного ископаемого нужно применить в целях расчета НДПИ? Организация реализует полезное ископаемое только после сортировки, маркировки и упаковки в тару (например, минеральную воду).

Стоимость добытого полезного ископаемого определяйте расчетным способом. Объясняется это так.

Пунктом 1 статьи 340 Налогового кодекса РФ предусмотрено три способа определения стоимости добытого полезного ископаемого:

  • по сложившимся ценам реализации без учета субсидий;
  • по ценам реализации;
  • по расчетной стоимости.

Способ расчета стоимости по ценам реализации (в т. ч. без учета субсидий) применяйте, если у организации были факты реализации полезного ископаемого в течение месяца, за который рассчитывается НДПИ. При получении субсидий такой способ может применяться, даже если в текущем налоговом периоде операций по реализации полезного ископаемого не было, но полезное ископаемое реализовывалось в прошлом месяце (п. 2–4 ст. 340 НК РФ).

В целях расчета НДПИ полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров. Продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, техническом переделе) полезного ископаемого, не является объектом налогообложения НДПИ. Об этом сказано в пункте 1 статьи 337 Налогового кодекса РФ.

Тара, маркировка, упаковка не являются составными частями полезного ископаемого, добытого из недр. Операции по сортировке, маркировке и упаковке не входят в технологический проект добычи (извлечения) полезных ископаемых. Поэтому операции по продаже полезных ископаемых после маркировки, сортировки и упаковки в тару нельзя признать реализацией в целях применения подпункта 1 или 2 пункта 1 статьи 340 Налогового кодекса РФ. То есть в целях определения стоимости полезных ископаемых для расчета НДПИ по ценам реализации.

Поэтому, если организация не реализует непосредственно добытое полезное ископаемое (например, минеральную воду, не разлитую в бутыли), при расчете НДПИ определите его стоимость расчетным способом (п. 4 ст. 340 НК РФ).

Об определении величины расходов на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств — членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств.

Величина расходов на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств — членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств определенная в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 10 февраля 2015 г. № 107, с 1 марта 2016 года составляет 3399 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2017 года составляет 2573 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2018 года составляет 2496 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2019 года составляет 2896 руб. за за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2020 года составляет 2808 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС).

Об определении показателя (Тр), рассчитываемого в соответствии с пунктом 14 статьи 342.4. главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации

Значение показателя (Тр) с 1 января 2016 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2017 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2018 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2019 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2020 года принимается равным 0 (нулю).

Расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств (Цдз), определенная в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 10 февраля 2015 г. № 107, за налоговый период сентябрь 2020 года составляет 11 888 руб. за 1000 куб. м газа (без НДС).

С информацией о расчетной цене за 2015-2020 гг. можно ознакомиться ниже:

Налоговый период

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

январь

18 490,71

12 656

10 060

11 407

17 301

14 792

февраль

19 772

13 077

10 107

11 350

16 966

14 436

март

18 909

12 017

10 125

11 662

16 552

14 592

апрель

16 419

10 177

10 132

12 078

16 255

15 938

май

13 575

9 157

10 071

13 295

16 063

15 114

июнь

12 155

8 912

10 305

14 193

16 021

14 645

июль

12 424

8 850

10 528

14 716

15 552

12 372

август

12 382

8 640

10 845

15 144

14 948

12 099

сентябрь

13 368

8 782

10 981

16 202

15 265

11 888

октябрь

13 254

9 014

10 728

16 987

15 263

ноябрь

12 455

9 293

10 779

16 865

15 179

декабрь

12 380

9 948

11 190

17 171

14 989

Данный показатель используется в целях расчета базового значения единицы условного топлива, определяемого пунктом 1 Статьи 342.4. главы 26 части второй Налогового Кодекса Российской Федерации, используемого в свою очередь для исчисления за налоговый период налоговой ставки, предусмотренной подпунктами 10, 11 пункта 2 Статьи 342 главы 26 части второй Налогового Кодекса Российской Федерации.

Об определении величины расходов на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств — членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств.

Величина расходов на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств — членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств определенная в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 10 февраля 2015 г. № 107, с 1 марта 2016 года составляет 3399 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2017 года составляет 2573 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2018 года составляет 2496 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2019 года составляет 2896 руб. за за 1 тыс. куб. м (без НДС), с 1 марта 2020 года составляет 2808 руб. за 1 тыс. куб. м (без НДС).

О средней по Единой системе газоснабжения расчетной цены на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения) (Цв)

В соответствии с пунктом 3 Правил определения средней по Единой системе газоснабжения расчетной цены на газ горючий природный, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), расчетной цены реализации газа за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых государств и расходов на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств — членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых государств (далее Правила), утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 10.02.2015 № 107, единая по системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения) (Цв), определяется по формуле: Цв= ЦоптНН/0,9955

где ЦоптНН- предельный минимальный уровень оптовых цен на газ, используемый для определения оптовой цены для потребителей Нижегородской области, определенный в соответствии с пунктами 15(1) и 15(2) Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, на налоговый период.

С 1 июля 2015 года на основании приказа ФСТ России от 08.06.2015 № 218-э/3 (столбец 1 приложения к приказу) значение ЦоптНН — 4034 руб. за 1000 куб.м. газа. Значение показателя Цв составляет 4052 руб. за 1000 куб. м. газа (4034/0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил).

С 1 июля 2017 года на основании приказа ФАС России от 13.06.2017 № 776/17 (столбец 1 приложения к приказу) значение ЦоптНН — 4192 руб. за 1000 куб.м. газа. Значение показателя Цв составляет 4211 руб. за 1000 куб. м. газа (4192/0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил) и применяется до пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.

С 1 сентября 2018 года на основании приказа ФАС России от 03.08.2018 № 1088/18 (столбец 1 приложения к приказу) значение ЦоптНН — 4335 руб. за 1000 куб.м. газа. Значение показателя Цв составляет 4355 руб. за 1000 куб. м. газа (4335/0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил) и применяется до следующего пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.

С 1 июля 2019 года на основании приказа ФАС России от 13.05.2019 № 583/19 (столбец 1 приложения к приказу) значение ЦоптНН — 4396 руб. за 1000 куб.м. газа. Значение показателя Цв составляет 4416 руб. за 1000 куб. м. газа (4396/0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил) и применяется до следующего пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.

С 1 августа 2020 года на основании приказа ФАС России от 10.07.2020 No 638/20 (столбец 1 приложения к приказу) значение ЦоптНН — 4528 руб. за 1000 куб.м. газа. Значение показателя Цв составляет 4548 руб. за 1000 куб. м. газа (4528/0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил) и применяется до следующего пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.

О средней по единой системе газоснабжения расчетной цене на газ (Црд), обеспечивающей равную доходность поставок газа потребителям Российской Федерации и потребителям, находящимся за пределами территорий государств — участников Содружества Независимых Государств, рублей за тысячу куб. метров и о понижающем коэффициенте (Кпониж), обеспечивающем соответствие изменения роста цен на газ средним параметрам ежегодного изменения цен на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения)

Значение Црд:

Приказ ФНС России от 03.04.2017 N ММВ-7-2/278@ (ред. от 21.01.2020) «Об утверждении перечней правовых актов и их отдельных частей (положений), содержащих обязательные требования, соблюдение которых оценивается при проведении мероприятий по контролю при осуществлении Федеральной налоговой службой государственного контроля (надзора)»

часть 2 (главы: 21, 22, 23, 25, 25.1, 25.2, 25.3, 26, 26.1, 26.2, 26.3, 26.4, 26.5, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34)

Приказ ФНС России от 14.11.2013 N ММВ-7-3/501@ (ред. от 12.01.2016) О внесении изменений в приказы ФНС России

<Письмо> ФНС России от 14.01.2015 N ГД-4-3/170@ «О применении статьи 342.2 Налогового кодекса Российской Федерации»

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Кодекса в целях главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Кодекса залежью углеводородного сырья признается объект учета запасов одного из видов полезных ископаемых, указанных в подпункте 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса (за исключением попутного газа), в государственном балансе запасов полезных ископаемых на конкретном участке недр, в составе которого не выделены иные объекты учета запасов.

<Письмо> ФНС России от 08.08.2013 N АС-4-3/14495@ «О налоге на добычу полезных ископаемых»

Учитывая то, что глава 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Кодекса не устанавливает обложение НДПИ добытых полезных ископаемых по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей), отнесенных к категории забалансовых запасов, по мнению ФНС России, все полезные ископаемые, добытые из забалансовых запасов полезных ископаемых, которые в установленном порядке не отнесены к категории некондиционных запасов, должны облагаться по общеустановленной налоговой ставке.

<Письмо> ФНС России от 21.08.2013 N АС-4-3/15165 «О налоге на добычу полезных ископаемых»

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации (далее — Кодекс), обложение НДПИ при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых производится по налоговой ставке в размере 0% (рублей). При этом в целях главы 26 Кодекса нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при их добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 «Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения» (далее — Правила).

<Письмо> Минфина России от 19.04.2013 N 03-06-05-01/13375 <О признании объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых серебра, полученного в результате аффинажа, содержащего драгметаллы концентрата>

Тем не менее, ввиду отсутствия в главе 26 Налогового кодекса Российской Федерации (далее — Кодекс) конкретного порядка налогообложения добычи драгоценных металлов, в целях устранения возможности неоднозначного толкования соответствующих норм Кодекса и предотвращения возникновения в дальнейшем споров с налоговыми органами по данному вопросу, полагаем необходимым внесение соответствующих изменений в главу 26 Кодекса, до принятия которых следует руководствоваться сложившейся судебной практикой.

Определение Конституционного Суда РФ от 01.12.2009 N 1484-О-О «Об отказе в принятии к рассмотрению жалобы открытого акционерного общества «Сибирь-Полиметаллы» на нарушение конституционных прав и свобод подпунктом 7 пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса Российской Федерации»

Правовое регулирование отношений, связанных с взиманием налога на добычу полезных ископаемых, осуществляется на основании норм главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса Российской Федерации. В силу пункта 1 статьи 336 данного Кодекса объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых — по общему правилу и при наличии иных юридически значимых оговорок — признаются полезные ископаемые, добытые из недр или извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства. Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 данного Кодекса, содержащей три различных способа ее оценки — исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета субсидий (пункт 1), исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого (пункт 2) и исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых (пункт 3), кроме того, в данной статье указывается порядок применения каждого из этих способов.

Федеральная налоговая служба направляет для сведения и использования в работе письмо Министерства финансов Российской Федерации от 20.06.2011 N 03-06-05-01/59 по вопросу применения норм главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации в части добычи угля при отсутствии соответствующих нормативных актов, предусмотренных статьями 337, 342 и 343.1 Налогового кодекса Российской Федерации.

Определение Конституционного Суда РФ от 01.10.2009 N 1269-О-О «Об отказе в принятии к рассмотрению жалобы общества с ограниченной ответственностью «Сафьяновская медь — Медин» на нарушение конституционных прав и свобод подпунктом 7 пункта 4 статьи 340 Налогового кодекса Российской Федерации»

2.1. Правовое регулирование отношений, связанных с взиманием налога на добычу полезных ископаемых, осуществляется на основании норм главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса Российской Федерации. В силу пункта 1 статьи 336 данного Кодекса объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых — по общему правилу и при наличии иных юридически значимых оговорок — признаются полезные ископаемые, добытые из недр или извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства. Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 340 данного Кодекса, содержащей три различных способа ее оценки — исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета субсидий (пункт 1), исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого (пункт 2) и исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых (пункт 3), кроме того, в данной статье указывается порядок применения каждого из этих способов.

Определение Конституционного Суда РФ от 01.03.2010 N 430-О-О «Об отказе в принятии к рассмотрению жалобы открытого акционерного общества «Святогор» на нарушение конституционных прав и свобод подпунктом 5 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации»

Из представленных в Конституционный Суд Российской Федерации материалов следует, что при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за 2005 — 2006 годы ОАО «Святогор» руководствовалось Методическими рекомендациями по применению главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса Российской Федерации (утверждены Приказом Министерства Российской Федерации по налогам и сборам от 2 апреля 2002 года, отменены Приказом Федеральной налоговой службы от 26 сентября 2006 года), а также учитывало практику Арбитражного суда Свердловской области и Федерального арбитражного суда Уральского округа.

МИНИСТЕРСТВО ФИНАНСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПИСЬМО
от 4 мая 2017 года N 03-06-05-01/27549

Департамент налоговой и таможенной политики, рассмотрев письмо* ФНС России от 14.04.2017 N СД-4-3/7143@ по вопросу расчета степени выработанности запасов нефти в целях применения к ставке налога на добычу полезных ископаемых (далее — НДПИ) коэффициента, характеризующего регион добычи и свойства нефти Ккан, при добыче нефти на участках недр, расположенных в Ненецком автономном округе, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, сообщает следующее.

* Приложение см. по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.
В соответствии со статьей 342.5 Налогового кодекса Российской Федерации (далее — Кодекс) ставка налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти определяется в том числе с учетом коэффициента, характеризующего регион добычи и свойства нефти (Ккан).
Согласно положению абзаца 4 подпункта 5 пункта 4 статьи 342.5 Кодекса, коэффициент Ккан принимается равным 0 в отношении нефти, добытой на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления 31 декабря 2021 года, для участков недр, степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2015 года меньше или равна 0,05 и в отношении которых дата государственной регистрации лицензии на право пользования недрами приходится на период до 31 декабря 2014 года, — для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или на период до 31 декабря 2009 года — для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых.
Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) по данному основанию рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр, включая потери при добыче (N), на начальные извлекаемые запасы нефти (V), которые определяются в соответствии с пунктом 5 статьи 342.5 Кодекса.
При этом накопленная добыча нефти (N) определяется в соответствии с пунктом 2 статьи 342.5, т.е. по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода.

В соответствии с пунктом 5 статьи 342.5 начальные извлекаемые запасы нефти (V) на участке недр определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2013 года — для участков недр, лицензия на право пользования которыми впервые выдана до 1 января 2013 года, и на 1 января 2015 года — для участков недр, лицензия на право пользования которыми впервые выдана после 1 января 2013 года.
Таким образом, при определении степени выработанности конкретного участка недр на 1 января 2015 года, в целях применения к ставке НДПИ коэффициента Ккан при добыче нефти на участках недр, расположенных в Ненецком автономном округе, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, следует использовать данные о накопленной добычи нефти (N) по данным утвержденного по состоянию на 1 января 2014 года государственного баланса полезных ископаемых, а данные о начальных извлекаемых запасах (V) нефти по данным утвержденного на 1 января 2013 года государственного баланса полезных ископаемых.
Учитывая изложенное, Департамент поддерживает позицию ФНС России по данному вопросу.

Директор Департамента
А.В.Сазанов

Электронный текст документа
подготовлен АО «Кодекс» и сверен по:
рассылка

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *