к.э.н. Понкратов В.В.

ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Россия

Совершенствование налогообложения добычи газового конденсата в Российской Федерации

Действующая система ресурсных налогов в газовой отрасли нуждается в совершенствовании, особенно в части таких специфических для отрасли платежей, как НДПИ и неналоговые платежи за пользование природными ресурсами при добыче углеводородного сырья. До сих пор отсутствуют реальные стимулы привлечения инвестиций в поиск, разведку и разработку месторождений углеводородного сырья. Основные задачи ресурсных налогов – изъятие в бюджет рентного дохода и стимулирование рационального ресурсопользования – решаются не эффективно. Это является следствием доминирования унифицированного подхода к налогообложения добычи углеводородного сырья.

Анализ структуры запасов и темпов добычи углеводородного сырья в Российской Федерации показывает, что традиционные месторождения природного газа находятся в стадии падающей добычи и в ближайшие десятилетия прирост добычи будет происходить преимущественно за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, содержащих в больших количествах жидкую фазу углеводородов – газовый конденсат. Для корректного применения норм налогового законодательства необходимо учитывать специфические отличия разных видов углеводородов, добываемых на нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождениях, а также применяемые технологии добычи и подготовки газового конденсата.

Конденсат газовый – смесь жидких углеводородов (C₅H₁₂ + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры. Содержание конденсата в газе зависит от пластовых термобарических условий, от состава пластового газа, наличия нефтяных оторочек и концентрации в них лёгких фракций, условий миграции газоконденсатных смесей при формировании залежи. Концентрация газового конденсата в пластовых газах колеблется в широких пределах: от 5–10 до 500–1000 г/м³. Фракционный и углеводородный состав газового конденсата варьируется в широком диапазоне и зависит от условий залегания, отбора и времени эксплуатации залежи. Газовый конденсат состоит из бензиновых (интервал кипения от 30–80 до 200°C), керосиновых (200–300°C) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций превышает 50% (чаще 70–85%). Следует констатировать, что газовый конденсат является ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности и его стоимость исходя из компонентного состава существенно превышает стоимость нефти.

Добыча конденсата в 2010 г. в России составила 16,783 млн. т, или около 10% мировой; относительно предыдущего года она выросла на 4,23%, что связано с увеличением доли конденсатсодержащего газа в общем объеме газодобычи в стране. Потери конденсата при добыче в России очень велики, причем, с одной стороны, часть его безвозвратно теряется в недрах, что связано с несовершенством технологий добычи газа, часть – уже на поверхности. В 2010г. потери только на поверхности составили 0,38 млн. т конденсата.

Одной из основных проблем в части минерально-сырьевой базы, с которой российской газовой отрасли предстоит столкнуться уже в ближайшие годы, является исчерпание запасов «сеноманских» залежей газа, и, как следствие, необходимость масштабного перехода к разработке газоконденсатных месторождений и, соответственно, добыче «сухого отбензиненного газа» (или «газа сепарации»). С целью обеспечения поэтапного, а не одномоментного перехода к доминирующей добыче сухого отбензиненного газа, необходимо уже сейчас повысить экономическую привлекательность разработки газоконденсатных месторождений (а большинство из них относятся к категории труднодоступных и низкорентабельных) – и в первую очередь посредством введения налоговых преференций.

Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения или с поддержанием пластового давления. На истощение газоконденсатные месторождения разрабатываются при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления, по соображениям экономики, не целесообразно. При разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения: коэффициент газоотдачи составляет 75-90 %; коэффициент извлечения конденсата (далее – КИК) составляет при этом 30 – 50 % – низкие значения КИК обусловлены выпадением конденсата в пласте в результате снижения пластового давления. Таким образом, эффективный способ увеличения КИК – поддержание пластового давления выше или близко к давлению начала конденсации, тогда КИК будет стремиться к коэффициенту газоотдачи.

Сайклинг-процесс – способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (a в случае необходимости – из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (C_5+B). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае, как мы отмечали выше, является практически потерянным). Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени.

Следует отметить, что применение ставки НДПИ при реализации сайклинг-процесса ко всему добываемому объему газа до принятия Федерального закона Российской Федерации от 4 июня 2011 г. N 125-ФЗ «О внесении изменения в статью 342 части второй Налогового кодекса Российской Федерации» приводило «двойному» налогообложению. Применение нулевой ставки НДПИ к части добытого газа, который закачивается в пласт в качестве технологического агента для поддержания пластового давления, призвано стимулировать недропользователей к реализации сайклинг-процесса, приводящего к увеличению конденсатоотдачи пластов.

Налоговая база при добыче газового конденсата определяется как стоимость добытых полезных ископаемых в соответствии со ст. 340 НК РФ.

При добыче газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья ставка НДПИ в п. 2 ст. 342 НК РФ установлена в размере 17,5%. Таким образом, газовый конденсат сегодня является единственным видом углеводородного сырья, при исчислении НДПИ по которому применяется адвалорная налоговая ставка. Следует отметить, что НДПИ на тонну добытого газового конденсата в последние 4 года был как минимум в два раза ниже, чем на тонну нефти, а в некоторые месяцы – более чем в 5 раз. Сумма НДПИ, подлежащая уплате в бюджет по добытому газовому конденсату в 2010 году составляла 7 918 млн. руб.

Объектом налогообложения НДПИ, согласно абз. 3 пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, признается газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. В соответствии с пп. 3. п. 2 ст. 337 НК РФ переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Часто встречается ситуация, когда недропользователи реализуют добываемую ими нефть и газовый конденсат совместно. Технологически это возможно ввиду значительного сходства физических свойств нефти и стабильного газового конденсата. В этом случае для налоговых целей газовый конденсат начинают рассматривать как нефть. Между тем такой подход является ошибочным и, как правило, невыгодным для добывающих компаний. Газовый конденсат является самостоятельным видом полезного ископаемого, поэтому при совместной реализации нефти и газового конденсата нельзя говорить о реализации только нефти. В данном случае реализуется смесь двух видов полезных ископаемых, каждое из которых облагается по своим правилам.

Все это существенно усложняет работу по определению налоговой базы для применения установленной адвалорной ставки при расчете НДПИ по нестабильному газовому конденсату и затрудняет администрирование указанного налога. Отсутствие рынка нестабильного газового конденсата и рыночных цен на него, а также применение различных технологий и технологических схем сбора газоконденсатной смеси потенциально несут в себе вероятность возникновения разногласий между недропользователями и налоговыми органами при определении стоимости добытого полезного ископаемого – налоговой базы НДПИ.

В целях упрощения администрирования НДПИ по нестабильному газовому конденсату и исключения возможных толкований при определении базы указанного налога, как налогоплательщиками, так и налоговыми органами, следует перейти в налогообложении добычи нестабильного газового конденсата от адвалорной к специфической ставке, исчисляемой по формуле и дифференцированной по ряду критериев. Формула для исчисления специфической ставки налога, может состоять из базовой ставки и коэффициентов, корректирующих ее в зависимости от состояния рынка нефти, сжиженных газов, качества облагаемого налогом продукта и текущего курса рубля по отношению к доллару США. Корректирующие коэффициенты должны учитывать выходы стабильного газового конденсата и сжиженного углеводородного газа из одной тонны нестабильного газового конденсата.

В основу дифференциации НДПИ должны быть положены легко администрируемые критерии. Возможны следующие подходы к дифференциации НДПИ по газовому конденсату:

1 Дифференциация ставки – наиболее привлекательным выглядит механизм применения понижающих коэффициентов на основе нескольких критериев в числе которых могут быть: экономический, горно-геологический, климатический, территориальный, инфраструктурный, качество добываемого сырья, выработанность запасов, дебит скважин.

2 Налоговые каникулы. Необходимо распространить систему льгот, применяемую при добыче нефти на новых месторождениях на добычу газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья. При совместной добыче и подготовке нефти и газового конденсата в рамках одного месторождения (лицензионного участка) накопленный объем добычи для целей налогообложения учитывается совместно по нефти и газоконденсату.

Цель дифференциации – стимулирование наиболее полного извлечения углеводородного сырья, изменение углеводородного баланса страны в соответствии со структурой запасов, стимулирование разработки трудноизвлекаемых месторождений, сохранение энергетической безопасности России. И основная идея дифференциации должна заключаться в выравнивании налоговой нагрузки компаний, разрабатывающих низкорентабельные месторождения и компаний, эксплуатирующих наиболее продуктивные участки недр.

Литература:

1 Налоговый кодекс Российской Федерации.

2 Федеральный закон Российской Федерации от 4 июня 2011 г. N 125-ФЗ «О внесении изменения в статью 342 части второй Налогового кодекса Российской Федерации».

3 Письмо Федеральной налоговой службы от 21 июня 2006 г. № ММ-6-21/622@ «О налогообложении газового конденсата».

4 Понкратов В.В. Совершенствование налогообложения добычи нефти в Российской Федерации // Вестник Ижевского государственного технического университета. – 2010. – №4.

5 Понкратов В.В. Совершенствование налогообложения добычи нефти и газа в Российской Федерации // НефтьГазПраво. – 2011. – №3.

6 Понкратов В.В. Совершенствование налогообложения добычи нефти // Финансы. – 2011. – №6.

7 Состояние и использование минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации. – М.: Информационно-аналитический центр «Минерал», 2011.