Оподаткування видобутку природного газу

Василь Башко, п.н.с. ДННУ «Академія фінансвого упрвління» Міністерства фінансів України

Ставки плати за користування надрами з метою видобутку природного газу

природний газ для потреб населення, видобутий на глибині до 5000 м природний газ для потреб населення видобутий на глибині понад 5000 м природний газ видобутий на глибині до 5000 м природний газ видобутий на глибині понад 5000 м природний газ, видобутий під час виконання договорів про спільну діяльність Коефіцієнт ставки до природного газу видобутого із свердловин введених після 1 серпня 2014 року (протягом двох років з дати внесення таких свердловин до реєстру)

* починаючи з липня 2015 р.

12.08.12 27.03.14 31.07.14 28.12.15

02.02 15

20 20 20 20 70 14 25 14 14 28 15 14 55 28 0,55 14 55 20 70* 14 55 20 70* 0,55 2

Верхня величина с/в видобутку нафти та газу природного,

дол. США в перерахунку на за тис. м3 у 2009 році

США (на материку) Канада Близький схід Центральна і Південна Америка Собівартість видобутку Витрати на пошук та розвідку родовищ Рівень загальних витрат

80,0 79,8 62,2 39,0 117,2 75,9 43,9 128,4 197,2 155,6 106,1 167,4 3

Собівартість видобутку природного газу на прикладі компанії «Укргазвидобування»

Собівартість без урахування витрат на розвідку та плати за

-

користування надрами становить 32,4

експлуатаційні витрати – 12,2 дол./тис. кубометрів, адміністративні затрати – 1,1 дол./тис. кубометрів, інші операційні затрати – 1,3 дол./тис. кубометрів амортизація основних засобів – 17,8 дол./тис. кубометрів.

дол./тис. кубометрів, зокрема: Відносно низькі витрати ПАТ «Укргазвидобування» пов’язані з тим, що більшу частину – 86,6% природного газу ця компанія видобуває здебільшого з покладів середньої важкості, які залягають на глибині до 5000 м Собівартість видобутку природного газу інших компаній в Україні є вищою, оскільки вони розробляють родовища із складнішими геологічними умовами, несуть додаткові витрати, пов’язані із транспортуванням видобутого газу тощо, і наближається до відповідних показників у інших країнах, не багатих на поклади вуглеводнів – близько 80 дол./тис. кубометрів

4

Підходи до визначення витрат собівартості видобутку природного газу

Перший підхід передбачає включення витрат на розвідку у собівартість видобутку природного газу постфактум. За такого підходу собівартість розвідки є незначною, оскільки витрати на пошук відносно легкодоступних родовищ природного газу, розвіданих багато років тому навіть з урахуванням приведення до теперішньої вартості, є низькими – 20 дол. / тис. куб. З урахуванням вищезазначеного можливе припущення, що повна собівартість видобутку природного газу без урахування рентних платежів у приватних видобувних компаніях становить від 100 дол./тис. куб Другий підхід передбачає врахування майбутніх витрат, собівартість розвідки нових родовищ буде значно вищою і, виходячи із аналогічних витрат у інших регіонах світу, складатиме до 120 дол./тис.

кубометрів. Отже середня повна собівартість (без урахування плати за користування надрами, але з урахуванням витрат на розвідку) видобутку газу може становити 160, 200 дол./тис. кубометрів.

а верхня межа повної собівартості – Третій підхід передбачає, що оскільки витрати на пошук та розвідку значної частини родовищ, які сьогодні експлуатуються приватним компаніями здійснювалися за рахунок держави відносити їх до собівартості не доцільно.

Готові до експлуатації родовища держкомпаній часто переходили до рук приватних компаній через рішення судів, створення СП, корумповані схеми надання ліцензій . Понад 90% видобутку газу з родовищ, що сьогодні експлуатуються приватними компаніями, належать особам, які так чи інакше були пов’язані із владними структурами: М. Злочевському, Р. Ахметову, В. Пінчуку, І. Коломойському. Тому для багатьох приватних газодобувних компаній реальна собівартість видобутку обмежується собівартістю виключно видобутку в 80 дол./тис. кубометрів оскільки не враховує витрат на пошук та розвідку родовищ.

5

Необхідний прибуток з видобутку природного газу повинен становити

63 дол. США

за тис. м3.

Вихідні дані для розрахунку:

 Згідно даних «Укргазвидобування» для видобутку використовує основні засоби на суму

4,4

млрд. дол.

15,1

млрд. кубометрів  Припустивши, що частка основних засобів у структурі активів складає дохідність активів –

13% 60%

, а

Визначимо необхідний прибуток: 4,4/0,6*0,13/15,1=63 дол. США за тис. м3

6

Видобуток природного газу та фінансові показники у компаніях Romgaz та PGNIC в 2013 році

Обсяг видобутку природного газу, млрд м 3 Собівартість без урахування рентних платежів, дол. / тис. м 3 у т. ч. заробітна плата Амортизація, дол. / тис. м 3 Частка основних засобів у структурі активів, % Прибуток після оподаткування, дол. / тис. м 3 Рентні платежі, % доходу Romgaz

5,4 123,0 27 44,5 55,0 57 11,1 * з них 4,6 млрд. м 3 природного газу та 1,1 млн т нафти та зрідженого газу переведені у 2,4 млрд. м 3 в газоподібному стані

PGNIC

7,0* 177,7 48,2 71 1,0 7

Частка природної ренти видобутку природного газу залежно від ціни та собівартості, %

повна собівартість, дол. США 200 180 160 140 120 100 80 280

1 8 15 23 30 37 44

.

Ціна природного газу, дол. США 300

8 14 21 28 34 41 48

320

14 20 26 32 39 45 51

340

19 24 30 36 42 48 54

360

23 29 34 40 45 51 56 8

Пропозиції щодо удосконалення податкового режиму, %

 Беручи до уваги аргументи викладені в третьому підході до визначення собівартості видобутку природного газу із свердловин, уведених в експлуатацію до серпня 2014 р ., ставки плати на рівні 20 та 55% залишити без змін .

 Для свердловин уведених після серпня 2014 р . ставки плати за користування надрами встановити на рівні 16% від доходів та запровадити додаткову ставку податку на прибуток на рівні 12% (загальна ставка податку на прибуток становитиме 30%). Така схему оподаткування надасть змогу більш гнучко реагувати на мінливість цінової кон’юнктури та зміну витрат собівартості. За таких умов при середніх затратах видобутку природного газу у нових свердловинах 160 дол. / тис. м3, загальний рівень податкового навантаження становитиме 25%  Не менший, а можливо й більший вплив мають прозорі правили гри та стабільність податкової системи.

З метою забезпечення цієї стабільності у законодавстві або шляхом укладання окремих угод можна передбачити механізм який, би гарантував незмінність ставок на видобуток газу з нових родовищ без згоди видобувних компаній . Що ж до заяв газовидобувних компаній, що контролюються вітчизняними олігархами про необхідність податкового стимулювання видобутку природного газу, то вони є безпідставними, оскільки у них відсутні як сучасні технології видобутку важкодоступних покладів газу, які доступні транснаціональним корпораціям, так і навики вести бізнес без протекції владних структур.

9

Розрахунок податкового навантаження за різних податкових режимів,

дол./ тис. м3, якщо не зазначено інше

Ціна природного газу Витрати Плата за користування надрами Прибуток до оподаткування Податок на прибуток Прибуток після оподаткування Сплачені податки Ставка плати за користування надрами, % Ставка податку на прибуток, % Загальне податкове навантаження, % до 5000

80 176 120 320 150 64 150 64 12 52 188 24 4 20 180

діюча система оподаткування* понад 5000

112 34 79 91 96 29 67 83

до 5000

150

понад 5000

120 280 140 180 58 54 109 33 76 84 92 28 64 76 75 23 53 67 44 8 36 64

пропозиції щодо газу, що видобувається з нових свердловин

320 160 51 300 160 48 280 160 45 109 33 76 84 92 28 64 76 75 23 53 67 59 55 56 51 27 20 24 18 58 55 55 50 25 20 22 26 16 30 25 25 24 9

Норвегія Нідерланди (великі род) Нідерланди (малі род.) Великобританія Україна* Румунія Німеччина Італія Польща

Оподаткування видобутку природного газу у країнах Європи з найбільшими обсягами видобутку

Обсяг видобутку природного газу, млрд. / тис. м 3

109

Ефективна ставка рентних платежів на вуглеводні, %

22,5

Номінальні ставки рентних платежів

Додаткова ставка ППП: до 51% прибутку «Resource rent tax» Спеціальні умови розподілу прибутків

Загальна ставка податку на прибуток, %

25 47 74,3 21 22 36 21 11 8 7 4 3,5 11,3 43,2 13,9 18,6 14,4 0,8 Роялті: до 14% від доходів Додаткова ставка ППП: 25% прибутку Додаткова ставка ППП: 30% та 50% від прибутків отриманого від розробки родовищ уведених до та після 16.03.93 р.

Роялті: 55% та 20% від доходів з родовищ до та понад 5000 м та 70% від доходів в результаті спільної діяльності Роялті: 3,5 – 10 млн. м 3 від доходів; 7,5% – 10-50 млн. м 3 доходів; 13% – більше 200 млн. м 3 від доходів.

від доходів; 9% – 50-200 млн. м 3 від Додаткова ставка ППП: Податок на надмірні доходи (excess revenue tax) визначається за формулою: 60%*(додаткові доходи – нарахована сума роялті – інвестиції у видобування, які не можуть перевищувати 30% обсягу надмірних доходів). Додаткові доходи визначаються виходячи із різниці між ринковими та адміністративно встановленими цінами Податок на інфраструктурні об’єкти: 1,5% активів Роялті: від 0 до 37% від доходів залежно від величини родовища Роялті: 10% та 20% від доходів від газу видобутого на материку та в Сицилії при обсязі видобутку 25 млн. м 3 Додаткова ставка ППП: встановлюється та 6,5% прибутку для компаній обсяг доходів яких перевищує 3 млн. євро, а прибуток 300 тис. євро Геологічний збір: 6,38 злотих (1,8 дол. США) за тис. м 3 високооктанового природного газу або 0,7% від його вартості. У 2014 році були прийняті зміни, які передбачають зміни діючої системи оподаткування. Зокрема: 1) Ставка геологічного збору з 2016 року становитиме від 6,23 до 24 злотих за тис. м 3 високооктанового природного газу, обсяг видобутку якого за звітний період становить до та понад 2500 тис. м 3 . 2) Запроваджується плата за користування надрами, що діятиме з 2020 року і становитиме 3% від вартості видобутої продукції; 3) З 2020 року запроваджується додаткове оподаткування прибутку отриманого від видобутку вуглеводнів.

Якщо доходи перевищуватимуть витрати більш ніж у 2 рази, ставка становитиме 25%, якщо перевищення складатиме 1,5-2 рази – ставка становитиме 12,5-25% і визначатиметься за формулою: (25 × відношення доходів до витрат − 25)/100 21 21 18 16 19 31 19 9