Она коснется новых месторождений и ограниченного количества старых
Минфин разработал параметры нового налога для нефтяной отрасли – на добавленный доход (НДД, копия материалов есть у «Ведомостей»). В отличие от НДПИ, который платится от количества добытой нефти, НДД будет зависеть от доходов нефтяников.
Нового налога нефтяные компании ждут уже 15 лет. Минфин долго не хотел рисковать главным источником пополнения бюджета, но в этом году его загнали в угол. Минэнерго предложило ввести на пилотных выработанных месторождениях НФР (налог на финансовый результат). Минфин выступил резко против, предупредив, что по сути Минэнерго хочет добиться льгот для нефтяников. Но идею поддержал премьер Дмитрий Медведев, и проект об НФР был внесен в Госдуму (в 2014 г. Ханты-Мансийским округом). Тем не менее Минфину удалось перехватить инициативу – он подготовил альтернативный проект об НДД и на комиссии по ТЭК, по словам ее участников, президент Владимир Путин поддержал Минфин. Презентация уже разослана в компании и другие ведомства. Параметры еще будут дорабатываться, уточняет чиновник Минфина.
Принципиальное отличие двух налогов в том, что НФР приспособлен для действующих, а НДД – в основном для новых месторождений. Но Минфин готов ввести его и на некоторых работающих проектах.
Предложенная ставка НДД – 70%. Она будет еще обсуждаться, обещают чиновники. База – расчетная выручка (исходя из цен, а не из фактической выручки) минус операционные затраты по добыче, капзатраты, расчетные расходы на транспортировку, НДПИ и пошлина. При этом Минфин в презентации предлагает ограничить расходы, которые можно учесть, – не более $20 с барреля. Скорее около $15, говорит чиновник Минфина. Налог начинает взиматься после того, как окупятся капиталовложения и внутренняя норма доходности (IRR) достигнет 6%.
НДПИ и пошлины сохранятся, но в усеченном виде. Вместо фиксированной ставки НДПИ (сейчас 919 руб. на 2018 г.) налог будет составлять для новых проектов 30% до момента окупаемости, 40% – после. Для действующих – сразу 40%. Экспортная пошлина – 30%, но на действующих проектах она будет взиматься сразу, на новых – после того как окупятся инвестиции.
Для кого новшество
На НДД могут претендовать проекты с выработанностью от 15 до 80% на 1 января 2016 г., следует из презентации. Чиновник Минфина говорит, что эти параметры еще будут уточняться – возможно, от 40%. Проект должен быть расположен в ХМАО, Тюменской области, Республике Коми, ЯНАО. Выработанность новых проектов – до 5%, либо они должны быть поименованы в примечании.
Минфин долго не соглашался распространять НДД на работающие проекты, но нашел выход – льготы на такие месторождения компании будут получать по квоте, которая будет зависеть от их доли в общей добыче в стране. В презентации три варианта квоты на всю страну – 6 млн, 12 млн и 16 млн т, которые потом будут распределяться между компаниями. При том что в 2014 г. в России было добыто 526,7 млн т нефти и газового конденсата, на новую систему можно будет перевести лишь 1,1–3% добычи.
По расчетам Минфина, наибольшую квоту получит «Роснефть» – при разных вариантах от 2,65 млн до 7,07 млн т (ее доля в общей добыче – около 40%), за ней – «Сургутнефтегаз» (см. таблицу). Компании сами могут выбирать месторождения по предложенным им критериям. Точная квота не определена, вероятный вариант – 10 млн т, говорят чиновники Минфина.
По расчетам Минфина, риски для бюджета при цене нефти в $50 – от $621 млн до $1,656 млрд. И растут вместе с ценой нефти (см. таблицу).
Для действующих месторождений НДД это, по сути, льгота, считают чиновники Минфина, а новые – могут как выиграть, так и проиграть. Модель выстроена так, чтобы обеспечить IRR на уровне 16–16,3%, как сейчас для месторождений со льготами по НДПИ и пошлинам. Но месторождения разные, у кого-то будет 20%, а у кого-то 14%, объясняет один из чиновников.
Переговоры Минфина и Минэнерго по НДД находятся на финальной стадии, передал «Интерфакс» со ссылкой на замминистра финансов Сергея Шаталова. Еще посмотрим, чей вариант победит, говорит на это чиновник Минэнерго.
Минфин пошел навстречу, согласившись на НДД и для действующих месторождений, считает директор Vygon Consulting Григорий Выгон. НДД при таких параметрах позволяет снизить чувствительность налоговой нагрузки к изменению цены на нефть для типичного действующего месторождения в Западной Сибири, замечает директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов. Но при текущих ценах (ниже $40 за баррель) уровень фискальных изъятий для этих же активов будет чуть выше, чем при действующей системе, оценивает Борисов: примерно 63% против 57%; НДД более привлекателен для среднего проекта только при ценах выше $90. А вот для высокозатратных проектов, по расчетам Московского нефтегазового центра EY, НДД позволяет снижать налоговую нагрузку: при $40 за баррель – примерно до 50% от выручки, это уже стимул внедрять технологические новации. Есть риски для льготируемых новых проектов: при IRR ниже 16% они могут быть отложены, предупреждает Борисов.
Многие компании не устраивает ограничение издержек, говорит сотрудник нефтяной госкомпании. Если его и вводить, то не в абсолютном, а в относительном значении (например, процент от выручки), предлагает Борисов. Компании жалуются на очень высокую ставку налога, говорит участник совещаний по налогам.
Проект выгоден только для месторождений с высокими затратами, согласны аналитики из Vygon Consulting. «А из-за ограничения по расходам в $20 за баррель, потери бюджета ограничены и, по нашей оценке, не превышают $6 за баррель добычи на месторождениях, перешедших на НДД», – оценивает главный экономист Vygon Consulting Сергей Ежов. К примеру, при предлагаемом объеме добычи в 12 млн т в год на месторождениях, перешедших на НДД, суммарные потери бюджета не превысят $500 млн в год, оценивает он.
