EY: Канада: пересмотр системы роялти в провинции Альберта

<style>
    h2 {
    font-size: 16px
    }
        h3 {
    font-size: 15px
    }
</style>

<h2>Из Обзора Аналитического Центра при Правительстве РФ «Изменения и тенденции в регулировании ТЭК России и мира: в фокусе III квартал 2016».</h2>

<br />
<i>Алексей Кондрашов, партнер, руководитель международной практики EY по оказанию налоговых услуг компаниям нефтегазового сектора.
  <br />
Алексей Ковшин, менеджер, международная практика EY по оказанию налоговых услуг компаниям нефтегазового сектора
  <br />
</i>
<br />
Модификация структуры роялти с целью создания условий для поддержания конкурентоспособности нефтегазового сектора Альберты и привлечения инвестиций в условиях низких цен на углеводороды и снижения доли рынка. Ожидается, что изменение действующей структуры роялти приведет к созданию эффективной фискальной системы, которая повысит долгосрочную привлекательность и конкурентоспособность отрасли.
<br />

<br />
Для России такое решение можно рассматривать как пример комплексного подхода к пересмотру фискальной политики в новых экономических условиях.
<br />

<br />

<h3>Контекст изменений</h3>
Провинция Альберта является крупнейшим производителем нефти и газа в Канаде. Нефтегазовые проекты в провинции представлены в основном зрелыми традиционными месторождениями, залежами с низкопроникаемыми коллекторами, а также нефтяными песками. Основным и крупнейшим рынком сбыта для Альберты являются США, куда экспортируется большая часть добываемых в провинции нефти и газа. Гораздо меньшая доля добываемых углеводородов (примерно соразмерная внутреннему потреблению Альберты) продается в другие провинции Канады.
<br />

<br />
Рост добычи нефти и газа в США в последние годы превратил крупнейшего покупателя углеводородов Альберты в ее основного конкурента. Необходимость сохранения существующей доли рынка в США и потенциальная необходимость искать новые рынки сбыта за пределами США поставила перед регуляторами вопрос о текущей и долгосрочной конкурентоспособности отрасли в Альберте.
<br />

<br />
Конкурентоспособность нефтегазовой отрасли в любой стране зависит, в частности, от уровня затрат и фискальной системы. Альберта в силу особенностей геологии и климата характеризуется в целом высокими издержками: более 80 % новых скважин - горизонтальные, а, например, для разработки нефтяных песков требуется SAGD технология и необходимость апгрейда нефти. Фискальная система Альберты состоит из сложной системы роялти и налога на прибыль, при этом доходы Альберты от роялти с падением цен на нефть снизились более чем на 60 %.
<br />

<br />
Эти факторы обусловили необходимость проведения анализа действующей фискальной системы Альберты и ее влияния на конкурентоспособность отрасли. В результате в январе 2016 г. были раскрыты результаты проведенного исследования и предложены модификации действующих роялти (кроме роялти для нефтяных песков), которые вступят в силу 1 января 2017 г. В июле 2016 г. было объявлено о двух дополнительных модификациях роялти для методов увеличения нефтеотдачи и бурения скважин на малоизученных территориях, вступающих в силу также с 2017 года.
<br />

<br />

<h3>Основное содержание изменений</h3>
Наряду с США, в Канаде признается частная собственность на подземные природные ресурсы, однако доля земли в Альберте, которой владеют частные лица или компании с правом на природные ресурсы, составляет примерно 8%  (а земли в федеральной собственности находится порядка 9%). Таким образом, основная добыча углеводородов осуществляется на землях, принадлежащих провинции. Налогообложение нефтегазодобычи в Канаде на провинциальных землях находится в ведении провинций.
<br />

<br />
Фискальная система в Альберте состоит в основном из роялти, федерального налога на прибыль (15%) и провинциального налога на прибыль (12%).
<br />

<br />
Роялти в Альберте в целом можно разделить на две группы: обычные роялти и роялти для нефтяных песков.
<br />

<br />

<h3>Обычные роялти.</h3>
Взимаются с выручки (т. е. стоимости добычи) и рассчитываются по каждой скважине. Ставки составляют для нефти - от 0% до 40%; для газа - от 5% до 36%. Ставка роялти рассчитывается ежемесячно по сложным формулам в зависимости от цены и дебита скважины. Ставка также корректируется в зависимости от типа углеводорода и глубины скважины. После запуска скважины, ставка роялти не может превышать 5%. Такая предельная ставка роялти действует в течение установленного количества месяцев (например, 12–18 месяцев для газовых скважин, и 12–48 месяцев для нефтяных) или установленного объема добычи - что наступит ранее. После истечения установленного срока или объема добычи, ставка роялти определяется по общим положениям (т.е. может составлять до 40 % для нефти и до 36 % для газа).
<br />

<br />
<hr/>
<div align="center"><b><font color="#00736A">Читайте также по теме:</font> <a href="http://www.ngv.ru/magazines/article/otraslevoy-opyt-kanady-alberta/" title="Бесплатно скачать и прочитать статью "Отраслевой опыт Канады: Альберта"" target="_blank" >«Отраслевой опыт Канады: Альберта»</a></b> </div>
<hr/>
<br />

<h3> Нефтяные пески. </h3>
Режим роялти для нефтяных песков предусматривает две структуры роялти - до момента возврата инвестиций и после:
<br />

<br />
– До достижения окупаемости проекта: взимается с выручки (то есть стоимости добычи) по ставке от 1% до 9%, в зависимости от цены на нефть. Например, при цене нефти до 55 канадских долл./барр. ставка составит 1%, при цене от 75–85 канадских долл./барр. ставка составит 4,69%. Таким образом, ставка до достижения окупаемости проекта, несмотря на то, что взимается с выручки, достаточно низкая. После достижения окупаемости проекта уплачивается большая из двух величин — роялти, рассчитанные по правилам до окупаемости (низкая ставка с выручки), или роялти, рассчитанные по правилам после окупаемости (более высокая ставка, но с прибыли — см. ниже).
<br />

<br />
– После достижения окупаемости проекта: взимается с прибыли проекта (выручка минус расходы) по ставке от 25% до 40%, в зависимости от цены на нефть. Например, при цене до 55 канадских долл./барр. ставка составит 25%, при цене от 75–85 канадских долл./барр. ставка составит 31,92%. Момент достижения окупаемости проекта определяется как превышение накопленной выручки проекта над накопленными затратами, включая установленную норму доходности.
<br />

<br />
По результатам анализа фискальной системы Альберты, было принято решение оставить роялти для нефтяных песков без изменений как конкурентоспособные и отвечающие интересам инвесторов. Обычные роялти модифицированы следующим образом:
<br />

<br />
– Унификация нефтяных и газовых скважин для целей роялти.
<br />
– Переход на режим роялти до окупаемости затрат на бурение и запуск скважины и после:
<br />

<ul>
  <li> ставка 5% до достижения окупаемости затрат на бурение и запуск скважины; </li>

  <li>окупаемость скважины измеряется как превышение накопленной фактической выручки над расчетной стоимостью скважины (Drilling and Completion Allowance). Расчетная стоимость скважины определяется как средние отраслевые издержки на бурение и запуск скважины (будут публиковаться регулятором) из расчета фактической вертикальной глубины и горизонтальной протяженности скважины. Формула дифференцирована для скважин с вертикальной глубиной до и более 2000 метров. Показатель средних отраслевых издержек будет ежегодно корректироваться для отражения инфляции/дефляции затрат в отрасли; </li>

  <li> после достижения окупаемости затрат на бурение и запуск скважины - ставка от 5% до 40% в зависимости от цены; </li>

  <li> при достижении порога выработанности (40 барр. н. э. в сутки), ставка роялти будет снижаться, пока не достигнет минимальной ставки 5%. </li>
</ul>

<br />
Также с 2017 года вводятся две дополнительные программы - для методов увеличения нефтеотдачи и бурения скважин на малоизученных территориях. Параметры бурения скважин на малоизученных территориях предусматривают увеличение Drilling and Completion Allowance, тем самым продлевая период применения пониженной ставки. Детали программы для методов увеличения нефтеотдачи на настоящий момент финализируются.
<br />

<br />
Ожидается, что новая система роялти обеспечит аналогичную или лучшую экономику проектов как при низких, так и высоких ценах на нефть и обеспечит конкурентоспособность Альберты по сравнению с другими юрисдикциями. Полный переход на принцип налогообложения роялти с привязкой к затратам проекта будет благоприятно воспринят инвесторами, а использование индикатора средних затрат позволит в масштабе провинции создать стимулы для инноваций по снижению и оптимизации расходов недропользователями.
<br />

<br />

<div align="center"><hr/><font color="#00736A"><b>Читайте также по теме:</b></font>  <a href="http://www.ngv.ru/news/neft_i_gaz_kanady/" title="Перейти к статье "НЕФТЬ И ГАЗ КАНАДЫ"" target="_blank" ><b>НЕФТЬ И ГАЗ КАНАДЫ</b></a><hr/>
  <br />
</div>

<h3> Взгляд из России </h3>
Подход Альберты (провинция обладает третьими в мире доказанными запасами нефти после Венесуэлы и Саудовской Аравии) к оценке конкурентоспособности и перспектив сохранения и привлечения инвестиций в отрасль задает хороший стандарт в области фискальной политики по недропользованию. Очень высокая доля роялти в налоговой нагрузке на нефтедобычу в России (в качестве роялти выступают НДПИ и экспортная пошлина) приводит к фактическому налогообложению выручки, а не прибыли проектов, поэтому пример включения фактора затрат на разработку и добычу при расчете роялти является для России очень релевантным. Такой подход сочетает обеспечение минимальных налоговых поступлений для государства и в то же время учитывает экономику проекта и позицию инвестора.
<br />

<br />
Сближение подходов налогообложения нефти и газа также может рассматриваться в качестве примера для сближения налогообложения нефти и газа в России в долгосрочной перспективе. Частично такой подход уже реализован на временной основе для перспективных проектов на шельфе.
<br />