Ошибка
  • Delete failed: '6f2c544a290bec4942166d84a904b91b.php_expire'
  • Delete failed: '6f2c544a290bec4942166d84a904b91b.php'

Создать PDF Рекомендовать Распечатать

Виды и особенности систем налогообложения, применяемых в зарубежных странах в области СРП на примере морских месторождений нефти и газа

Инновации.Инвестиции | (100) УЭкС, 6/2017 Прочитано: 6579 раз
(0 Голосов:)
  • Автор (авторы):
    Уваров Павел Олегович, Адаева Арина Анатольевна, Алиасхабов Заур Асланханович
  • Дата публикации:
    05.06.17
  • ВУЗ ИЛИ ОРГАНИЗАЦИЯ:
    Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов»

Виды и особенности систем налогообложения, применяемых в зарубежных странах в области СРП на примере морских месторождений нефти и газа

Types and features of taxation systems applied in foreign countries in the field of PSA in the case of marine oil and gas fields

Уваров Павел Олегович

Uvarov Pavel Olegovich

кандидат экономических наук, студент магистратуры

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов»

p.uvarov@gmail.com

Адаева Арина Анатольевна

Adaeva Arina Anatolievna 

студент магистратуры

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов»

 

Алиасхабов Заур Асланханович

Aliaskarov Zaur Aslanbekovich 

студент магистратуры

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов»

 

Аннотация. В статье рассмотрен зарубежный опыт применения соглашений о разделе продукции (СРП), приведены описания и даны авторские комментарии по наиболее часто устанавливаемым видам налогов и сборов в рамках СРП между государством и организацией, добывающей нефть и газ на морских месторождениях. Авторами рассмотрены виды фискальных механизмов, позволяющие получить поступления в бюджет уже с момента ввода месторождения в эксплуатацию, такие как бонусы и арендные платежи. Также рассмотрены методы получения дохода государством, после того как добывающая компания начнет получать прибыль по инвестиционному проекту, такие как роялти, механизм раздела продукции и налог на прибыль. В статье сделаны выводы о возможности заключения СРП на морских месторождениях в России с крупнейшими российскими энергетическими компаниями.

Ключевые слова: бонусы, арендные платежи, роялти, механизм раздела продукции, налог на прибыль, морские месторождения нефти и газа, налоговая реформа, налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Abstract. The article considers foreign experience of application of agreements on production section (SRP), the descriptions and the author's comments on the most commonly installed types of taxes and fees under the PSA between the state and the organization, producing oil and gas in offshore fields. The authors consider the types of fiscal mechanisms to receive revenues from the field into operation, such as bonuses and rental payments. Also are considered income by the state, after the mining company would start to make a profit on the investment project, such as royalties, production-sharing arrangement and a profit tax. The article made conclusions about the possibility of concluding PSAs offshore in Russia the largest Russian energy companies.

Key words: bonuses, rents, royalties, production-sharing arrangement, income tax, offshore oil and gas, tax reform, the tax on mineral extraction (met).

Актуальность статьи обусловлена налоговой реформой, проводимой для нефтегазового кластера, важность которой не раз подчеркивалась Президентом России в Посланиях Федеральному Собранию Российской Федерации. Одной из задач налоговой реформы является необходимость поддержания развития новых морских месторождений, где себестоимость добычи нефти намного выше, чем на традиционных месторождениях в силу геологических и географических характеристик. Целью статьи является обобщение и анализ международного опыта заключения СРП для определения экономического эффекта от ряда фискальных механизмов и возможности их применения в России для организаций осуществляющих поиск, разработку и добычу нефти и газа на морских месторождениях. В статье авторами описываются системы налогообложения, используемые в международной практике при заключении СРП между нефтегазовыми организациями и государственными органами стран, в территориальных водах которых расположены морские месторождения нефти и газа.

В настоящее время на территории Российской Федерации для морских месторождений применяется налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Данный налог является прямым федеральным налогом, который был введен в 2002 г. Он регулируется главой 26 НК РФ. С 1 января 2017 года налоговая ставка за 1 тонну добытой нефти составляет 919 рублей [2], которая умножается на коэффициент характеризующий динамику мировых цен на нефть. Далее из полученного произведения вычитается показатель, характеризующий особенности добычи нефти. Указанные показатели вычисляются в соответствии со ст. 342 НК РФ [4]. Для новых морских месторождений стоимость добытых углеводородов в целях определения налоговой базы рассчитывается в соответствии со ст. 340.1 НК РФ. При этом существует понятие минимальной предельной стоимости единицы каждого вида углеводородного сырья, определяемой как произведение средней за налоговый период цены полезного ископаемого на мировых товарных биржах и среднего значения курса доллара США. При этом при исчислении налоговой базы не учитываются операционные (OPEX[1]) и капитальные (CAPEX[2]) затраты организации, которые могут составлять значительную долю от стоимости добытого сырья, а порой и превышать ее.

Система налогообложения нефтегазовой отрасли в России ориентирована на валовые показатели добычи, поэтому ей не хватает гибкости для справедливого поступления налогов от высокомаржинальных месторождений и стимулирования освоения новых морских и разработки зрелых (выработанных) месторождений. Проблема разработки низкорентабельных месторождений решалась путем предоставления многочисленных налоговых льгот, привязанных к различным геолого-технологическим или географическим показателям. Распространение льгот привело к тому, что сейчас доля льготируемой нефти составляет 27% от общей добычи в стране, проблемы отрасли решаются не системно, а в ручном режиме [1].

В зарубежных странах используется большое разнообразие налоговых моделей и механизмов налогообложения нефтегазовой отрасли. Это связано в первую очередь с уровнем развития добычи нефти в стране, геологической изученностью недр, инвестиционным климатом и историческими особенностями. Налоговые системы применяемые при добыче углеводородов можно условно разделить на две группы: контрактные и лицензионные. В перовой группе, одним из наиболее часто используемых видов контрактной системы является соглашение о разделе продукции или СРП. Суть СРП заключается в том что, между государством и организацией заключается договор на добычи углеводородов на определенном месторождении. Как правило, СРП позволяют зафиксировать налоговые ставки и прочие условия, которые в последующем не изменяются и имеют приоритет над действующим законодательством страны. Такое соглашение позволят обезопасить инвестиционный проект от потенциальных рисков изменения законодательства и налогов на всех его жизненных стадиях. Второй группой является система лицензирования, в которой право на добытые полезные ископаемые остается за организацией, а государство получает доход в виде налога.

Фискальная терминология, используемая для проектов по добыче нефти и газа в рамках СРП, как правило, включает в себя ряд механизмов, которые применяются правительствами различных стран для сбора экономической ренты. Уровень изменений данных механизмов, на которые правительства стран могут пойти в ходе переговоров о заключении СРП, различается в разных юрисдикциях и имеет тенденцию сокращаться со временем, по мере роста зрелости нефтегазовых бассейнов и снижением рисков добычи углеводородов. Документы, регламентирующие СРП, обычно предоставляются государствами в открытом доступе. В развивающихся странах, правительства могут выразить желание увеличить фискальную нагрузку на проект по разработке месторождения, существует ряд стратегий доступных для этой цели. Ниже, авторами приводятся два метода, позволяющие получать налоги с момента ввода в эксплуатацию месторождения.

Бонусы

Выплата бонусов государственным фискальным органам в момент подписания СРП является распространенным метод. Некоторые страны, согласно официальным данным, получают миллиарды долларов при подписании СРП по перспективным участкам недр, прежде всего, в части платежей при проведении конкурсных торгов между несколькими нефтегазовыми компаниями. Подписные бонусы не являются универсальными, однако, если они применяются, их сумма имеет более скромный характер по сравнению с влиянием на текущую стоимость разработки месторождения крупных стартовых бонусов, которые могут сделать проект нерентабельным.

В дополнение к подписным бонусам, СРП могут включать бонусы, уплачиваемые при декларировании открытия коммерческих запасов, начале промышленной эксплуатации месторождения или при достижении определенного уровня ежедневной добычи.

Арендные платежи

Как правило, СРП включает в себя эксклюзивное право на разведку, разработку и добычу углеводородов на определенной географической территории (обычно называемое участком недр). Государственные власти обычно указывают в СРП требование об уплате фиксированных сумм в зависимости от площади участка недр. Уровень ставок за единицу площади, как правило, увеличивается на последующих стадиях разработки и добычи, не смотря на то, что от добывающих организации часто требуют отказаться от своих прав на территорию, не связанных с освоением месторождения.

Также на следующих стадиях проекты генерируют доход государства другими способами, такими как налогообложение работников и подрядных организаций, которые зачастую облагаются налогами по общим правилам.

Ниже авторами приводятся другие методы получения дохода государством, применяемые после того, как нефтегазовый проект начинает генерировать доход.

Роялти

Понятие роялти можно встретить во многих налоговых режимах, использующих СРП. Обычно, роялти применяется с момента начала добычи углеводородов. Роялти может быть выражено как процент от стоимости самого добытого полезного ископаемого, так и процент от дохода, получаемого от продажи нефти или газа. Процентные ставки сильно варьируются, но большинство может быть определено в диапазоне от 5 до 20% [3]. Ставки зависят от вида углеводородного сырья, географического местоположения, зрелости бассейна и т.д. Уровень процентных ставок может быть фиксированным или определяться по скользящей шкале, где ставка роялти увеличивается с увеличением уровня добычи или изменением цены на углеводородное сырье. Существуют варианты сбора роялти государством в виде денежных платежей или в натуральной форме.

В налоговых режимах, где роялти рассчитывается от стоимости добычи, а не от объема, методы стоимостной оценки являются предметом регулирования правилами трансфертного ценообразования, устанавливаемых непосредственно в СРП. Расчет себестоимости требуется в случае, если роялти определяется от стоимости на устье скважины и продажи углеводородов происходят после того как затраты на переработку и транспортировку были понесены.

Раздел продукции

Механизм, который разделяет углеводородное сырье между добывающей организацией и государством лежит в основе СРП. Добывающая организация имеет первой право на возмещение квалифицируемых расходов. СРП включает положения, которые детально определяют, какие расходы могут быть квалифицированы как возмещаемые. Как правило сюда входят затраты на разведку, разработку и добычу полезных ископаемых, а также сформированные резервы на покрытие расходов по выводу из эксплуатации месторождения. Наиболее распространенными исключениями из возмещаемых расходов являются: процентная ставка и связанные с ней расходы по кредиту, используемому для финансирования операционной деятельности в рамках СРП; косвенные расходы головного офиса; другие расходы по СРП, касающиеся деятельности не связанной с операционной, которые включают затраты на транспортировку, переработку и маркетинг за пределами установленной границы поставки, а также связанные с проектом расходы по другим СРП [5]. Распределение продукции между сторонами происходит с момента начала добычи углеводородов. Экономический эффект от подобных ограничений похож на роялти, поэтому ряд юрисдикций, которые применяют механизмы ограничения возмещения расходов не используют роялти в заключаемых СРП. Стоит отметить, что любые возмещаемые расходы, не возмещенные в текущем периоде, могут переноситься на следующие периоды до полного возмещения. Капитальные вложения также могут быть возмещены как амортизационные расходы в течение нескольких лет. Также следует отметить, что многие СРП предусматривают передачу права собственности на все основные фонды государству на безвозмездной основе в определенный момент времени, например, когда соответствующие расходы возмещены или истек срок действия СРП.

Например, в Индонезии ряд СРП включают в себя формулу раздела валовой добычи до возмещения расходов (называемую first tranche petroleum[3] или первоначальный нефтегазовый сбор), с последующим разделением прибыли, полученной при добыче нефти и газа. Экономический эффект такой формулы подобен роялти или механизму ограничения возмещения расходов.

Формула распределения прибыли от добычи нефти и газа между государством и добывающей организацией может быть довольно простой. Доля прибыли государства является фиксированной величиной или увеличивается с увеличением объема добычи. Методы, используемые во многих современных СРП, являются более комплексными, но в тоже время – общераспространенными. Например, их связывает перераспределение внутренней нормы прибыли (IRR[4]) нефтегазовой организации в счет доли государства, которая растет при росте IRR. Другим механизмом, является использование R-фактора, который связывает долю сторон в прибыли от добычи нефти и газа с отношением совокупного дохода к совокупным расходам. Таким образом, чем выше уровень доходов относительно расходов, тем выше доля, распределяемая в пользу государства. Оба метода могут создавать сложности на практике, если добывающая организация включает в себя несколько подразделений с разным уровнем IRR или R-фактора.

Другие формы налогообложения, как правило, применяются только тогда, когда проект начал генерировать прибыль.

Налог на прибыль организаций

         Многие юрисдикции применяют налог на прибыль для добывающих организаций, тем не менее, особенности данной отрасли могут означать, что применяемые правила значительным образом отличаются от правил, применяемых для других видов экономической деятельности. Механизмы расчета налога на прибыль часто действуют независимо от механизмов расчета раздела продукции, поэтому отправной точкой является финансовая отчетность. Она показывает доходы, возникающие вследствие возмещения расходов добывающей организации, и прибыль от продажи нефти и газа, скорректированной по общим правилам налогообложения, на разницы, возникающие в бухгалтерском и налоговом учете, например, при начислении амортизации. В некоторых юрисдикциях правила расчета налога на прибыль могут быть уставлены непосредственно в СРП, либо в СРП может делаться ссылка на актуальное законодательство, регламентирующее налог на прибыль. В других юрисдикциях база для расчета налога на прибыль может быть привязана к формуле раздела продукции, при этом налог на прибыль рассчитывается от доли прибыли добывающей организации от нефти и газа, без каких-либо корректировок.

Часто СРП или закон предусматривает, что в целях исчисления налога на прибыль организация должна организовывать ведение раздельного учета по каждому СРП или даже по каждому месторождению в блоке СРП. Данный метод называется ring-fencing[5].

Следующей сложностью является принцип учета налога на прибыль, как составной части в доле государства в прибыли от добычи нефти и газа, что находит отражение во многих СРП. Это дает добывающим организациям определенный уровень защиты против неблагоприятных изменений законодательства в области налога на прибыль, таких как увеличение ставки или ограничение периода, на который могут быть перенесены убытки. Это также требует включения в формулу механизма пересчета доли добывающей организации в прибыли для определения суммы фактически уплачиваемого налога на прибыль, а также механизма администрирования, позволяющего добывающей организации предъявить фискальным органам уплату налога на прибыль, как составной части в государственной доле в прибыли добывающей организации. Данный механизм администрирования также важен, в случае если добывающей организации необходимо заявить сумму уплаченного налога на прибыль в домашней юрисдикции в целях избежания двойного налогообложения.

На Рисунке 1 представлена схема раздела продукции и распределения прибыли между государством, в территориальных водах которого находится морское месторождение, и добывающей компанией, а также отражены наиболее часто устанавливаемые в СРП виды налогов и сборов.

Рисунок 1

Типовой механизм раздела продукции в рамках СРП

uv1

Примечание. Рисунок 1 составлен авторами.

Авторами проанализирован международный опыт заключения СРП в области добычи нефти и газа. Проведенный анализ показывает, что возможность заключения СРП между правительством Российской Федерации и крупнейшими российскими энергетическими компаниями, такими как ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть» позволит создать особый налоговый режим и зафиксировать налоговую нагрузку на проект по добычи нефти и газа на морских месторождениях, на весь период действия СРП. Таким образом, организации смогут спрогнозировать денежный поток от инвестиционного проекта и повысят свою инвестиционную привлекательность.

Список использованной литературы

  1. Налоговая реформа нефтяной отрасли: основные развилки // VYGON Consulting. Июль 2015 [Электронный ресурс]. – Режим доступа:  https://vygon.consulting/upload/iblock/6b7/vygon_consulting_upstreamtaxreform.pdf.
  2. Налоговый кодекс Российской Федерации (часть вторая) // Собрание законодательства РФ. 05.08.2000 № 117-ФЗ (в ред. от 03.04.2017) (с изменениями и дополнениями, вступающими в силу с 01.05.2017).
  3. Global oil and gas tax guide 2016 [Текст] // EY – 2016.
  4. Практический комментарий основных изменений налогового законодательства в 2015 году // КонсультантПлюс [Электроный ресурс]. – Режим доступа:  http://www.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc&base=LAW&n=166532&fld=134&dst=100803,0&rnd=0.30729405779222696#0 (дата обращения: 17.05.2017).
  5. Jubilee Easo. Production Sharing Agreements — Practice And Trends // Mondaq [Электронный ресурс]. – Режимдоступа: http://www.mondaq.com/x/390528/Oil+Gas+Electricity/Production+Sharing+Agreements+Practice+And+Trends (дата обращения: 17.05.2017)



OPEX – расшифровывается как operatingexpenses, переводится с английского как операционные затраты организации необходимые для ведения бизнеса производства товаров и услуг.

CAPEX – расшифровывается как capitalexpenditure, переводится с английского как капитальные вложения организации на покупку, строительство или модернизацию основных средств.

First tranche petroleum – переводится с английского как первоначальный нефтегазовый сбор. Данный термин используется рядом стран, например, в Индонезии, в формулах, применяемых при расчете раздела продукции по СРП.

IRR – internalrateofreturn, что переводится с английского как внутренняя норма прибыли.

Ring-fencing – метод расчета налоговых выплат, заключающийся в ведении раздельного учета по каждому СРП или месторождению.


 [U1]Правильно: Adaeva Arina Anatolievna

 [U2]Правильно: Aliaskhabov Zaur Aslankhanovich

  vakperechen

ОБНОВЛЕННЫЙ СПИСОК ВАК 2016 г.
ОТ 19.04.2016  >> ПРОСМОТРЕТЬ
tass
 
ПО ВОПРОСАМ ПУБЛИКАЦИИ СТАТЕЙ И СОТРУДНИЧЕСТВА ОБРАЩАЙТЕСЬ:
skype SKYPE: vak-uecs
e-mail
MAIL: info@uecs.ru
phone
+7 (928) 340 99 00
 

АРХИВ НОМЕРОВ

(01) УЭкС, 1/2005
(02) УЭкС, 2/2005
(03) УЭкС, 3/2005
(04) УЭкС, 4/2005
(05) УЭкС, 1/2006
(06) УЭкС, 2/2006
(07) УЭкС, 3/2006
(08) УЭкС, 4/2006
(09) УЭкС, 1/2007
(10) УЭкС, 2/2007
(11) УЭкС, 3/2007
(12) УЭкС, 4/2007
(13) УЭкС, 1/2008
(14) УЭкС, 2/2008
(15) УЭкС, 3/2008
(16) УЭкС, 4/2008
(17) УЭкС, 1/2009
(18) УЭкС, 2/2009
(19) УЭкС, 3/2009
(20) УЭкС, 4/2009
(21) УЭкС, 1/2010
(22) УЭкС, 2/2010
(23) УЭкС, 3/2010
(24) УЭкС, 4/2010
(25) УЭкС, 1/2011
(26) УЭкС, 2/2011
(27) УЭкС, 3/2011
(28) УЭкС, 4/2011
(29) УЭкС, 5/2011
(30) УЭкС, 6/2011
(31) УЭкС, 7/2011
(32) УЭкС, 8/2011
(33) УЭкС, 9/2011
(34) УЭкС, 10/2011
(35) УЭкС, 11/2011
(36) УЭкС, 12/2011
(37) УЭкС, 1/2012
(38) УЭкС, 2/2012
(39) УЭкС, 3/2012
(40) УЭкС, 4/2012
(41) УЭкС, 5/2012
(42) УЭкС, 6/2012
(43) УЭкС, 7/2012
(44) УЭкС, 8/2012
(45) УЭкС, 9/2012
(46) УЭкС, 10/2012
(47) УЭкС, 11/2012
(48) УЭкС, 12/2012
(49) УЭкС, 1/2013
(50) УЭкС, 2/2013
(51) УЭкС, 3/2013
(52) УЭкС, 4/2013
(53) УЭкС, 5/2013
(54) УЭкС, 6/2013
(55) УЭкС, 7/2013
(56) УЭкС, 8/2013
(57) УЭкС, 9/2013
(58) УЭкС, 10/2013
(59) УЭкС, 11/2013
(60) УЭкС, 12/2013
(61) УЭкС, 1/2014
(62) УЭкС, 2/2014
(63) УЭкС, 3/2014
(64) УЭкС, 4/2014
(65) УЭкС, 5/2014
(66) УЭкС, 6/2014
(67) УЭкС, 7/2014
(68) УЭкС, 8/2014
(69) УЭкС, 9/2014
(70) УЭкС, 10/2014
(71) УЭкС, 11/2014
(72) УЭкС, 12/2014
(73) УЭкС, 1/2015
(74) УЭкС, 2/2015
(75) УЭкС, 3/2015
(76) УЭкС, 4/2015
(77) УЭкС, 5/2015
(78) УЭкС, 6/2015
(79) УЭкС, 7/2015
(80) УЭкС, 8/2015
(81) УЭкС, 9/2015
(82) УЭкС, 10/2015
(83) УЭкС, 11/2015
(84) УЭкС, 11(2)/2015
(85) УЭкС,3/2016
(86) УЭкС, 4/2016
(87) УЭкС, 5/2016
(88) УЭкС, 6/2016
(89) УЭкС, 7/2016
(90) УЭкС, 8/2016
(91) УЭкС, 9/2016
(92) УЭкС, 10/2016
(93) УЭкС, 11/2016
(94) УЭкС, 12/2016
(95) УЭкС, 1/2017
(96) УЭкС, 2/2017
(97) УЭкС, 3/2017
(98) УЭкС, 4/2017
(99) УЭкС, 5/2017
(100) УЭкС, 6/2017
(101) УЭкС, 7/2017
(102) УЭкС, 8/2017
(103) УЭкС, 9/2017
(104) УЭкС, 10/2017
(105) УЭкС, 11/2017
(106) УЭкС, 12/2017
(107) УЭкС, 1/2018
(108) УЭкС, 2/2018
(109) УЭкС, 3/2018
(110) УЭкС, 4/2018
(111) УЭкС, 5/2018
(112) УЭкС, 6/2018
(113) УЭкС, 7/2018
(114) УЭкС, 8/2018
(115) УЭкС, 9/2018
(116) УЭкС, 10/2018

 Федеральная служба по надзору в сфере связи и массовых коммуникаций

№ регистрации СМИ ЭЛ №ФС77-35217 от 06.02.2009 г.       ISSN: 1999-4516