О ПРАВИЛАХ УЧЁТА НЕФТИ

(Утверждены Постановлением Правительства РФ от 16.05.2014 N 451)

Сегодня нет вопросов к нефтяным компаниям и отдельным нефтегазодобывающим предприятиям к исполнению требований по учёту углеводородного сырья и налогового законодательства. Компании и предприятия добросовестно выполняют предначертанные ответственными исполнительными органами власти нормативные документы, принимая на себя все риски от неопределенности и несоответствия самих требований тому или иному законодательному акту. Безусловно, любой нормативный документ государственного значения неукоснительно должен исполняться на местах, но это не значит, что «правило» не подлежит анализу и совершенствованию, особенно, если качество такого документа сомнительно.

В настоящее время, ни один нормативный документ по определению количества добытой нефти и учёту, разрабатываемый Федеральным исполнительным органом власти (Минэнерго РФ), ответственным за учёт нефти (включая вновь утверждённые Правила учёта нефти) не гармонизирован с утверждаемыми в учётной политике предприятия методами определения количества добытого полезного ископаемого, требования к которым определены Налоговым кодексом РФ.

В частности, нефтегазодобывающее предприятие произвело определённую работу по извлечению нефти из недр, понесло затраты на доведение сырой нефти до определённого качества в результате чего часть нефти безвозмездно теряется. В свою очередь государство за понесённые потери при добыче нефти ввело льготу на эти потери в пределах норматива, утверждённого установленным порядком. Все потери, которые возникают далее по технологической цепочке являются прямыми затратами предприятия и учитываются при расчёте налога на прибыль. Это подход логичен и относится к прямому методу определения количества добытого полезного ископаемого. То есть, несёт предприятие затраты на подготовку в соответствие с проектом – получи льготу на фактические потери в пределах норматива.

В том случае, если предприятие не несёт затрат на подготовку нефти (то есть по проекту не подготавливает нефть до требований стандарта), соответственно нет и льготы, и соответственно в учётной политике должен быть косвенный метод определения количества добытой нефти.

Подобная ситуация возникает и в отношении остатков нефти и их учёта в НДПИ. Так, например, одной из неопределённых в Правилах процедур является процедура учёта остатков до завершения полного цикла подготовки и после, так в остатках может находиться как нефть прошедшая полный цикл подготовки, так и до завершения подготовки.

Одними из условий для прямого метода определения количества добытой нефти являются - измерение нефти, прошедшей полный цикл подготовки в соответствие с установленными нормами точности непосредственно по завершении полного цикла и определение фактических потерь при добыче.

В период действия Инструкции по учёту нефти (РД 39-30-627-81) граница эксплуатационной ответственности в добывающих предприятиях проходила по коммерческим узлам учёта нефти, расположенным непосредственно на пунктах подготовки (ППН), собственно, по которым и определяли в основном валовую добычу. С последующими изменениями в экономике, законодательстве, в формах собственности эта граница существенно удалилась от ППН. Так, например, практически все коммерческие узлы учёта нефти (СИКН) в настоящее время размещены в непосредственной близости (до 150 метров) от объектов АК «Транснефть», что в свою очередь увеличило протяжённость этапов транспортировки подготовленной нефти на десятки, а в некоторых случаях на сотни километров. Более того, на пути движения такой нефти созданы в некоторых случаях промежуточные технологические объекты, выполняющие различные функции. Аналогичная ситуация сложилась и с транспортировкой подготовленной нефти на ПСП для передачи водным или железнодорожным транспортом.

Вместе с тем, в Правилах по учёту нефти нет чёткого разграничения потерь, которые возникают до момента подготовки (потери при добыче, гл.26 НК РФ) и потерь, которые возникают при транспортировке (хранении, перевалке и т.п.) и которые относятся к технологическим в соответствие с 25 главой НК РФ. Более того, не учёт данных потерь ведёт к занижению НДПИ, так как расчёт добытой нефти ведётся от коммерческих узлов обратным счётом.

Не совсем понятна роль применяемого в Правилах учёта нефти показателя дисбаланса ∆М (п.29 Правил). В соответствие с Правилами, какая бы не была величина ∆М – 5, 10, 20 или 50% от добычи, документ разрешает уменьшать массу нетто нефти, определяемую на скважинах, на эту величину ∆М. Таким образом, в Правилах вполне понятно установлено, что какой бы по величине не был дисбаланс ∆М, и, соответственно, не важно, с какой точностью и достоверностью проводятся измерения на скважинах, количество добытой нефти будет определяться только по данным коммерческого узла учёта нефти, так как не решена однозначно задача по определению места, где необходимо измерять нефть, прошедшую полный цикл подготовки.

Если руководствоваться требованиями НК РФ, то этим местом является место, где нефть приобретает определённые свойства – нефти соответствующей ГОСТ. Вместе с тем, в Правилах произошла подмена понятий и таким местом является не сам объект налогообложения (нефть), а система измерений количества нефти, технологически расположенная первой по завершении технологического процесса подготовки нефти. Поскольку «первой» эта система может быть расположена где угодно, то данное требование само по себе абсурдно, как и абсурды в этом случае «мифические» требования к самим измерениям на скважинах. По видимому, именно по этой причине Минэнерго не включило в Приказ №179 от 15.03.2016 г эти измерения, как относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Вполне логично встает вопрос? Если измерения на скважинах не относятся к сфере государственного регулирования, несмотря на требования самих Правил измерять 1 или 4 раза, тогда никто не может заставить изготовителей замерных установок и их владельцев утверждать их тип и вносить в Федеральный информационный фонд средств измерений (СИ)? В этом случае, о каком Свидетельстве об утверждении типа СИ ведётся речь в Правилах, погрешность из которого применяется для расчёта добытой нефти? Более того, если в предыдущей редакции Правил расчёт добытой нефти проводился с учётом погрешности, которую брали из свидетельства о поверке, что мотивировало владельцев замерных установок хотя бы делать периодическую поверку (если тип утверждён!?), что бы иметь это свидетельство о поверке, то сегодня эта надобность отпала полностью.

Логичным становится вопрос, как при отсутствии обязательных требований к измерениям на скважинах в Правилах появляется «масса нетто» нефти в составе нефтегазоводяной смеси, извлеченной из i-й скважины в отчетный период (Правила, п.31).

Так, например, в соответствии со статьей 339 НК РФ «массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами». Требования к показателям точности к нефти данного качества определены все в том же Приказе Минэнерго №179.

В свою очередь в Правилах (пп. 18, 20,22) масса нетто нефти определяется без вычета содержащихся в нефти во взвешенном состоянии хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Более того, Правила на основании одного измерения по скважине в отчётный период распространяют это количество нефти как «массу нетто» на весь отчётный период, когда действительные фактические параметры нефтегазоводяной смеси не известны.

Подобная интерпретация в Правилах «массы нетто» создает риск начисления НДПИ на эту «массу нетто» по общеустановленной ставке в случае утверждения в учётной политике предприятия косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого, или, уменьшив эту «массу нетто» на величину фактических потерь в пределах установленных нормативов получить фактическую добычу при прямом методе.

Данная ситуация возможна на практике, так как Правила не регламентируют, какие значения должны быть учтены для налогообложения, а у налоговых органов единственным инструментом налогового администрирования остается по-прежнему НК РФ.

Таким образом, существующее противоречие порождает риски возникновения арбитражных споров в случае переплаты НДПИ нефтегазодобывающими предприятиями.

На протяжении последних лет наше предприятие неоднократно обращалось в Правительство РФ, Минэнерго России, Минфин России о необходимости гармонизации требований по учёту нефти, поскольку формирование учёта начинается с измерений и заканчивается уплатой налогов.

Начиная с 2002 года, специалисты предприятия неоднократно привлекались к разработке нормативных документов по учёту нефти. В частности, в соответствии с письмом Минэнерго России (исх.№ ИМ-1728 от 19.03.2003) был разработан проект Инструкции по учёту нефти взамен РД39-30-627-81.

В 2012 году разработана Методика определения количества добытой нефти в целях налогообложения, которая получила положительную оценку в Минфине РФ (исх.№03-06-06-01/15 от 16.04.2012 г) и рекомендована Минэнерго РФ для реализации распоряжений Правительства РФ от 12.04.2012 г №443-р и от 03.05.2012 №700-р (Минфин РФ. Исх.№03-06-05-01/80 от 26.06.2012 г). Методика признана на Всероссийском конкурсе Фондом развития отечественного образования как лучшая научная книга 2012 года (см. информацию на сайте, учёт нефти).

Однако предложения предприятия, доводимые в официальном и рабочем порядке до сведения государственных органов, в том числе Минфина России, Минэнерго России, ФНС России, не были учтены в полной мере. В результате Правила учета нефти, по нашему мнению, дезавуируют принципы измерений и учета ключевого вида российского энергетического сырья, в том числе в целях налогообложения, что негативно отразится на производителях средств измерений и учёта. Но еще больший ущерб, на наш взгляд, изложенный в Правилах подход к учёту нефти наносит метрологической инфраструктуре самих добывающих предприятий, снижается качество измерений, их объективность и достоверность, снижение влияния метрологических служб предприятия и главных метрологов на процессы управления вопросами обеспечения единства измерений, снижение их статуса и другие, не исключая социальные вопросы.

Так, например, Минэнерго в ответ на наше обращение в Правительство Российской Федерации, подготовленное еще в 2012 году, признало, что мы предлагаем методику определения количества добытой нефти, основанную на алгоритме оперативных измерений количества нефти, добытой на скважинах, при помощи измерительных установок и на последующем сведении баланса по всем лицензионным участкам. А каким образом еще можно получить достоверную информацию о добытой нефти, которая переходит в собственность компаний от государства в момент добычи из недр? Как можно определить количество добытой нефти за отчётный период, если не будет измерений в течение отчётного периода? На наш взгляд, указание Минэнерго на то, что данный подход «неверный» звучит абсурдно.

Заключение Минэнерго в очередной раз основывается на подмене понятий «добытая нефть» понятием «подготовленная нефть». В письме от 18.07.2013 №05-36 прямо говорится о том, что добытой нефтью является нефть, которая прошла технологический процесс сбора и подготовки. Эта неверная идеология заложена и в основу Правил учета нефти, утвержденных Правительством Российской Федерации в 2014 году и по сути сохраняющих обратный пересчет готовой продукции в добытое углеводородное сырье.

В этой связи можно задаться вопросом – почему такой подход применяется в отношении «черного золота», которое является основой российской экономики? Ведь в отношении традиционного золота (и иных драгоценных металлов), экономическая роль которого существенно ниже, действует специальный Федеральный закон «О драгоценных металлах и драгоценных камнях», который предполагает обеспечение точного учета металлов на всех этапах добычи и переработки.

Причем Налоговый кодекс полезным ископаемым прямо признает конечную продукцию разработки месторождений драгоценных металлов – концентраты и иные полупродукты. Но учету подлежат и драгоценные металлы при их добыче из недр, поскольку на протяжении всей технологической цепочки от добычи золотосодержащей руды до производства концентрата имеют место потери полезного ископаемого.

Почему же в отношении нефти федеральные органы исполнительной власти закрывают глаза на ситуацию, при которой достоверно неизвестно, сколько добыто нефти из недр, что возможно только с учётом данных оперативного учета нефти на скважинах?

В июле 2017 года в Аппарат Правительства РФ направлено письмо о необходимости доработки Правил учёта нефти, проведения метрологической экспертизы и разработки методики администрирования с обоснованием по конкретным несоответствиям налоговому законодательству и законодательству области обеспечения единства измерений. Суть поставленных в обращении вопросов заключается в следующем:

  1. Порядок определения количества добытой нефти, изложенный в Правилах, для какого метода (прямого, косвенного)?
  2. Измерения на скважинах относятся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений?
  3. Если в результате одного или четырех измерений в месяц по скважине определяют «массу нетто», то в этом случае есть ли риски начисления НДПИ в случае косвенного метода, установленного в учётной политике предприятия? Можно ли в этом случае «уточнять» по алгоритму Правил?
  4. Как правильно администрировать величину дисбаланса ∆М?
  5. Есть некий показатель М, но это единственный показатель у которого нет «имени». Это что?
  6. Как определить непроизводственные потери на объектах сбора и подготовки нефти, обусловленные нарушением нормативных и (или) технических документов, регламентирующих эксплуатацию оборудования и (или) сооружений, ситуациями, не предусмотренными проектной документацией на разработку месторождения?
  7. Какой порядок учёта (документирования) первичной исходной информации, полученной путём применения средств измерений и измерительных устройств?
  8. Как фиксировать и хранить результаты определения дебитов скважин в каждый период измерения в «эксплуатационном рапорте», сведения из которого поступают в «месячный эксплуатационный рапорт»?
  9. Как определить фактические и непроизводственные потери по разным лицензионным участкам, в случае подготовки на одном объекте подготовки нефти?
  10. Почему для расчёта (уточнения) применяют погрешность, взятую из свидетельства об утверждении типа, если формально в этом документе этой погрешности нет (наверное, Минэнерго имело ввиду приложение к свидетельству – описание типа)?

И другие, не менее важные и очевидно проблемные вопросы были поставлены перед разработчиками Правил.

Ответы Минэнерго (исх.№ АЯ-8887/05 от 14.08.2017, исх.№ КМ-12706/05 от 15.11.2017) оказались, к сожалению, предсказуемы. По мнению Минэнерго, Правила не подлежат метрологической экспертизе, а в Аппарате Правительства не было выявлено несоответствие Правил законодательству о налогах и сборах и законодательству в сфере обеспечения единства измерений. Не совсем понятно, как юристы Аппарата Правительства могли это установить.

По нашей информации Минпромторг России все-таки имеет другую позицию в отношении необходимости метрологической экспертизы Правил учета нефти, которые содержат требования к измерениям. Почти на 100 процентов мы уверены, что такую экспертизу Правила бы не прошли.

Также нам известна и позиция Минфина России в отношении Правил учёта нефти, которая по многим проблемным вопросам коррелирована с приведенными выше.

Для большей объективности оценки сути рассматриваемых вопросов в отношении Правил учёта нефти мы приводим обращения и документы исполнительных органов власти. Для всех заинтересованных физических и юридических лиц, чья деятельность регламентируется Правилами учёта нефти и иными документами, в том числе производители и владельцы средств измерений сообщаем, что готовы обсудить все Ваши предложения, замечания и пожелания по совершенствованию учёта нефти. Свою информацию Вы можете присылать на электронную почту ЗАО КИП «МЦЭ».

Обратный звонок

Укажите свой контактный телефон, и мы перезвоним вам в течении 5 минут

Отправить заявку на расчет