Законодательство в нефтегазовой отрасли
Налогообложение при добыче нефти
На территории России и континентального шельфа параллельно действуют четыре фискальных режима добычи углеводородов: общая налоговая система; налог на дополнительный доход при добыче углеводородного сырья (НДД), введенный с 2019 года; режим налогообложения новых морских месторождений (НММ), введенный с 2014 года, а также специальный налоговый режим соглашений о разделе продукции (СРП).
Общая налоговая система при добыче нефти
Общая налоговая система при добыче нефти предусматривает два специальных платежа: налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть и экспортную пошлину на нефть, ставки которых рассчитываются по законодательно установленным формулам.
Система характеризуется прогрессивным налогообложением, то есть при росте цены на нефть и курса доллара США ставки увеличиваются. При ценах 50–60 долл/барр на НДПИ и экспортную пошлину приходится 58–62 % выручки. При этом НДПИ и пошлина взимаются с каждой тонны добытой или экспортированной нефти вне зависимости от финансового результата.
В 2020 году под условия общей налоговой системы попадало около 90 % добычи нефти в России. С 2021 года в результате расширения периметра НДД эта доля значительно снизится (см. «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья»).
Налог на добычу полезных ископаемых (нефть) (глава 26 Налогового кодекса Российской Федерации)
Ставка НДПИ на нефть в общей налоговой системе зависит от многих переменных, включая цены на нефтепродукты в Европе.
Общая налоговая система предусматривает меры, направленные на стимулирование ввода запасов нефти в разработку, такие как понижающие коэффициенты (Кз, Ккан, Кд, Ддв), коэффициент Кц, равный 0, и дополнительные вычеты.
Для того чтобы получить понижающие коэффициенты к ставке НДПИ, необходимо, чтобы добытая нефть обладала рядом признаков, которые описаны в статьях 342.2 и 342.5 Налогового Кодекса Российской Федерации.
Признаки классифицируются на географические (расположение участка недр в конкретном регионе), технологические (степень сложности добычи нефти) и экономические (высокие удельные затраты на разработку месторождения из‑за незначительных начальных извлекаемых запасов нефти). Понижающие коэффициенты могут использоваться одновременно.
Для получения дополнительного вычета из НДПИ необходимо, чтобы участок недр, на котором ведется добыча нефти, обладал рядом свойств, среди которых расположение и величина запасов, зафиксированных в Налоговом Кодексе Российской Федерации.
При добыче нефти в части нормативных потерь, которые утверждаются Минэнерго России, и добыче остаточных запасов пониженного качества или ранее списанных запасов устанавливается ставка НДПИ в размере 0 руб.
Для нефти, добытой из залежей баженовской, абалакской, хадумской и доманиковых свит, устанавливаются Кц = 0, Кк = 0 сроком на 15 лет.
Понижающие коэффициенты
| Описание | Значение коэффициента | Период действия |
|---|---|---|
| Кз – для малых месторождений с запасами нефти менее 5 млн т | | Бессрочно |
| Кд, Кдв – для трудноизвлекаемых запасов нефти (для нефти, добываемой из залежей с показателем проницаемости не более 2 миллидарси и залежей тюменской свиты) | | 15 лет |
| Ккан – для месторождений в новых регионах добычи без инфраструктуры (Арктика, Восточная Сибирь и пр.) | 0 | 7–15 лет или до установленного накопленного объема добычи |
| Учет нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи ТрИЗ. При этом измерение количества добываемой жидкости и ее физико-химических свойств должно осуществляться не реже четырех раз в месяц. | ||
.webp)
Вычеты из НДПИ на нефть
Для одного из самых крупных месторождений России – Самотлорского – с 2018 года был введен фиксированный вычет из НДПИ на нефть (35 млрд руб. в год на 10 лет) в обмен на увеличение инвестиций в бурение новых скважин. В результате снижения налоговой нагрузки объем бурения вырос на 34 % в 2018 году и на 45 % в 2019 году. Добычу удалось стабилизировать, снизив темп падения до 1 %. Обводненность нефти снизилась до 95 %.
Для ускорения развития Арктического региона и загрузки СМП в 2019 году для Ванкорского месторождения был введен вычет затрат на строительство инфраструктуры на Таймырском полуострове, который применяется при цене нефти выше 25 долл/барр.
В 2020 году для нефти, добытой на северной части Приобского месторождения, был введен фиксированный вычет из НДПИ в размере 45,96 млрд руб. в год на 10 лет. Вычет можно получить только при достижении уровней добычи нефти и инвестиций, утвержденных соглашением между компанией, Минприроды и Минфином России.
С 2021 года в Республике Татарстан действует вычет в размере расходов на обеспечение норм в области промышленной безопасности и на охрану окружающей среды на месторождениях сверхвязкой нефти (≥10 000 мПа·с) из НДПИ, но не более 1 млрд руб. в месяц. Вычет ограничен 36 млрд руб. на налогоплательщика и действует только при цене на нефть выше базовой, установленной в бюджете Российской Федерации.
Основные направления налоговой политики в НДПИ
В докладе Минфина России «Основные направления бюджетной, налоговой и таможенно-тарифной политики на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов» определены условия, используемые при составлении проекта федерального бюджета на 2021 год и на плановый период 2021–2022 годов, подходов к его формированию, основных характеристик и прогнозируемых параметров федерального бюджета и других бюджетов бюджетной системы Российской Федерации на 2021–2023 годы.
Ключевым направлением в области налогообложения добычи нефти является:
переход к новому порядку предоставления налоговых льгот инвестиционного характера, предусматривающего заключение инвестиционных соглашений между получателем льгот и Правительством Российской Федерации.
Экспортная пошлина на нефть (Таможенный кодекс, Налоговый кодекс Российской Федерации)
Экспортная пошлина на нефть (ЭПнефть) ежемесячно определяется по цене сорта Urals на рынках Средиземного моря и Роттердама. Ставка рассчитывается Министерством экономического развития Российской Федерации ежемесячно в соответствии с формулой, установленной Таможенным кодексом. Начиная с 2019 года ставка экспортной пошлины на нефть устанавливается по формуле 2018 года, умноженной на коэффициент Кнефть.
| Цена нефти сорта Urals | Ставка экспортной пошлины (законодательство 2018 года) |
|---|---|
| До 109,5 долл/т (включительно) | 0 % |
| От 109,5 долл/т до 146 долл/т (включительно) | 35 % × (ЦЦ – цена нефти сорта Urals, долл/т. – 109,5 долл. США) |
| От 146 долл/т до 182,5 долл/т (включительно) | 12,78 долл. США + 45 % × (Ц – 146 долл. США) |
| Свыше 182,5 долл/т | 29,5 долл. США + 30 % × (Ц – 182,5 долл. США) |
НДПИ на нефть ежегодно увеличивается на коэффициент Кман, равный величине снижения таможенной пошлины на нефть. Таким образом, сумма НДПИ и таможенной пошлины остается неизменной, доход нефтедобывающих предприятий после уплаты налогов не изменяется (при реализации нефти на внутреннем рынке по экспортному нетбэку).
| Год | Коэффициент Кнефть = (1 – Ккорр) |
|---|---|
| 2021 | 0,5 |
| 2022 | 0,333 |
| 2023 | 0,167 |
| 2024+ | 0 |
Налогообложение при добыче газа и конденсата
Общая налоговая система при добыче газа и газового конденсата
Общая система налогообложения при добыче природного газа и газового конденсата состоит из двух специфических платежей: НДПИ, определяемого по формулам на основе стоимости единицы условного топлива (Еут), и таможенных пошлин.
НДПИ для газа и газового конденсата (глава 26 Налогового кодекса Российской Федерации)
В общем налоговом режиме действуют понижающие коэффициенты к НДПИ и дополнительные вычеты, стимулирующие ввод запасов газа в разработку.
Статьей 342.4 Налогового Кодекса Российской Федерации предусмотрены понижающие коэффициенты к ставке НДПИ на газ. Для их применения добытый газ или газовый конденсат должен обладать рядом признаков.
Понижающие коэффициенты
Перечень понижающих коэффициентов к НДПИ одинаков для природного газа и газового конденсата.
Кс – это коэффициент, отражающий степень сложности добычи газа или газового конденсата, равный наименьшему из значений коэффициентов в диапазоне от 0 до 1, характеризующих:
- степень выработанности запасов;
- глубину залегания;
- расположение в новом регионе добычи без инфраструктуры;
- обслуживание региональной системы газоснабжения;
- добычу из туронских залежей.
Ставка НДПИ без льгот на природный газ за девять месяцев 2020 года составила 1,2 тыс. руб. / 1 тыс. м3 для Газпрома, средняя ставка со льготами – 1,0 тыс. руб. / 1 тыс. м3.
Ставка НДПИ без льгот на природный газ за 2020 год составила 0,9 тыс. руб. / 1 тыс. м3 для независимых производителей, средняя ставка с льготами – 0,9 тыс. руб. / 1 тыс. м3.
Нулевая ставка НДПИ
Для стимулирования строительства заводов СПГ и газохимии освобождаются от уплаты НДПИ месторождения, которые определены как ресурсная база для таких проектов, расположенных в Арктике (за Северным полярным кругом, в Архангельской области, Республике Коми, ЯНАО, Якутии и Чукотском автономном округе).
Нулевая ставка НДПИ на ПГ и ГК будет применяться до достижения накопленного объема добычи газа – 250 млрд м3 (20 млн т), либо в течение 12 лет с даты первой продажи товара. Льгота распространяется только на мощности, которые будут введены с 2022 года.
Не облагается налогом также ПГ, закачанный в пласт для поддержания пластового давления при добыче ГК в пределах одного или нескольких участков недр, и газ, добытый в части нормативных потерь, которые утверждаются Минэнерго России.
Дополнительный вычет из НДПИ
Компании, добывающие ГК и направляющие его на производство ШФЛУ, имеют право на получение дополнительного вычета из НДПИ.
Сумма вычета определяется как произведение коэффициента извлечения ШФЛУ при переработке конденсата, количества добытого и переработанного на оборудовании для получения ШФЛУ конденсата, ставки налогового вычета в рублях на тонну выработанной ШФЛУ.
Коэффициент извлечения ШФЛУ рассчитывается как отношение количества полученной ШФЛУ к общему количеству переработанного конденсата.
Экспортная пошлина на газ
Ставка экспортной пошлины на трубопроводный газ составляет 30 %, на СПГ – 0 %.
Экспортная пошлина на газовый конденсат
Экспортная пошлина на ГК равна экспортной пошлине на нефть, которая ежемесячно определяется по цене сорта Urals на рынках Средиземного моря и Роттердама. Формула расчета приведена в разделе «Экспортная пошлина на нефть».
Льготы при экспорте газа и газового конденсата
Постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 года № 1029 устанавливается нулевая ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат стабильный Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения.
.webp)
Попутный нефтяной газ
Налог на добычу полезных ископаемых
Попутный нефтяной газ освобождается от уплаты НДПИ.
Требования к утилизации
На территории Российской Федерации существуют особые требования к утилизации (полезному использованию) ПНГ.
В ноябре 2012 года вступило в действие
Допустимый норматив сжигания ПНГ на факелах в процентах от объема добытого попутного газа. При расчете платы за сверхнормативное сжигание ПНГ применяются повышающие коэффициенты, в результате которых плата может быть увеличена в 2,5 тыс. – 5 тыс. раз.
Особенности платы за выбросы для гринфилдов
Для гринфилдов с момента достижения степени выработанности 1 % в течение трех лет (или пока месторождение не достигнет степени выработанности в 5 %) целевой показатель сжигания ПНГ не устанавливается. Таким образом, плата за выбросы происходит без повышающих коэффициентов.
В случае если годовой объем добытого пользователем недр ПНГ не превышает 5 млн м3 или объемное содержание неуглеводородных компонентов в ПНГ, добытом на участке недр, превышает 50 %, к ставкам платы за выбросы не применяется дополнительный коэффициент К = 25.
Регулирование цен на газ
В соответствии с Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31 марта 1999 года № 69-ФЗ государство устанавливает цены на ПГ, реализуемый ПАО «Газпром», кроме сравнительно небольших объемов, реализуемых на бирже (менее 5 % от поставок ПАО «Газпром» на внутренний рынок).
Регулируемые цены дифференцируются как по категориям потребителей (для населения и промышленности), так и по ценовым поясам с учетом стоимости транспортировки газа от региона добычи до потребителя. Также государство устанавливает цены реализации для изолированных систем газоснабжения.
Цены на газ индексируются с темпом, близким к инфляции, однако из‑за падения курса рубля цена газа, выраженная в долларах США, сейчас значительно ниже по сравнению с 2010–2014 годами.
В 2020 году средняя цена газа для промышленности составила 74 долл. США / тыс. м3 по сравнению с 130 долл. США / тыс. м3 в 2012 году.
Особые режимы налогообложения при добыче углеводородов
Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья
С 2019 года в России введен налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД). НДД взимается с прибыли от добычи нефти на отдельных месторождениях по ставке 50 %. Для этих месторождений устанавливается более низкая по сравнению с общей налоговой системой ставка НДПИ. Таким образом, введение НДД приводит к переходу от налогообложения на базу валовых показателей на систему, базирующуюся на финансовом результате от добычи в соответствии с мировой практикой. Такая система нацелена на изъятие ренты после достижения окупаемости проектов, в отличие от НДПИ, который взимается вне зависимости от экономики проектов.
НДД вычитается из налоговой базы корпоративного налога на прибыль (ставка 20 %), таким образом, суммарная ставка налогообложения прибыли при переходе на НДД составляет 60 %.
При переходе на НДД не меняются ставки НДПИ на ПГ и ГК, поэтому сейчас система НДД не предназначена для газовых и газоконденсатных месторождений.
До 2021 года НДД действовал только для ограниченного количества месторождений, расположенных в отдельных регионах (Западная и Восточная Сибирь, Арктическая зона и пр.). С 2021 года возможность применения НДД появилась у месторождений с высокой (≥80 %) степенью выработанности, которые могут быть расположены практически во всех нефтедобывающих регионах России.
Периметр применения НДД (ст. 333.45 Налогового кодекса Российской Федерации)
Расчет налога на дополнительный доход (НДД) от углеводородного сырья (глава 25.4 Налогового кодекса Российской Федерации)
Налоговая база НДД = Расчетная выручка − Фактические расходы − Расчетная вывозная таможенная пошлина − Расчетные транспортные расходы − НДПИ на УВС − Убытки прошлых лет
Фактические расходы состоят из операционных и капитальных затрат, которые учитываются в момент оплаты, убытки (в том числе исторические убытки при разработке участков недр I, II и IV групп) переносятся на будущее с ежегодной индексацией
Налог на добычу полезных ископаемых (нефть) в режиме НДД
Налоговые стимулы в режиме НДД
В системе НДД существует два варианта стимулирующих мер для проектов с высокими затратами: понижающий коэффициент (Кг) к ставке НДПИ в диапазоне от 0 до 1 и дополнительный фиксированный или формульный вычет.
Понижающий коэффициент Кг
Стимул для гринфилдов позволяет ускорить сроки запуска таких месторождений в эксплуатацию.
| I, II группы | III группа | IV группа | V группа |
|---|---|---|---|
| 0,4 – первые шесть лет с начала промышленной разработки | 1 – на весь срок разработки | 0,5 – первые два года с начала промышленной разработки | 0 – первые 12 лет с начала промышленной разработки |
| 0,6 – седьмой год | 0,75 – третий год | 0,2 – 13‑й год | |
| 0,8 – восьмой год | 1 – до конца разработки | 0,4 – 14‑й год | |
| 1 – до конца разработки | 0,6 – 15‑й год | ||
| 1,2; 1,95 – до 2023 года включительно для отдельных месторождений | 0,8 – 16‑й год | ||
| 1 – до конца разработки |
ЭПнефть = 0 при Кг <1 для I, II и V групп
Вычеты из НДПИ на нефть
Для Новопортовского месторождения (II группа) с 2021 года предоставляется вычет из НДПИ в размере 1 млрд руб. в месяц при условии выполнения соглашения об объеме добычи, заключенного с Правительством Российской Федерации.
Для участков недр III группы, степень выработанности которых составляет более 80 %, применяется налоговый вычет в размере 20 % от уплаченного НДПИ начиная с 2024 года. Для участков недр, расположенных полностью или частично в Охотском море, вычет начинает действовать с 2021 года.
Налоговые вычеты ограничены 36 млрд руб. и действуют только при цене на нефть выше базовой, установленной в Бюджетном кодексе Российской Федерации.
Налоговый режим для континентального шельфа
С 2014 года для проектов по добыче углеводородного сырья на месторождениях континентального шельфа России
Налоговая система на континентальном шельфе, в отличие от общей системы и НДД, предполагает адвалорные ставки НДПИ (от 5 до 30 %) в зависимости от категории сложности проекта освоения месторождения углеводородного сырья и неизменность таких ставок в течение определенного периода времени (от 5 до 15 лет). По действующему законодательству по завершении срока применения системы на шельфе месторождения переходят на общую налоговую систему.
Все месторождения на континентальном шельфе разделены на четыре группы по сложности их освоения, по мере повышения которой уменьшается адвалорная ставка НДПИ. Большинство открытых месторождений располагается в периметре IV группы (самая сложная для разработки ресурсов).
Для всех шельфовых месторождений изначально установлена нулевая экспортная пошлина (срок ее действия зависит от сложности месторождения):
- для I–II групп – до 2032 года;
- для III группы – до 2042 года;
- для IV группы – бессрочно.
При переходе в общую систему налогообложения нулевая экспортная пошлина сохраняется. До срока, указанного выше, в общей ставке НДПИ коэффициент Кман равен 0.
Повышающий коэффициент для затрат на ГРР
При определении базы по налогу на прибыль к затратам на ГРР на континентальном шельфе применяется повышающий коэффициент 1,5.
Пошлины на импортное оборудование
В России при импорте ряда товаров действуют ввозные таможенные пошлины. В настоящее время прорабатывается вопрос об обнулении ввозных пошлин на импортное оборудование, используемое для освоения континентального шельфа.
Налог на добычу полезных ископаемых
| I группа | II группа | III группа | IV группа | |
|---|---|---|---|---|
| Ставка НДПИ на нефть для новых морских месторождений | 30 % | 15 % | 10 % | 5 % |
| Ставка НДПИ на газ для новых морских месторождений | 30 % | 15 % | 1,3 % | 1 % |
| Срок применения режима | 5 лет | 7 лет | 10 лет | 15 лет |
Соглашения о разделе продукции
В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 24 декабря 1993 года № 2285 «Вопросы соглашений о разделе продукции при пользовании недрами» на территории России начал действовать особый экономико-правовой режим разработки месторождений – соглашение о разделе продукции (СРП). Он гарантирует неизменность налоговых и прочих условий для инвестора на период действия соглашения.
В период 1994–1995 годов были заключены три СРП, в рамках которых сейчас реализуются три проекта по добыче нефти и газа. Два из них – на шельфе Охотского моря около острова Сахалин («Сахалин-1» и «Сахалин-2»), один – в НАО («Харьяга»).
Принятый в декабре 1995 года
СРП представляет собой договор между государством и инвестором или группой инвесторов, объединенных в консорциум, в котором определяются права и обязанности сторон, условия освоения месторождений и детализируется порядок распределения полученных доходов в форме раздела продукции.
Инвестор освобождается от большинства налогов, но несет все риски и расходы, связанные с реализацией проекта. Его расходы компенсируются за счет полученной продукции, объем которой вычитается из доли государства в определенном соглашением размере вплоть до полной компенсации затрат инвестора.
Пропорции раздела прибыльной продукции между инвестором и государством устанавливаются соглашением в зависимости от показателя рентабельности инвестиций.
Добыча (2019 год): | |
|---|---|
| Нефти и конденсат | 16,4 млн т (3 % от Российской Федерации) |
| Газ | 28,8 млрд м3 (4 % от Российской Федерации) |
Налоговые условия | |
|---|---|
| Роялти | 6–11 % |
| Налог на прибыль | 32–35 % |
Раздел продукции | |
|---|---|
| Доля государства в зависимости от IRR | 10–70 % |
| Предельная доля затратных углеводородов | 75–100 % |
Налоги в нефтепереработке и нефтехимии
Экспортные пошлины на нефтепродукты (Таможенный кодекс, Налоговый кодекс Российской Федерации)
Действующая система таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты является инструментом субсидирования российской нефтепереработки. Пошлины приводят к снижению цен экспортного паритета, то есть цен внешнего рынка за вычетом таможенной пошлины и транспортных затрат.
Экспортная пошлина на основные нефтепродукты устанавливается в процентах от экспортной пошлины на нефть. В результате действия такой системы цены экспортного паритета на нефть снижаются на большую величину, чем на нефтепродукты, и НПЗ получают эту разницу.
Ставки экспортной пошлины в процентах от пошлины на нефть: дизельное топливо – 30 %, бензин – 30 %, моторное масло – 30 %, нафта – 55 %, мазут и прочие темные нефтепродукты – 100 %.
Налоговый маневр (Таможенный кодекс, Налоговый кодекс Российской Федерации)
Налоговый маневр заключается в поэтапной отмене таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты в 2019–2024 годах – ежегодно они снижаются на 1/6 от ставки 2018 года. Задачами налогового маневра являются:
- модернизация нефтеперерабатывающего сектора и обеспечение внутреннего рынка высококачественными нефтепродуктами;
- постепенный переход к единому топливному рынку на территории ЕАЭС.
Вместо поэтапно отменяемой таможенной субсидии для переработки Налоговым кодексом Российской Федерации введен отрицательный акциз на нефть, увеличивающийся по мере ее снижения. Для большинства НПЗ сумма таможенной субсидии и отрицательного акциза не изменяется. В отличие от таможенной субсидии, отрицательный акциз уплачивается не всем НПЗ, а только тем из них, которые (достаточно выполнения одного из трех критериев):
- поставляют на внутренний рынок автобензин в объеме не менее 10 % от перерабатываемой нефти;
- заключили инвестиционное соглашение с государством;
- принадлежат компаниям, находящимся под санкциями других государств.
Таким образом, прекращается субсидирование простых НПЗ, не удовлетворяющих критериям предоставления отрицательного акциза на нефть.
Налоговый маневр предусматривает введение специальных логистических и инвестиционных коэффициентов к обратному акцизу на нефть. Также вводится специальная демпфирующая составляющая в виде дополнительного слагаемого к отрицательному акцизу.
Логистические коэффициенты
Для поддержания маржи переработки НПЗ, расположенных в удаленных от границы регионах и имеющих высокие транспортные затраты, введены повышающие коэффициенты к отрицательному акцизу на нефть в размере:
- 1,5 – в Республике Хакасия и Красноярском крае;
- 1,4 – в Республике Тыва и Иркутской области;
- 1,3 – в ЯНАО, Коми, Ненецком автономном округе, Республике Саха (Якутия), Республике Бурятия;
- 1,1 – в Тюменской, Кемеровской, Новосибирской и Томской областях, Забайкальском крае, ХМАО-Югре;
- 1,05 – в Омской области, Алтайском крае, Республике Алтай.
Таким образом, для большинства НПЗ в западных регионах маневр является нейтральным, а для восточных НПЗ налоговый маневр увеличивает величину субсидирования, так как за счет повышающего коэффициента отрицательный акциз превышает величину отменяемой таможенной субсидии.
Инвестиционный коэффициент
С 1 января 2021 года к ставке обратного акциза на нефтяное сырье применяется инвестиционный коэффициент 1,3, уменьшенный на региональный коэффициент. Получателями инвестиционного коэффициента в 1,3 к ставке обратного акциза на нефтяное сырье станут предприятия, которые до 1 октября 2021 года заключат новые соглашения о создании новых или модернизации своих вторичных углубляющих мощностей с Минэнерго России, со стоимостью проекта не менее 50 млрд руб. без НДС и сроком завершения не позднее 31 декабря 2026 года. Минимальная величина оплаченных начиная с 1 января 2019 года инвестиций в основные средства, являющиеся предметом соглашения, для начала получения инвестиционного коэффициента составляет 3 млрд руб. Общая величина дополнительного субсидирования не зависит от объема перерабатываемой нефти, так как в формуле предусмотрен фиксированный объем, равный 7 млн т в год.
Нефтехимия (Налоговый кодекс Российской Федерации)
Одним из стимулов к модернизации предприятий нефтехимии, увеличению их мощностей, а также привлечению в отрасль инвестиций является обратный акциз на этан и сжиженный углеводородный газ (СУГ).
С 2022 года ставка акциза на этан составит 9 тыс. руб. за 1 т, ставка акциза на СУГ составит 4,5 тыс. руб. за 1 т. Одновременно переработчики этана или СУГ получат право на налоговый вычет по акцизам с повышающим коэффициентом, равным 2.
Для получения обратного акциза компаниям с 1 января 2022 года необходимо запустить дополнительные мощности по переработке сырья – не менее 300 тыс. т в год – или модернизировать уже существующие производства. Также компаниям нужно заключить соглашение с Минэнерго России, по которому они должны отправить на переработку не менее 100 тыс. т СУГ или в течение шести лет (с 2021 по 2027 год) вложить в обновление производства более 65 млрд руб.
Если производитель вложит в модернизацию мощностей по переработке СУГ более 110 млрд руб., то будет применена ежегодная индексация ставки акциза на СУГ с 4,5 тыс. до 7,5 тыс. руб. / т к 2027 году. Ставка акциза на этан индексации не подлежит.
В настоящее время воспользоваться правом на получение обратного акциза на этан и СУГ смогут несколько строящихся крупных нефтехимических предприятий, среди которых Амурский газохимический комплекс (АГХК), Иркутский завод полимеров и Балтийский химический комплекс.
С целью стимулирования использования прямогонного бензина для производства продукции нефтехимии предусмотрен возврат уплаченного акциза с повышающим коэффициентом к ставке акциза на прямогонный бензин в размере 1,7.
Демпфирующий механизм
В рамках завершения налогового маневра НПЗ могут получить дополнительные вычеты за счет действия в обратном акцизе демпфирующей надбавки. Она рассчитывается как разница цен экспортной альтернативы и условных оптовых цен на внутреннем рынке (устанавливает Правительство Российской Федерации). Уровень условных оптовых цен ежегодно индексируется.
Такой механизм позволяет поддерживать стабильные цены на топливо на АЗС за счет компенсации потерь компаний при поставках автобензина и дизельного топлива на внутренний рынок.
При росте мировых цен государство выплачивает компаниям 68 % от превышения экспортного нетбэка над условной ценой автобензина, определенной законодательством, и 65 % от аналогичного превышения для дизтоплива.
При падении мировых цен, наоборот, компаниям разрешается удерживать внутренние цены на АЗС, но при этом они должны перечислять в бюджет выплаты по демпферу, рассчитываемые в зависимости от превышения условной цены над экспортным нетбэком топлив.
Это позволяет значительно снизить волатильность оптовых цен на топливо по сравнению с зарубежными рынками.
Акцизы на нефтепродукты (Налоговый кодекс Российской Федерации)
При реализации основных нефтепродуктов в цену конечного потребителя включаются акцизы на нефтепродукты.
Акцизы на нефтепродукты в России являются ключевым источником финансирования дорог общего пользования. Они взимаются с каждой тонны произведенного нефтепродукта. Их можно рассматривать как косвенный налог на владение или пользование автомобилем.
Ставки акцизов на нефтепродукты ежегодно индексируются на величину инфляции.
С целью борьбы с контрафактным топливом c 1 апреля 2020 года в Налоговом кодексе Российской Федерации введен акциз на средние дистилляты, который определяется как ставка акциза на дизельное топливо, увеличенная на 750 руб/т. В случае если демпфер на дизель принимает отрицательное значение, то ставка акциза на средние дистилляты тоже увеличивается на эту величину.
Продажа нефтепродуктов через биржевые торги
Нефтяные компании в России на законодательном уровне обязаны продавать определенный объем бензина, дизельного топлива и прочих нефтепродуктов через биржевые торги.
Такой механизм регулируется совместным приказом Минэнерго России и ФАС (Приказ ФАС России № 88/21, Минэнерго России от 9 февраля 2021 года № 61), в котором прописаны нормативные объемы продаж топлива через биржу.
Минимальная величина продаваемых на бирже нефтепродуктов рассчитывается от месячного объема производства соответствующих товаров, производимых каждой занимающей доминирующее положение нефтекомпанией.
Обеспечение внутреннего спроса на нефтепродукты
В целях обеспечения стабильного снабжения внутреннего рынка Минэнерго России ежегодно направляет в адрес нефтяных компаний рекомендации по накоплению запасов моторного топлива в регионах.
Рекомендации формируются на основании Методики прогнозирования спроса на нефтепродукты в Российской Федерации и параметров топливных балансов Российской Федерации, утвержденных Минэнерго России.