Индикативный тариф на транспортировку нефти как инструмент поддержания баланса интересов нефтяной отрасли и бюджета страны

Павел СЕРИКОВ
Заместитель вице-президента — директор департамента экономики ПАО «Транснефть»

Константин СИВОЛОЦКИЙ
Начальник отдела финансово-экономического моделирования управления тарифного регулирования и финансово-экономического моделирования департамента экономики
ПАО «Транснефть»
Е-mail: SivolotskiyKA@ak.transneft.ru

Владимир ЛОБАНОВ
Ведущий экономист
отдела расчетов стоимости услуг
транспорта нефти ПАО «Транснефть»

Введение

Нефтедобывающая отрасль в Российской Федерации является одной из наиболее важных составляющих российской экономики, которая в значительной степени формирует темпы развития страны. Нефтегазовый сектор России обеспечивает доходы бюджета, формирует инвестиционные ресурсы в экономике, задействует предприятия других сфер деятельности для производства, поставки оборудования и оказания услуг предприятиям нефтяной отрасли.
Доля нефтегазовых доходов в структуре бюджета РФ за 2023 г., по данным Минфина РФ, составила 31%, из них нефть и нефтепродукты – 24%, газ – 7%. Структура доходов федерального бюджета РФ представлена на рис. 1.

Налоговая система нефтегазового сектора России включает, помимо базового режима НДПИ, еще три самостоятельных [7]:
режим налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (НДД);
режим налогообложения новых морских месторождений (НММ);
режим соглашений о разделе продукции (СРП).
Наиболее значимым налогом является НДПИ, который не только оказывает существенное влияние на результаты финансово-­хозяйственной деятельности нефтедобывающих предприятий, но и обеспечивает большую часть поступлений в федеральный бюджет от нефтедобывающей отрасли.
В настоящее время для расчета НДПИ и НДД используется бо́льшая из двух котировок, определяемых агентством Argus, – North Sea Dated  минус дифференциал 20 долл./барр., либо средняя цена на базисах FOB Приморск и FOB Новороссийск плюс 2 долл./барр. (расходы на транспортировку до рынков Европы). При этом нефтекомпании последовательно добиваются более экономически обоснованных ценовых маркеров. В частности, «Роснефть» в июне 2024 г. предложила использовать в качестве нового единого индикатора расчета Urals средневзвешенную цену в российских портах за вычетом затрат в размере 3 долл./барр. По мнению «Роснефти», действующий порядок определения цены не учитывает транзакционных издержек, связанных с усложнившейся из-за санкций маршрутизацией платежей, а также затрат на финансирование, возросших в связи с увеличением сроков поступления валютной выручки из-за усложнения цепочки расчетов, усиления контрольных процедур в транзитных банках-­корреспондентах. Однако даже если ценовые маркеры будут изменены, проекты бюджета потребуют донастройки иных параметров нефтяного НДПИ для компенсации выпадающих доходов [27].
Оптимальность налогообложения нефтегазового сектора в целом остается вопросом дискуссионным. Например, ещё с 2015 г. обсуждались инициативы о замене НДПИ на налог на дополнительный доход или налог на финансовый результат [16].
Для снижения зависимости бюджетных поступлений от мировых цен на нефть, Правительством России с 1 января 2015 г. был введен «налоговый маневр», суть которого заключается в постепенном росте НДПИ при одновременном снижении экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты.
В целях стимулирования добычи нефти на низкорентабельных месторождениях, а также разработки новых месторождений, с 1 января 2019 г. введен новый режим налогообложения для нефтяной отрасли – налог на дополнительный доход при добыче углеводородного сырья, особенность которого заключается в следующем:
применяется только для определенного района добычи нефти;
налоговой базой является расчетная выручка от реализации нефти, добытой на участке недр, уменьшенная на величину фактических и величину расчетных расходов.
При этом введение в налоговую систему Российской Федерации НДД стало первым опытом применения в нефтяной отрасли механизма, основанного на налогообложении финансового результата [17].
Следует отметить, что введение НДД не отменяет, а только уменьшает величину НДПИ. При этом, в соответствии со ст. 342 НК РФ, устанавливается следующая схема налогообложения нефтяных предприятий:
нефть, добытая на участке недр, попадающем под критерии налогообложения НДД, облагается НДД + НДПИ (по сниженной ставке);
нефть, добытая на участке недр, не отвечающем критериям налогообложения НДД, облагается НДПИ в полном объеме.
Для исчисления НДД применяется индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за налоговый (отчетный) период.
Постановлением Правительства РФ от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти.
В данной статье рассмотрена применяемая в нефтяной отрасли система налогообложения, раскрыт механизм формирования налогооблагаемой базы для НДД и порядок расчета индикативного тарифа на транспортировку нефти, а также показана роль индикативного тарифа в обеспечении баланса интересов нефтяных компаний и государства.
Актуальность рассматриваемой темы обусловлена относительной новизной НДД как вида налога и отсутствием прикладных исследований по данной теме.

Принципы налогообложения нефтяной отрасли. Нормативная и законодательная база

Главной характеристикой налоговой системы является объект налогообложения. В мировой практике выделяют два основных направления – налогообложение, основанное на валовых показателях (добыча, выручка) или на финансовых результатах (прибыль, чистый доход) [17]. Существуют различные конфигурации налогообложения нефтегазовой промышленности, описанию которых посвящено значительное количество публикаций [8–17]. Результаты анализа зарубежных систем налогообложения нефтегазового сектора, представленные в ряде источников [21–25], показывают, что во многих странах налоговая система используется в качестве регулятора экономического роста и оптимизации баланса корпоративных интересов и государства с целью осуществления модернизации реального сектора и перехода на инновационный путь развития. В последние годы отчетливо прослеживается тенденция на изменение структуры налогообложения нефтяной отрасли и ее переход от обложения валовых показателей добычи к механизмам, основанным на налогообложении финансового результата.
В Российской Федерации нефтегазовые доходы являются ключевым источником формирования доходной части федерального бюджета. Своего максимального значения за последние 10 лет доля нефтегазовых доходов достигла в 2014 г., когда составила более 51% всех поступлений в бюджет от нефтегазовой отрасли.
Существенный рост доходов на протяжении нескольких лет был обеспечен за счет увеличения объемов добычи и экспорта нефти, повышения на мировом рынке цен на нефть, а также возросшей налоговой нагрузки на нефтегазовый сектор.
За период 2019–2023 гг. доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета страны сохранялась на довольно высоком уровне и составляла в среднем около 35%. Доля нефтегазовых доходов в доходах федерального бюджета и ВВП России представлена в таблице 1.

Основными инструментами налогообложения нефтегазовой отрасли служат налог на добычу полезных ископаемых [3] и налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья.
Сравнение структуры нефтегазовых доходов в бюджете РФ за 2023 г. и 6 месяцев 2024 г. приведено на рис. 2.

В структуре нефтегазовых доходов 2024 г. по сравнению с 2023 г. доля НДПИ снизилась на 2 процентных пункта (п. п.), а доля НДД возросла на 2 п. п.
При этом больший удельный вес приходится на НДПИ в виде углеводородного сырья [20]. Данный налог по своей сути является инструментом по взиманию нефтегазовой ренты.
Важно отметить, что ставка НДПИ почти целиком зависит от экспортной цены на Urals и вообще не учитывает реальный финансовый результат добывающей организации [19].
НДПИ был введен в действие с принятием 26 главы Налогового кодекса с 1 января 2002 г. Для нефтедобывающих компаний он является одной из крупнейших статей расходов, взимается с каждой тонны добытой нефти и представляет собой определенную плату за пользование недрами. Введение НДПИ и привязка экспортной пошлины на нефть к цене нефти марки Urals привели к увеличению налоговой нагрузки нефтедобывающих предприятий и снижению рентабельности.
Проводимая Минфином России реформа налогообложения нефтяной отрасли основной своей целью на среднесрочную перспективу предусматривала снижение ставок экспортной пошлины на нефть с одновременным повышением ставок налога на добычу полезных ископаемых. Реализация данного направления реформы, согласно принятым в 2013–2014 гг. законам, получила название налогового маневра.
В рамках налогового манёвра произошло перераспределение налоговой нагрузки: равномерное на протяжении 5 лет снижение вывозной таможенной пошлины на нефть и нефтепродукты (с 30% в 2019 г. до 0% в 2024 г.) с равнозначным повышением ставки НДПИ.
В итоге таких изменений экспорт нефти станет более выгодным, а цена на углеводороды на внутреннем рынке вырастет, что повлияет на обеспечение исполнения обязанности по уплате взимаемых таможенными органами платежей [18].
Начиная с 2024 г. доходы федерального бюджета от нефтяной отрасли формируются за счет НДПИ без вывозных таможенных пошлин. Динамика изменения НДПИ и вывозной таможенной пошлины за период 2014–2024 гг. представлена на рис. 3.

Доля нефтегазовых доходов в структуре федерального бюджета страны до 2014 г. характеризовалась соотношением НДПИ и экспортной пошлины на уровне 40:60. Однако изъятие ренты за пользование природными ресурсами с помощью налоговых инструментов (НДПИ и экспортная пошлина) не оказывало стимулирующего влияния на повышение эффективности нефтедобычи и сдерживало инвестирование в новые эффективные технологии добычи нефти.
В этой связи потребовалось изменение системы налогообложения нефтяной отрасли, основанное на экономических показателях разработки месторождений, привязанное к финансовому результату, способствовавшее поддержанию инвестиционной активности и сохранению стабильного уровня добычи. Новые принципы налогообложения нефтяной отрасли, учитывая интересы нефтедобычи, должны были одновременно обеспечить сохранение общего уровня бюджетных поступлений.
Проект внедрения НДД был представлен на рассмотрение законодательным органам в 2004 г. В указанном законопроекте предложен вариант шкалы ставок НДД в зависимости от Р-фактора, включающего 6 градаций. В последующем отмечалось, что при применении любой ступенчатой шкалы ставки НДД возникает нежелательный затратный эффект, связанный со скачкообразным изменением ставки налога. В этих условиях недропользователю может оказаться выгоднее любым способом увеличить затраты, чем платить налог по значительно более высокой ставке [5].
В рамках дальнейшего реформирования налоговой системы нефтяной отрасли с 1 января 2019 г. Федеральным законом от 19.07.2018 г. № 199-ФЗ Налоговый кодекс РФ был дополнен главой 25.4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья».
Основной целью введения данного налога является обеспечение оптимального налогообложения нефтяной отрасли и стабильного поступления доходов в бюджет страны.
При этом НДПИ сохраняется, но ставка налога, в соответствии со статьей 342 НК РФ, составляет 1 руб. за 1 т нефти, добытой на участках недр, в отношении которой в течение всего налогового периода исчисляется НДД. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется НДД.
Расчет налогов производится по следующим формулам:

НДПИ = НБ × НС × КНДД, (1)

где: НБ – налоговая база: количество добытой нефти (в тоннах); НС – налоговая ставка, равна 1 руб. за 1 т нефти; КНДД  – расчетный коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которых исчисляется НДД.

НДД = НБ × НС, (2)

где: НБ – расчетная выручка от реализации нефти; НС – налоговая ставка (50%).
Порядок определения НДД

Объектом налогообложения НДД признается дополнительный доход, полученный компаниями при добыче углеводородного сырья [6].
Новый налоговый режим установлен для следующих групп месторождений:
1 группа: участки недр, расположенные полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, Ненецкого автономного округа; севернее 65 градуса северной широты полностью или частично в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа; в пределах российской части дна Каспийского моря (степень выработанности запасов нефти на участке недр меньше значения или равна значению 0,05);
2 группа: участки недр, расположенные на территории РФ и включающие запасы углеводородного сырья месторождения, указанного в примечании 8 к единой товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза по состоянию на 1 января 2018 г.;
3 группа: участки недр, расположенные полностью или частично в границах Северо-­Кавказского федерального округа, Сахалинской области, Тюменской области, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа, Республики Коми, Томской области, Омской области (степень выработанности запасов нефти больше 0,8 или равно 0,8);
4 группа: участки недр, расположенные севернее 65 градуса северной широты полностью в границах Республики Коми или расположенные полностью или частично в границах Тюменской области, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа, Республики Коми, Оренбургской области, Самарской области, Томской области (степень выработанности запасов нефти на участке недр меньше значения 0,05 или равна значению 0,05);
5 группа: участки недр, расположенные полностью или частично севернее 70 градуса северной широты полностью в границах Красноярского края, Республики Саха (Якутия), Чукотского автономного округа (степень выработанности запасов нефти меньше значения или равна значению 0,001).
Постановлением Правительства РФ от 06.06.2022 г. № 1034 правила дополнены следующими регионами добычи нефти: Волгоградская область, Краснодарский край, Новосибирская область, Пермский край, Республика Адыгея, Республика Башкортостан, Республика Калмыкия, Республика Татарстан, Саратовская область, Томская область, Удмуртская Республика и Ульяновская область.
Налог на дополнительный доход от добычи нефти на участке недр рассчитывается по следующей формуле:

НДД = (Вр – Зфакт – Зрасчет) х 50%, (3)

где: Вр – расчетная выручка от реализации нефти; Зфакт – фактические расходы по добыче нефти; Зрасчет – расчетные расходы по добыче нефти.
Порядок определения расчетной выручки от реализации нефти, добытой на участке недр, фактических расходов по добыче нефти на участке недр, учитываемые при налогообложении, а также порядок определения расчетных расходов по добыче нефти регламентируются НК РФ гл. 25.4.
Расчетная выручка от реализации нефти, добытой на участке недр, за календарный месяц (Вр – месяц) определяется по следующей формуле:

Вр-месяц = Цнефть x Vнефть x Р x Кнефть, (4)

где Цнефть – средний за календарный месяц уровень цен нефти сорта Urals на мировых рынках, выраженный в долларах США за баррель, определяемый в соответствии с гл. 26 Налогового кодекса; Vнефть – количество добытой за календарный месяц на участке недр нефти, в тоннах; Р – среднее за календарный месяц значение курса доллара США к руб­лю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации; Кнефть – коэффициент перевода метрических тонн в баррели, равный 7,3.
Фактическими расходами по добыче углеводородного сырья признаются затраты, указанные в ст. 333.47 НК РФ, понесенные налогоплательщиком и непосредственно связанные с деятельностью по освоению участка недр при условии, что они отвечают требованиям признания затрат в соответствии с гл. 25 НК РФ.
Расчетные расходы по добыче нефти складываются из суммы расчетной вывозной таможенной пошлины на нефть и расчетных расходов на транспортировку нефти и определяются по формуле:

Зрасчет = Пр + Тз, (5)

где: Пр – расчетная вывозная таможенная пошлина на нефть; Тз – расчетные расходы на транспортировку нефти.
Величина расчетных расходов на участке недр в виде расчетной вывозной таможенной пошлины на нефть за налоговый (отчетный) период определяется путем суммирования таких расходов за каждый месяц налогового (отчетного) периода.
Величина расчетных расходов на транспортировку нефти за календарный месяц (Тз) рассчитывается по следующей формуле:
Тз = Тинд x Vн, (6)

где: Тинд – индикативный тариф на транспортировку нефти (среднеарифметическая стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти для каждого региона сдачи нефти + стоимость перевалки нефти в танкеры в порту + стоимость транспортировки нефти за пределами РФ), руб. за 1 т; Vн – количество добытой нефти на участке недр в календарном месяце.

Порядок определения индикативного тарифа на транспортировку нефти

Во исполнение поручения председателя Правительства Российской Федерации об обеспечении разработки нормативных правовых актов, направленных на введение налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, Постановлением Правительства Российской Федерации от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти», утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти (далее – правила).
Индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за отчетный период, для исчисления НДД.
Согласно правилам, индикативный тариф на транспортировку нефти определяется исходя из следующих основных составляющих:
стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти по территории Российской Федерации от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов до морского порта (НБ «Приморск», Новороссийск и НБ «Козьмино»);
стоимость перевалки нефти в российских портах (Приморск, Новороссийск);
стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации.
Основной составляющей определения индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории Российской Федерации, является стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти, которая имеет особую важность для расчета НДД.
В соответствии с правилами обязанность представления данных о стоимости транспортировки нефти по маршрутам по территории России возложена на «Транснефть».

1. Расчет индикативного тарифа на транспортировку нефти (Tинд) производится по следующей формуле:

Тинд= Ттн+ Тпер+Тэкс, (7)

где: Tтн – стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти по территории Российской Федерации от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов до морского порта (НБ «Приморск», ПК «Шесхарис» и НБ «Козьмино»); Tпер – стоимость перевалки нефти в танкеры в порту (Приморск, Новороссийск); Tэкс – стоимость транспортировки нефти за пределами Российской Федерации.
Стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти по территории Российской Федерации (Tтн) рассчитывается по формуле:

(8)

где: ТОСТn – стоимость услуг по транспортировке нефти по маршруту в границах ОСТ; ОСТ – организация системы «Транснефть», в границах которой осуществляется транспортировка нефти по маршруту; n – количество ОСТ, участвующих в транспортировке нефти по маршруту.
Стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти по системе магистральных нефтепроводов рассчитывается в руб­лях за 1 т.
При определении индикативного тарифа для каждого субъекта РФ стоимость транспортировки нефти по территории Российской Федерации до порта НБ «Приморск», ПК «Шесхарис» и порта НБ «Козьмино» принимается на уровне среднеарифметической стоимости, исходя из всех маршрутов системы магистральных нефтепроводов «Транснефти» от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти за отчетный квартал.
Под среднеарифметической стоимостью понимается стоимость, полученная в результате деления суммы стоимости транспортировки нефти по маршрутам каждого района сдачи нефти на количество маршрутов данного района. Стоимость услуг «Транснефти» по транспортировке нефти для расчета индикативного тарифа за 2 квартал 2024 г. представлена в таблице 2.

Стоимость перевалки нефти в танкеры в портах РФ (Приморск и Новороссийск) определяется по котировкам агентства Argus Media Limited и рассчитывается по формуле:

Тпер= Кпер х Р, (9)

где: Kпер – средняя ставка портовой перевалки нефти с сухопутного в морской транспорт в порту (Приморск, Новороссийск) за отчетный квартал, долларов США за тонну (издание Argus Нефтетранспорт); Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал.
В таблице 3 представлена стоимость перевалки нефти в танкеры в портах Приморск и Новороссийск.

Стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации (Тэкс) от порта Приморск определяется в руб­лях за тонну и рассчитывается по формуле:

Тэкс= (Цн – Кupr + Тмт) х kpr х Р, (10)

где Цн – средний за соответствующие месяцы отчетного квартала уровень цен на нефть сорта Urals на мировых рынках, определенный и опубликованный в соответствии с ч. 3 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации; Кupr – среднее значение котировки на нефть сырую марки Urals на базисе поставки FOB (порт Приморск) за отчетный квартал, долларов США за баррель (издание Argus Crude); Тмт – стоимость транспортировки нефти морским транспортом за пределы территории РФ до мировых рынков нефтяного сырья (средиземноморского и роттердамского); kpr – коэффициент перевода единиц измерения из барреля в метрическую тонну нефти сырой марки Urals (при экспорте через порт Приморск), публикуемый агентством Argus; Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал на основании данных Центрального банка Российской Федерации.

Стоимость транспортировки нефти за пределами территории Российской Федерации (Тэкс) от порта Новороссийск определяется в руб­лях за тонну и рассчитывается по формуле:

Тэкс= (Цн – Кunovo + Тмт) х knovo х Р, (11)

где: Цн – средний за соответствующие месяцы отчетного квартала уровень цен на нефть сорта Urals на мировых рынках, определенный и опубликованный в соответствии с ч. 3 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации; Кunovo – среднее значение котировки на нефть сырую марки Urals партий объемом 80–100 тыс. т на базисе поставки FOB (порт Новороссийск) за отчетный квартал, долларов США за баррель (издание Argus Crude); Тмт – стоимость транспортировки нефти морским транспортом за пределы территории РФ до мировых рынков нефтяного сырья (средиземноморского и роттердамского); knovo – коэффициент перевода единиц измерения из барреля в метрическую тонну нефти сырой марки Urals (при экспорте через порт Новороссийск), публикуемый агентством Argus; Р – среднее значение курса доллара США к российскому руб­лю за отчетный квартал на основании данных Центрального банка Российской Федерации. Стоимость транспортировки нефти от портов Приморск и Новороссийск на июнь 2024 г. представлена в таблице 4.

Определение стоимости транспортировки нефти до района сдачи нефти

Индикативный тариф на транспортировку нефти определяется для соответствующего района сдачи нефти, где расположены коммерческие узлы нефти, на которых осуществляется передача добытой на участке недр нефти ПАО «Транснефть» для дальнейшей транспортировки по системе магистральных нефтепроводов до порта на территории РФ. Под районом сдачи нефти понимается субъект Российской Федерации.
При определении направлений транспортировки нефти от субъектов Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф, были выбраны приоритетные направления и маршруты, исходя из наибольших объемов транспортировки от пунктов приема-­сдачи нефти до морских портов. В итоге регионы сдачи нефти были сгруппированы по направлениям поставок нефти.
Распределение субъектов Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф, по направлениям поставок нефти:
до порта Приморск для районов сдачи нефти – Республики Башкортостан, Республики Коми, Удмуртской Республики, Пермского края, Тюменской области, Ненецкого автономного округа, Ханты-­Мансийского автономного округа – Югры, Ямало-­Ненецкого автономного округа (для участков недр, расположенных полностью или частично севернее 65 градуса северной широты, южнее 70 градуса северной широты и западнее 80 градуса восточной долготы в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа);
до порта Новороссийск для районов сдачи нефти – Республики Адыгея, Республики Калмыкия, Республики Татарстан, Краснодарского края, Астраханской области, Волгоградской области, Оренбургской области, Самарской области, Саратовской области, Ульяновской области;
до порта Козьмино для районов сдачи нефти – Республики Саха (Якутия), Красноярского края, Иркутской области, Новосибирской области, Томской области, Сахалинской области, Чукотского автономного округа, Ямало-­Ненецкого автономного округа (для участков недр, расположенных полностью или частично в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа, за исключением участков недр, расположенных полностью или частично севернее 65 градуса северной широты, южнее 70 градуса северной широты и западнее 80 градуса восточной долготы в границах Ямало-­Ненецкого автономного округа).
Субъекты Российской Федерации, для которых устанавливается индикативный тариф на транспортировку нефти, приведены на рис. 4.

Стоимость услуг по транспортировке нефти по территории страны рассчитывается в соответствии с тарифами, установленными в настоящее время уполномоченным государственным органом Российской Федерации (в настоящее время – ФАС России).
Общая стоимость услуг «Транснефти» по соответствующему маршруту транспортировки от пункта приема-­сдачи до пункта назначения (далее – маршрут транспортировки) определяется путем:
умножения ставок тарифов на услуги по перекачке нефти и выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти на протяженность соответствующих тарифных участков;
прибавления тарифов на услуги по перевалке нефти по соответствующим пунктам перевалки нефти на этом маршруте транспортировки;
прибавления тарифов на услуги по транспортировке нефти по маршруту, в случае установления сетевых тарифов на услуги по транспортировке нефти, действующих на всем протяжении маршрута.
Стоимость услуг по транспортировке нефти от пункта приема-­сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» до морского порта (НБ «Приморск», ПК «Шесхарис», НБ «Козьмино») включает в себя все расходы на транспортировку нефти по маршруту и рассчитывается в руб­лях за 1 тонну.
Стоимость услуг по транспортировке нефти рассчитывается для каждой ОСТ, в границах которой проходит маршрут, и определяется путем умножения ставок тарифов на услуги по перекачке нефти и выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти на протяженность соответствующих тарифных участков ОСТ и прибавления тарифов на перевалку нефти, тарифа «по маршруту», в случае установления – сетевого тарифа:

ТОСТ = Тсетевой +Тперекачка + Тдиспетчирезация

• Тперевалка + Тмарш + Тпорт (12)

где: ТОСТ – стоимость услуг по транспортировке нефти по маршруту в границах ОСТ; Тсетевой – сетевые тарифы на услуги по транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам в зависимости от маршрута (в случае применения более одного сетевого тарифа на транспортировку данные тарифы складываются); Тперекачка – стоимость услуги по перекачке нефти по конкретному тарифному участку.

Тперекачка = tперекачка· LТУ/100, (13)

где: tперекачка – ставка тарифа на услуги по перекачке нефти, установленная уполномоченным государственным органом России для конкретной ОСТ; Lту – протяженность тарифного участка, км; – стоимость услуги по выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти.

Тдиспетчеризация = tдиспетчеризация · Lту / 100, (14)
где: tдиспетчеризация – ставка тарифа на услуги по выполнению заказа и диспетчеризации поставок нефти; Lту – протяженность тарифного участка, км; Тперевалка – ставка тарифа на услуги по перевалке нефти; Тмарш – тариф на услуги по транспортировке нефти по маршруту «Ярославль 3 – Приморск» (Балтийская трубопроводная система); Тпорт – ставка тарифа на услуги по перевалке нефти в порту.
Расчет стоимости услуг «Транснефти» по транспортировке нефти для каждого района сдачи нефти (субъекта РФ) производится для всех маршрутов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти в отчетном периоде.
ФАС России ежеквартально публикует информацию об индикативном тарифе на транспортировку нефти.

Индикативный тариф, НДД и формирование доходной части федерального бюджета РФ

Как указано выше, расчет индикативного тарифа играет большую роль при определении налогооблагаемой базы по НДД. Основной целью введения НДД является обеспечение оптимального соотношения налоговой нагрузки на нефтяную отрасль и поступлений нефтегазовых доходов в бюджет страны как за счет увеличения общего объёма добычи нефти, так и за счёт более справедливого налогообложения проектов.
В то же время, схема налогообложения, основанная на применении НДД, является более сложной, как с точки зрения проведения расчетов налоговых отчислений, так и контроля за их обоснованностью и достоверностью [4].
Режим налогообложения финансового результата, которым является НДД, направлен на перераспределение налоговой нагрузки и перенос основной ее части на более поздние этапы разработки месторождений (после выхода месторождения на проектную мощность), позволяя создать благоприятные условия для введения в разработку низкорентабельных месторождений, содержащих, в том числе трудноизвлекаемые запасы.
Одновременно для обеспечения стабильности бюджетной системы уплата НДПИ сохранена, но на более низком, по сравнению с обычной ставкой, уровне.
Для новых месторождений предусмотрены льготные налоговые условия: льготный период по уплате НДПИ, перенос убытков текущего периода на будущие периоды, а также учет исторических убытков для новых месторождений новых регионов нефтедобычи.
В докладе заместителя председателя Правительства РФ Александра Новака по вопросу введения НДД на совещании о развитии нефтяной отрасли в Российской Федерации было отмечено, что по результатам анализа ключевой пилотной группы действующих месторождений в Западной Сибири (3 группа), переход на НДД указанных участков недр позволит в 2019–2035 гг. осуществить более 0,5 трлн руб. дополнительных инвестиций и увеличить добычу нефти более, чем на 100 млн т относительно текущего профиля добычи. При этом бюджетные поступления за указанный период от данной деятельности также увеличатся почти на 1 трлн руб. (в среднем за 18 лет около 50–60 млрд руб. в год).
В результате реформирования налогообложения нефтяной отрасли роль НДД существенно возрастает. С 2019 по 2023 гг. доля добычи НДД выросла с 9 до 52% и составила около 250 млн т от совокупной добычи нефти в России. Перевод в 3 группу НДД месторождений с добычей вязкой и сверхвязкой нефти дополнительно обеспечит до 50 млн т к 2035 г. [2]. Динамика добычи нефти в РФ за период с 2014 по 2023 гг. приведена на рис. 5.

Приведенный график отражает как фактические объемы добычи, так и нормализованный в 2020–2023 гг. уровень добычи нефти с исключением фактора снижения добычи в связи с пандемией коронавируса и сделки ОПЕК+ (нормализованные данные по добыче нефти с 2020 по 2023 гг. приняты в соответствии с прогнозом социально-­экономического развития Российской Федерации на период до 2024 г. Министерства экономического развития РФ от 30.09.2019 г.).
До введения НДД (за период 2014–2018 гг.) добыча нефти в РФ составляла в среднем 541,8 млн т в год. После введения НДД (за период 2019–2023 гг.) добыча нефти в РФ с учетом нормализации оценивается на уровне 562 млн т в год. При этом доля трудноизвлекаемой нефти в общей добыче нефти в России увеличивается. Так, в 2021 г. добыча трудноизвлекаемой нефти выросла на 3,75% по сравнению с 2020 г. до 166 млн т, что составило 31,7% от общей добычи. На основании приведённых данных можно сделать вывод о том, что введение НДД способствовало увеличению добычи трудноизвлекаемой нефти и поддержанию уровня общей добычи.
О положительном результате введения НДД свидетельствует рост налоговых поступлений в бюджет по данному виду налога. Несомненно, важную роль в налоговом регулировании играет и индикативный тариф на транспортировку нефти.
На Российской энергетической неделе 11 октября 2023 г. директор департамента нефтегазового комплекса Министерства энергетики А. Рубцов отметил, что уже порядка 46% российской добычи нефти, то есть примерно 225 млн т в 2022 г., добывается в рамках НДД. «Год к году рост 26% в добыче, а в доходах бюджета НДД принес плюс 67% год к году. То есть если не считать НДПИ и экспортную пошлину, то налог на дополнительный доход составил в 2022 г. порядка 1,7 трлн руб.», – пояснил он [26]. Динамика НДПИ, НДД и экспортной пошлины за 2019–2024 гг. представлена на рис. 6.

Анализ структуры нефтегазовых доходов за 2019–2024 гг. свидетельствует о существенном снижении доли вывозной таможенной пошлины на нефть (с 01.01.2024 г. экспортная пошлина на нефть в РФ обнулена) и значительном росте доли НДД: с 1,3% в 2019 г. до 14,7% в 2023 г.

Определение оптимального налогового режима для нефтяной отрасли

С целью оценки оптимальности режима налогообложения нефтяных компаний ниже приводятся результаты исследования, проведенного рядом авторов в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» .
Применение налоговых режимов показано на примере освоения одного из участков Средне-­Назымского нефтяного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, расположенного в Ханты-­Мансийском автономном округе.
Для оценки экономической эффективности авторами применен подход, где основными критериями оценки вариантов являются величина дохода недропользователя (ДН), дисконтированный доход недропользователя (ДДН) и дисконтированный доход государства (ДДГ).
Сравнительный анализ ДДН и ДДГ с применением различных налоговых режимов при разработке указанного участка недр представлен на рис. 7.

Источник: МИНФИН России (информация о доп.нефтегазовых доходах федерального бюджета)

На основе анализа результатов проведенных исследований показано, что [1]:
использование налогового режима НДПИ выполняет задачи обеспечения пополнения бюджета РФ, однако является значительной налоговой нагрузкой для компаний нефтегазового сектора. Доля НДПИ в себестоимости добычи углеводородов составляет более 70%;
применение НДПИ недостаточно стимулирует разработку новых месторождений, старых выработанных месторождений, а также месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Для таких месторождений целесообразно использовать налоговый режим НДД;
для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые разрабатываются с применением методов повышения нефтеотдачи, целесообразно использовать налоговые режимы НДД и СРП.
Таким образом, налоговый режим НДПИ характеризуется пониженной доходностью для инвестора (вблизи рентабельности). Применение налоговых режимов НДД и СРП значительно повышает доход инвестора при сокращении дохода государства. Для данного месторождения оптимальным режимом налогообложения можно считать налоговый режим НДД, который позволяет сбалансировать интересы инвестора и государства.

Бюджетная эффективность

Постановлением Правительства РФ от 26.03.2019 г. № 317 «О порядке определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» были утверждены Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти, которые вступили в силу с 1 января 2019 г.
Согласно п. 12 правил стоимость транспортировки нефти по территории Российской Федерации до порта Приморск для каждого района добычи нефти первоначально была принята на уровне среднеарифметического тарифа, исходя из всех возможных маршрутов по системе магистральных нефтепроводов «Транснефти» от пунктов приема сдачи нефти.
Принимая во внимание, что величина расчетных расходов напрямую зависит от величины индикативного тарифа, основной составляющей которого является стоимость услуг «Транснефти», при рассмотрении подготовленного ФАС России проекта постановления РФ «О внесении изменений в Правила определения индикативного тарифа на транспортировку нефти» в целях обеспечения баланса интересов бюджета страны и нефтяных компаний, ПАО «Транснефть» было внесено предложение об изменении порядка определения индикативного тарифа в части стоимости по маршрутам транспортировки нефти, а именно: вместо определения стоимости «исходя из всех возможных маршрутов», утвердить порядок определения «исходя из всех маршрутов системы магистральных трубопроводов оператора от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти».
Для оценки влияния данного предложения на формирование налогооблагаемой базы для исчисления и уплаты НДД проведен сравнительный анализ двух вариантов расчета стоимости транспортировки нефти по территории Российской Федерации до портов НБ «Приморск», ПК «Шесхарис», НБ «Козьмино»:
Исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти.
Исходя из всех маршрутов системы магистральных нефтепроводов
ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка.
Для проведения анализа были использованы:
расчетная среднеарифметическая стоимость услуг по транспортировке нефти по всем действующим маршрутам системы магистральных нефтепроводов от пунктов приема-­сдачи нефти;
среднеарифметическая стоимость услуг по транспортировке нефти по маршрутам системы магистральных нефтепроводов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка;
объемы нефти, добытой на участках недр, включенных в соответствующие группы режима НДД (данные Минэнерго по 3 и 4 группам) и принятые в систему магистральных трубопроводов от пунктов-­приема сдачи нефти, а также данные Минэнерго об объемах добытой нефти в режиме НДД.
Сравнительный анализ вариантов определения индикативного тарифа представлен в таблице 6. Выполненный нами оценочный расчет за период 2021–2023 гг. характеризуется следующими результатами:
В направлении порта НБ «Приморск»:
по месторождениям в границах Ханты-­Мансийского АО и Тюменской области дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 21 942,6 млн руб.;
по месторождениям в границах Пермского края, Республики Башкортостан, Удмуртской Республики и Ямало-­Ненецкого АО расчетные затраты уменьшили налогооблагаемую базу для НДД на 6 694,5 млн руб.
В направлении порта НБ «Козьмино»:
по месторождениям в границе Ямало-­Ненецкого АО дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 1 347,2 млн руб.
В направлении порта ПК «Шесхарис»:
по месторождениям в границах Республики Татарстан и Саратовской области дополнительная расчетная величина налогооблагаемой базы для НДД составила 2 226,1 млн руб.;
по месторождениям в границах Волгоградской области, Краснодарского края и Самарской области дополнительные расчетные затраты уменьшили налогооблагаемую базу для НДД на 817,5 млн руб.
Таким образом, по результатам проведенного сравнительного анализа можно сделать следующие выводы:
представляемые ПАО «Транснефть» в ФАС России данные о стоимости услуг по транспортировке нефти, рассчитанные для всех маршрутов от пунктов приема-­сдачи нефти, по которым фактически осуществлялась транспортировка нефти, обеспечивают достоверность и объективность определения налога на дополнительный доход от нефтяных компаний;
исчисление НДД с применением индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории РФ производится в соответствии с действующим законодательством и обеспечивает соблюдение баланса интересов нефтяных компаний и бюджета страны;
при этом нефтедобывающие предприятия уменьшают налогооблагаемую базу на сумму фактических расходов по транспортировке нефти, а не завышенных, как могло бы быть в случае определения стоимости транспортировки нефти, исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти.
Сумма поступлений дополнительного налога в бюджет РФ за 2021–2023 гг., согласно подходу, предложенному ПАО «Транснефть», оценивается на уровне 9 млрд руб.

Выводы

С целью перехода на новые принципы налогообложения нефтяной отрасли, учитывающие как интересы нефтедобычи, так и интересы бюджета страны, в России с 2019 г. был введен налог на дополнительный доход (НДД). Особо важную роль для исчисления НДД играет индикативный тариф на транспортировку нефти – показатель, участвующий в определении величины расчетных расходов на транспортировку нефти за отчетный период. Основной составляющей определения индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории Российской Федерации является стоимость услуг ПАО «Транснефть» по транспортировке нефти.
Представленный в статье анализ показал актуальность и важность выполнения корректных расчетов индикативного тарифа на транспортировку нефти по территории РФ для целей определения величины НДД.
Расчет НДД с применением индикативного тарифа на транспортировку нефти осуществляется в соответствии с действующим законодательством и обеспечивает поддержание баланса интересов нефтяных компаний и бюджета страны.
По предложению ПАО «Транснефть» на уровне Правительства РФ был закреплен алгоритм расчета индикативного тарифа, исходя из всех действующих маршрутов по системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» от пунктов приема-­сдачи нефти, позволяющий корректно определить налогооблагаемую базу по НДД, что позволило получить дополнительные налоговые поступления в бюджет РФ в размере 9 млрд руб. за период 2021–2023 гг.

Авторы выражают благодарность начальнику отдела расчетов стоимости услуг транспорта нефти департамента экономики ПАО «Транснефть» М. А. Швыреву за оказание научных консультаций при выполнении работы и подготовке статьи.