Налог ндд что это
«Газпром нефти» подвели итоги первого года применения нового налогового режима
Завершился первый год применения нового налогового режима в нефтедобыче, основанного на уплате налога на дополнительный доход (НДД). В 2019 году в налоговом эксперименте участвовали проекты всех крупнейших нефтяных компаний, включая «Газпром нефть», расположенные в новых и традиционных регионах нефтедобычи. Поговорим о первых результатах этого эксперимента и дальнейших перспективах его развития
Зачем нужен НДД
Идея перехода на налогообложение финансового результата для нефтяной отрасли не нова и активно обсуждалась на протяжении последних двадцати лет. Основной предпосылкой для разработки налога на дополнительный доход стало несовершенство российского налогового законодательства, основанного на изъятии значительной части выручки от добычи углеводородов через налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортную пошлину (ЭП).
Эти платежи были введены взамен акциза на нефть, платы за пользование недрами и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы на фоне резкого повышения цен на нефть в начале и низкой собираемости налогов с нефтяной отрасли. Вместе с тем такой подход к налогообложению в условиях ухудшения структуры запасов и роста затрат на подъем нефти не отвечал вызовам по обеспечению системных мер поддержки разработки углеводородного сырья, в свете чего быстро превратился в лоскутное одеяло налоговых льгот для различных категорий проектов.
На первоначальном этапе с нефтяными компаниями обсуждалось введение НДД только в отношении новых и действующих месторождений, ограниченных территорией Западной Сибири, расположенных в ЯНАО (южнее 65º с.ш.), ХМАО, Коми, Тюменской области (см. и группы проектов на инфографике на стр. 53). Критерием для выбора проектов группы явилось ограничение по величине годовой добычи (15 млн т суммарно по всем пилотам), для группы — величина запасов (суммарно 150 млн т). Итоговый перечень пилотных проектов и групп формировался нефтяными компаниями самостоятельно и на сегодня включает 65 лицензионных участков.
Переход на НДД месторождений новых регионов нефтедобычи (север ЯНАО, НАО, Красноярский край, Республика Саха, Иркутская область, шельф Каспийского моря) был инициирован в рамках проработки идеи завершения так называемого налогового маневра, предполагающего обнуление экспортной пошлины на нефть и соответствующий рост НДПИ. Поскольку при завершении налогового маневра нефтяные компании потеряли бы существующую льготу по ЭП на нефть, которая предоставлялась до достижения IRR проекта 16,3%, экономика месторождений в новых регионах существенно бы ухудшилась. В периметр НДД были добавлены и группы участков с возможностью добровольного перехода на новый режим.
Если говорить о преимуществах НДД перед НДПИ, то в первую очередь он хорош тем, что взимается с финансового результата, а не с выручки и выплачивается только в том случае, если разработка месторождения оказалась прибыльной. Кроме того, новый налог способствует более справедливому распределению эффективности между государством и недропользователями: обеспечивает прогрессивное изъятие ренты для высокомаржинальных проектов и стимулирует на первоначальном этапе высокозатратные проекты, которые принесут доходы в бюджет позднее. Для таких проектов в начале разработки действуют льготные условия по НДПИ и ЭП, а сам НДД не взимается вплоть до выхода проекта на окупаемость.
Также НДД учитывает изменения экономических и геологических условий добычи в процессе эксплуатации месторождения. По мере истощения месторождения снижается доход и, соответственно, размер налога. А высвобождение средств на первоначальном этапе разработки стимулирует инвестиции в новые эффективные технологии нефтедобычи и геологоразведку, что в конечном итоге приведет к увеличению среднего проектного коэффициента извлечения нефти и восполнению минерально-сырьевой базы.
Адаптационный период
Безусловно, анализ одного года применения НДД не может показать объективную картину и однозначно подтвердить эффективность нового режима ни для недропользователей, ни для государства. Однако первые результаты от изменения налогового законодательства уже видны.
Согласившись на участие в налоговом эксперименте, нефтяные компании приступили к адаптации корпоративных бизнес-процессов к введению нового налога. Ранее формирование финансового результата в разрезе лицензионных участков не требовалось для целей налоговых расчетов. Поэтому организация раздельного учета доходов и расходов по участкам, перешедшим на НДД, стала серьезным вызовом, связанным со значительной донастройкой учетных систем и документооборота для корректного расчета налога.
«Газпром нефть» была активно вовлечена в эту работу. Заявленные пилотные проекты не всегда совпадали с границами месторождений. Соответственно, потребовалась донастройка внутренних аналитик для корректной привязки расходов к участкам недр. Значимым этапом внутренней работы стал выбор параметров для распределения капитальных и операционных расходов по участкам недр с точки зрения их экономической обоснованности, универсальности для различных категорий участков и необходимости использования в течение пятилетнего периода согласно требованиям законодательства.
Помимо учетных операций перед бизнесом встал вопрос по оптимизации имеющейся схемы разработки пилотных проектов: компаниям необходимо было понять, действительно ли новый фискальный режим повышает эффективность разработки запасов, а также продемонстрировать обеспечение бюджетной эффективности для государства.
Установление льготного периода по уплате НДПИ, ЭП и НДД для гринфилдов позволило ускорить сроки запуска таких месторождений в эксплуатацию. Для браунфилдов потребовалось пересмотреть производственную программу, чтобы повысить интенсивность эксплуатационного бурения и максимально быстро получить дополнительную добычу за счет вовлечения в разработку новых запасов, ранее нерентабельных в общем налоговом режиме. Кроме того, введение НДД стимулирует инвестиции в инновации, а значит, зрелые месторождения могут стать площадками для апробирования новых технологий и методов повышения нефтеотдачи в целях поддержания базовой добычи и повышения коэффициента извлечения нефти. Подготовка таких площадок уже началась.
Для нефтяных месторождений с запасами газа потребовалась оптимизация порядка разработки данных запасов ввиду принятой методологии расчета НДД. Она не позволяет так же эффективно разрабатывать газ в этом режиме, как в действующей системе. Это связано с тем, что фактические расходы на освоение запасов газа не учитываются при расчете минимального НДД. Следовательно, налог по своей сути уплачивается с полученной выручки по газу, а не с прибыли. При этом снижение ставки НДПИ на газ в режиме НДД не предусмотрено.
Первые результаты
Если перейти к результатам 2019 года в цифрах, то суммарно дополнительные инвестиции компаний в освоение пилотных месторождений составили свыше 100 млрд рублей. Большая часть этой суммы относится к активизации разработки гринфилдов в новых регионах добычи, работа которых ранее стимулировалась за счет льгот по экспортной пошлине.
Если рассматривать результаты непосредственно по «Газпром нефти», то в 2019 году компания нарастила инвестиционную активность по изучению и освоению новых проектов, а также поддержанию базовой добычи на действующих проектах в среднем на 55%, продолжив последовательный рост в 2020 году. При этом фактический прирост инвестиций на участках НДД по итогам 2019 года превысил рост операционного денежного потока. Следовательно, с момента введения НДД все дополнительно полученные ресурсы компании были реинвестированы. Прирост добычи на пилотных проектах в среднем составил 10%.
В 2019 году наибольшая инвестиционная активность компании была сосредоточена на изучении и освоении Новопортовского, Тазовского и Западно-Зимнего участков. Благодаря переводу месторождений севера ЯНАО на НДД, в том числе тех, разработка которых в общем налоговом режиме была бы нерентабельна, компания приступила к формированию нового масштабного кластера нефтедобычи. Именно здесь бурятся самые высокотехнологичные скважины в периметре компании со сложнейшими типами заканчивания. Так, на Тазовском месторождении компания успешно пробурила скважины с двумя обсаженными стволами с рекордной протяженностью горизонтальных участков свыше 2 тыс. метров и скважины с тремя стволами по технологии «фишбон». По уровню сложности высокотехнологичные скважины на этом месторождении уникальны для сухопутных проектов и приравниваются к морским.
Налоговая нагрузка оказывает значительное влияние на финансовые результаты деятельности компаний нефтяной отрасли. А значит, от уровня ее сбалансированности, стабильности и дифференциации для различных категорий проектов зависят дальнейшие перспективы развития отрасли. Режим НДД, по нашему мнению, может рассматриваться в качестве целевого образа налоговой системы нефтяной отрасли, основанного на налогообложении прибыли. Мы надеемся, что в рамках доработки налогового режима и его дальнейшего тиражирования отрасль и правительство придут к компромиссному решению, которое окажется эффективным как для бизнеса, так и для бюджета.
Развитие Новопортовского промысла в режиме НДД также позволило дать старт ряду уникальных капиталоемких проектов. В частности, сейчас реализуется строительство газопровода внешнего транспорта расчетной протяженностью около 115 км. Он соединит газовую инфраструктуру полуострова Ямал с магистральным газопроводом «Ямбург — Тула» на полуострове Тазовский. Реализация проекта позволит эффективно использовать попутный нефтяной газ в объеме 96,3%, а также откроет доступ к вовлечению в разработку газовых месторождений полуострова Ямал.
Таким образом, приведенные результаты прошедшего года демонстрируют первые позитивные итоги применения НДД. Новые налоговые условия послужили толчком для наращивания инвестиционной активности на проектах и обеспечили прирост добычи нефти на них относительно 2018 года. То есть дополнительная ценность от изменения налогового законодательства как для бизнеса, так и для государства приобретает вполне ощутимые финансовые перспективы.
Итоги мониторинга
Результаты первого года применения НДД оценили не только сами нефтяные компании, но и ключевые министерства. Минэнерго России посчитало итоги работы отрасли в новом режиме положительными. По оценкам ведомства, в 2019 году общий объем добычи нефти на пилотных участках увеличился примерно на 2,9 млн т. На ряде месторождений Западной Сибири добыча нефти увеличилась более чем на 10%. Оценки Минфина России касались подсчета бюджетного эффекта от изменений законодательства. Результат оценен в 213 млрд руб. выпадающих доходов, большая часть которых относится к пилотам и групп. Сама методика оценки основана на сравнении разницы в ключевых налоговых поступлениях (НДПИ, НДД, ЭП) без учета роста добычи до и после введения режима НДД, что, безусловно, вызывает вопросы у бизнеса и экспертов.
Стоит понимать, что итоги одного года не могут служить достоверной оценкой и не отражают действительного эффекта от перехода на НДД. Для более корректной оценки эффективности налога с позиции его влияния на бюджет и развитие нефтяной и смежных отраслей экономики требуется гораздо больше времени, учитывая длительность инвестиционного цикла в нефтедобыче. На стадии разработки концепции НДД обсуждался вопрос мониторинга его эффективности по истечении пятилетнего эксперимента и при условии стабильности параметров налогового режима. Этот же срок наиболее приемлем и для оценки бюджетной эффективности НДД.
Ключевой эффект от внедрения НДД — это благое намерение по стимулированию компаний к инвестированию в месторождения с наибольшей совокупной добавленной стоимостью при максимальном уходе от ручного регулирования через адресные льготы. В ходе пилота эффективность НДД с этой точки зрения полностью подтверждена. На примере «Газпром нефти» это видно по инвестиционной активности на таких месторождениях, как Западно-Зимнее, Тазовское, Новопортовское. Основная дискуссия сейчас ведется вокруг справедливости распределения стоимости между государством и компаниями. Какие бы параметры, в рамках разумного, ни были утверждены, если они будут стабильны, то компании к ним адаптируются, увеличивая инвестиции и масштаб бизнеса или же сокращая его. При этом в долгосрочном горизонте цели государства и компаний совпадают. Важно, чтобы уровень фискальной нагрузки обеспечивал приемлемый возврат на инвестиции, чтобы не получить существенное снижение добычи уже в среднесрочном горизонте. Также важен максимально полный охват применения НДД для эффективного распределения ресурсов. И особенно важна стабильность: в условиях частых изменений любые инвестиции становятся высокорисковыми.
В процессе тестирования нового налогового режима важно выработать совместно с бизнес-сообществом критерии бюджетной оценки эксперимента. Во-первых, определиться с базисом для сравнения налоговых поступлений. Сравнение должно осуществляться на основании фактической добычи нефти за периоды до введения НДД или с учетом прогнозных данных развития проектов в общей налоговой системе. То есть важно понимать, будут ли учтены фискальные поступления от дополнительно добытой нефти в связи с переводом месторождения на НДД. Во-вторых, необходимо определить источники доходов бюджета. Должны учитываться только нефтегазовые доходы (НДПИ и ЭП) или все федеральные и региональные налоги и платежи (НДПИ, ЭП, НДД, налог на прибыль, налог на имущество, НДФЛ, страховые взносы), а также возврат доходности через дивиденды государственных компаний. В-третьих, оценка выпадающих доходов бюджета должна учитывать эффект от ранее действовавших льгот, которые были заменены НДД. Главным образом речь идет о применении льготы по ЭП на нефть, которая бы действовала для проектов и групп в общем налоговом режиме.
По мнению нефтяных компаний, при сохранении действующих параметров НДД и комплексной оценке бюджетного эффекта дополнительные фискальные поступления составят порядка 180 млрд руб. в первые пять лет функционирования нового налогового режима. Данный эффект может быть также увеличен, если расширить периметр применения для проектов и групп.
Первые шаги в направлении расширения периметра НДД уже сделаны в начале 2020 года. В рамках стимулирования освоения месторождений Арктической зоны РФ была добавлена группа — участки севера Красноярского края, ЧАО и Республики Саха. Видятся целесообразными продолжение налогового эксперимента и планомерное расширение сферы применения НДД на новые категории запасов и регионы нефтедобычи.
Сейчас ведется активный диалог бизнеса и профильных министерств касательно пересмотра периметра и методологии НДД. Так, с 2021 года запланировано дальнейшее расширение перечня пилотных проектов и групп за счет включения выработанных месторождений и месторождений Северного Кавказа, Оренбургской, Самарской и Сахалинской областей. Дополнительно Минфином России предложена корректировка механизма расчета НДД. В частности, уточнен порядок использования убытков и коэффициент его индексации, понижен уровень предельных учитываемых расходов (с 9520 до 7140 руб./т на года и 8600 руб./т с 2024 года). Кроме того, анонсировано повышение ставки НДПИ на нефть для ряда проектов группы.
Хочется надеяться, что НДД оправдает возложенные на него ожидания по обеспечению стабильных налоговых условий для устойчивого функционирования отрасли, а также дополнительных поступлений в бюджеты всех уровней. Кроме того, нефтяные компании ожидают, что результаты мониторинга налогового эксперимента подтвердят необходимость закрепления НДД основным целевым налоговым инструментом для отрасли и дальнейшего его тиражирования. Это возможно только при взаимном учете интересов государства и бизнеса и объединении усилий в направлении совершенствования налогового законодательства.
Механизм расчета НДД
НДД взимается по ставке 50% с операционного денежного потока от добычи углеводородов на участке недр — с дохода за вычетом экспортной пошлины, расходов на транспортировку, фактических капитальных и операционных расходов.
С целью недопущения раздувания затрат предусмотрен расчет минимального НДД исходя из лимита фактических расходов (за исключением налогов): 7140 руб./т до 2020 года и 9520 руб./т с 2021 года. В бюджет уплачивается максимальная из величин — расчетного или минимального налога. В режиме НДД сохранен НДПИ, но в пониженном размере: в среднем на 60% ниже общеустановленных значений.
Для гринфилдов дополнительно предусмотрены льготы по НДПИ (коэффициент Кг) и ЭП (нулевая ставка), а также отсутствие минимального НДД, то есть отсутствие лимитирования фактических расходов в течение льготного периода.
ФОНД «НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕГОСУДАРСТВЕННЫЙ
РЕГУЛЯТОР БУХГАЛТЕРСКОГО УЧЁТА
«БУХГАЛТЕРСКИЙ МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР»
(ФОНД «НРБУ «БМЦ»)
Принята ОК Нефтегаз 2018-11-12
РЕКОМЕНДАЦИЯ Р-94/2018-ОК Нефтегаз
«НАЛОГ НА ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ДОХОД»
ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМЫ
С 1 января 2019 года в соответствии с Федеральным законом от 19.07.2018 N 199-ФЗ вступает в силу новая глава Налогового кодекса РФ 25.4 «Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья» (далее – НДД). В соответствии со статьей 333.45 НК объектом налогообложения по налогу признается дополнительный доход от добычи углеводородного сырья. Дополнительный доход рассчитывается как разница между расчетной выручкой от реализации углеводородного сырья и фактических расходов по добыче этого сырья. Статья 333.46. определяет порядок определения расчетной выручки от реализации углеводородного сырья. Статья 333.47. устанавливает состав фактических расходов по добыче этого сырья. Глава 25.4 находится в составе главы 25 НК РФ «Налог на прибыль организаций». НДД вводился с целью повышения эффективности налогообложения добычи полезных ископаемых и экономически в определенной степени заменяет собой налог на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ).
Организация–плательщик НДД должна определить подходы к бухгалтерскому учету НДД. В частности, ей необходимо решить такие вопросы, как его признание, классификация, представление в отчете о финансовых результатах, применимость стандартов, регулирующих схожие вопросы, соотношение учетной политики в отношении НДД с порядком учета налога на прибыль, НДПИ и других налогов.
В нормативных документах, регулирующих порядок ведения бухгалтерского учета и отчетности в Российской Федерации (РСБУ), отсутствуют положения, прямо предусматривающие порядок учета НДД и отражения его в бухгалтерской (финансовой) отчетности. В соответствии с п. 7.1. ПБУ 1 «Учетная политика организации» в случае если по конкретному вопросу ведения бухгалтерского учета в федеральных стандартах бухгалтерского учета не установлены способы ведения бухгалтерского учета, то организация разрабатывает соответствующий способ исходя из требований, установленных законодательством Российской Федерации о бухгалтерском учете, федеральными и (или) отраслевыми стандартами. При этом организация, основываясь на допущениях и требованиях, приведенных в пунктах 5 и 6 Положения, использует последовательно следующие документы:
а) международные стандарты финансовой отчетности;
б) положения федеральных и (или) отраслевых стандартов бухгалтерского учета по аналогичным и (или) связанным вопросам;
в) рекомендации в области бухгалтерского учета.»
Текст ПБУ 18, а также IAS 12 не содержит ответ на вопрос об учете и отражении в отчетности НДД. Международный Комитет по интерпретациям финансовой отчетности (IFRIC) отказался дать рекомендации по налогам, которые входят в сферу применения МСФО (IAS) 12 «Налоги на прибыль». Среди прочего, аргументация, которая сопровождала решение IFRIC, включала в себя следующее:
(a) «термин «налогооблагаемая прибыль» подразумевает понятие чистой, а не валовой суммы»; а также
(b) «поскольку налогооблагаемая прибыль не совпадает с прибылью по бухгалтерскому учету, налоги не должны основываться на величине, которая точно отражает прибыль, которая находится в рамках [МСФО 12]. Последнее указывает также на требование, содержащееся в МСФО (IAS) 12, раскрывать объяснение взаимосвязи между налоговыми расходами и бухгалтерской прибылью».
Таким образом, на настоящий момент времени отсутствует нормативное регулирование данного вопроса как в РСБУ, так и в МСФО, что требует разработки Рекомендации негосударственным субъектом регулирования бухгалтерского учета.
РЕШЕНИЕ
2. НДД классифицируется в качестве расхода по обычной деятельности и учитывается в целях отчета о финансовых результатах при формировании показателя «Прибыль до налогообложения».
3. НДД представляется в отчете о финансовых результатах в качестве самостоятельной статьи расходов по обычной деятельности либо включается в состав других статей этих расходов в зависимости от существенности и принятых организацией подходов к структурированию статей отчета. Организация должна применять единые подходы к представлению в отчете о финансовых результатах НДД и НДПИ.
4. Отрицательная разница между принимаемой для расчета налога выручкой и расходами, подлежащая учету в целях налогообложения в следующих периодах, может формировать отложенный налоговый актив, учитываемый аналогично порядку, предусмотренному для формирования отложенного налогового актива по налогу на прибыль в отношении переносимого на будущие периоды убытка.
ОСНОВА ДЛЯ ВЫВОДОВ
НДД – гибридный налог: с одной стороны, он вводился как более совершенный способ рассчитать налоговую нагрузку на добычу вместо налога на добычу полезных ископаемых НДПИ, с другой, база налога представляет собой некую расчетную разницу между доходами и расходами. В силу гибридного характера НДД обладает отдельными чертами налога на прибыль и вместе с тем имеет множество черт, отличающих его от налога на прибыль.
Основное сходство НДД с налогом на прибыль заключается в том, что объектом налогообложения являются доходы за вычетом расходов. Исходя из этого НДД следовало бы учитывать в том же порядке, в каком учитывается налог на прибыль. В международной практике известен похожий налог – Australian Petroleum Resource Rent Tax. Подход в GAAP Australia предусматривают применение в отношении этого налога такого же порядка учета, который применяется к налогу на прибыль.
Вместе с тем, есть ряд обстоятельств, имеющих значение для методологии бухгалтерского учета, которые отличают НДД от налога на прибыль и от его аналогов, в том числе от австралийского налога. Подобные налоги в нефтяной отрасли, которые рассматриваются как налоги на прибыль, как правило, сводятся к дополнительной ставке налога на прибыль для нефтяных компаний. В отличие от них НДД не заменяет собой налог на прибыль и не является дополнительной суммой или ставкой по налогу на прибыль. Он принимается при расчете налога на прибыль в качестве расхода как любой другой расход (как например НДПИ).
В отличие от австралийского налога, в налоговую базу которого входят фактические доходы и расходы, в базу по НДД входит расчетная «выручка» и значительная часть расчетных «расходов». Налоговая база имитирует некую расчетную нетто сумму доходов и расходов по отдельно взятому участку недр. Расчетные выручка и расходы определяются исходя из фактической добычи, а не из продаж.
База по налогу на прибыль (Налогооблагаемая прибыль / налоговый убыток) определяется IAS 12 как «прибыль (убыток) за период, определяемая (определяемый) в соответствии с правилами налоговых органов, в отношении которой (которого) уплачиваются (возмещаются) налоги на прибыль.» Как указано в основе для выводов австралийского регулятора, ссылка на налог на прибыль является циклической к п.2 IAS 12, что затрудняет применение этих определений. Там же указано, что «налогооблагаемая прибыль» предполагает нетто сумму, т.е. налогооблагаемые доходы минус налоговычитаемые расходы. При этом из контекста стандарта следует, что речь идет о фактических доходах и расходах.
База по НДД не соответствует определению IAS 12 для Taxable profit: Налогооблагаемая прибыль может отличаться от бухгалтерской прибыли из-за разных периодов признания тех или иных фактических доходов или расходов (временные разницы), либо из-за их непризнания (постоянные разницы). Но если разницы возникают из-за того, что это просто другие (расчетные) суммы, то нельзя описать природу этих разниц в терминах IAS 12.
Такой порядок определения сумм налога больше напоминает НДПИ (в расчете этого налога также участвует фактическая добыча) нежели налог на прибыль. Из тех фактических расходов, которые включаются в расчет базы НДД, не все из них являются таковыми на самом деле. Все расходы, которые нельзя напрямую привязать к лицензионному участку (далее – ЛУ), распределяются по определенной методике, т.е. тоже являются расчетными. В обществах с несколькими ЛУ, как правило, нет расходов, которые можно напрямую увязать с ЛУ. НДД похож на НДПИ тем, что в расчет доходов и части расходов, которые включаются в базу, используются данные фактической добычи. НДД – модифицированная версия НДПИ. Это налог, который взимается с каждой тонны добытой нефти и ГК. Отличие сводится к более сложному расчету налога с этой добычи.
Фактические доходы и расходы по ЛУ с НДД входят в базу по налогу на прибыль в обычном порядке (в т.ч. фактические расходы, которые были включены в расчет НДД). Раздельный учет по участкам недр для целей налога на прибыль не ведется. Никаких изменений в правилах по налогу на прибыль нет – кроме как появления нового вида налоговычитаемого расхода, взамен части НДПИ.
Главной особенностью порядка учета, предусмотренного IAS 12 и ПБУ 18, является признание отложенных налоговых активов и обязательств, определяемых исходя из временных разниц. При этом временная разница определяется как разница между балансовой стоимостью актива и обязательства и его налоговой величиной. В силу правил расчета НДД, предусмотренных НК РФ, определение налоговой величины активов или обязательств в целях расчета временных разниц и отложенных налогов в основном не применимо в отношении НДД. Например, если балансовая стоимость основного средства составляет 100 руб., при этом налоговая величина этого основного средства с точки зрения налога на прибыль составляет 80 рублей, то налогооблагаемая временная разница составляет 20 руб. по налогу на прибыль. При этом невозможно определить, что должно считаться налоговой величиной этого же основного средства с точки зрения НДД.
Кроме того, поскольку НДД принимается в расчет в качестве расхода в целях определения налога на прибыль организации, объекты учета, связанные с НДД, влияют на показатели учета налога на прибыль. Если предположить признание в отношении НДД отложенных налоговых активов и обязательств, то такие ОНА и ОНО должны в свою очередь служить основанием для признания временных разниц и производных ОНА и ОНО в целях налога на прибыль. Такое двуступенчатое признание отложенных налогов значительно затруднит понимание экономического смысла показателей финансовой отчетности ее пользователями.
IAS 12 определяет «Accounting profit» и «Taxable profit». Из контекста стандарта и требований НК РФ следует, что Accounting profit – это прибыль до налога отчитывающейся организации, а Taxable profit – налогооблагаемая этой организации как юридического лица. Однако НДД облагается не вся прибыль экономического субъекта, а локальный финансовый результат, ограниченный определенными доходами и расходами. НДД применяется к отдельным пилотным ЛУ, т.е. к каким-то частям деятельности юридического лица. Нельзя говорить о том, что база НДД является Taxable profit этого юр лица.
НДД экономически взаимоувязан с НДПИ и экспортной пошлиной, являясь в определенной степени их заменителем. Для пилотных ЛУ снижается сумма НДПИ. Т.е. в рамках одного юр. лица будут ЛУ с обычным НДПИ и ЛУ со сниженным НДПИ + НДД.
Если НДД исключать из операционной прибыли, получится, что у компаний с ЛУ на НДД эффективность лучше, чем у компаний без НДД, просто потому что они не включают этот расход в расчет – и для сопоставимости пользователям придется НДД добавлять обратно в операционную прибыль. Для аналитических целей, при сравнении доналоговой прибыльности ЛУ, в себестоимость добычи следует включать и НДПИ, и НДД. ЛУ могут отличаться по прибыльности из-за отличий между НДПИ и НДД, но не из-за того, что один из этих элементов из себестоимости просто исключен.
Таким образом НДД в большей степени похож на расход, который по подобию НДПИ, должен входить в себестоимость соответствующих объемов добытой нефти, с которых он рассчитан (и в стоимость соответствующих остатков запасов).
Как было отмечено выше, положения IAS 12 и ПБУ 18 в части определения временных разниц и отложенных налогов, не применимы в отношении НДД. Но есть одно исключение. Это предусмотренная НК РФ возможность переноса на будущие периоды убытка. В отношении этого убытка может признаваться отложенный налоговый актив в порядке, предусмотренном IAS 12 (или ПБУ 18).
Что касается порядка учета текущего налога на прибыль (без учета вопроса отложенных налогов), то он не отличается от общих подходов к учету расходов организации. В этой связи для учета НДД не имеет принципиального значения выбор между применением ПБУ 18/02 и IAS 12 (в части учета текущего налога) либо применением ПБУ 10/99 «Расходы организации» (аналог ПБУ 10 в МСФО отсутствует).
В отношении представления НДД в отчетности основным вопросом является выбор одного из двух вариантов: представление НДД как расхода, формирующего показатель прибыли до налогообложения, или представление его наряду с показателями налога на прибыль после прибыли до налогообложения в качестве статьи, формирующей чистую прибыль. Учитывая приведенную выше аргументацию, в особенности то, что НДД платится не со всей прибыли, а с ее части, а также то, что НДД принимается в качестве расхода в целях налогообложения прибыли, первый вариант представляется лучше отражающим характер этого налога с точки зрения формирования финансовых результатов организации.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Режим НДД предполагает снижение суммарной величины налогов, зависящих от валовых показателей, то есть налога на добычу полезных ископаемых и вывозной таможенной пошлины на нефть, и введение налога на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, величина которого зависит от величины расчетного денежного потока от деятельности по разработке отдельного участка недр с учетом сложившихся на мировых рынках цен на углеводородное сырье нефть и фактически понесенных и оплаченных капитальных и операционных затрат на его добычу.
НДД учитывает экономику разработки месторождений углеводородного сырья за весь инвестиционный период в зависимости от доходности конкретного участка недр в отдельности. Данные изменения позволят перераспределить фискальную нагрузку и перенести основную ее часть на более поздние этапы разработки месторождений, то есть после выхода месторождения на проектную мощность, что создаст благоприятные условия для введения в разработку низкорентабельных месторождений углеводородного сырья, содержащих в том числе трудноизвлекаемые запасы.
В зависимости от результатов внедрения НДД при реализации пилотных проектов будут рассматриваться возможности его корректировки и расширения периметра применения.
В соответствии с бюджетным законодательством НДД зачисляется в федеральный бюджет по нормативу 100%. Данные поступления обеспечат финансирование социально-значимых программ в сферах образования, здравоохранения, пенсионного обеспечения, демографии.
Реформа налога для нефтяных компаний предполагает частичную замену НДПИ новым налогом на добавленный доход. Ставка НДД составит 50%, а взимать его будут с дохода от продажи нефти за вычетом экспортной пошлины, сниженного НДПИ, расходов на добычу и транспортировку. Переход на эту систему носит добровольный характер.
Сформирован перечень пилотных проектов по НДД в Западной Сибири из 35 лицензионных участков, разрабатываемых «Роснефтью», ЛУКОЙЛом, «Газпром нефтью», «Сургутнефтегазом» и независимыми нефтяными компаниями.
15 из 35 пилотных проектов достались «Роснефти». Большинство из них находится в ХМАО, и только участки «Газпром нефти» — в Ямало-Ненецком автономном округе. Согласно письму Текслера, совокупный уровень добычи по участкам «Роснефти» в 2016 году составил 6,13 млн т, ЛУКОЙЛа (семь участков) — 2,73 млн т, «Сургутнефтегаза» (шесть участков) — 2,32 млн т, «Газпром нефти» (четыре участка) — 2,77 млн т. В эксперимент также попали один участок «РуссНефти» (добыча в 2016 году составила 0,067 млн т) и два участка независимых компаний с совокупным объемом добычи 0,74 млн т нефти.
Если эксперимент оправдает себя, то НДД будет понятным механизмом налогообложения по всей отрасли, позволяющим прогнозировать инвестиции в разного рода проекты, вне зависимости от региона и обводненности месторождения.
14.12.2018, 20:03 | 9358 просмотров | 1210 загрузок