Технологические аспекты налоговых проверок (Канат Сарсенбеков, главный специалист Управления анализа технологии операций по недропользованию МРНК № 1)

Технологические аспекты налоговых проверок

Канат Сарсенбеков,

главный специалист Управления

анализа технологии операций по

недропользованию МРНК № 1

Как уже отмечалось ранее, в сентябре 2004 г. в Межрегиональном налоговом комитете было создано новое управление - Управление анализа технологии операций по недропользованию (далее - УАТО), работа которого связана с анализом технологических процессов недропользователей.

За период, в течение которого функционирует Управление, его сотрудниками ведется кропотливая и плодотворная работа по разработке методических рекомендаций, а также проводятся постоянные консультации работников налоговых комитетов по технологическим вопросам, возникающим в ходе проведения налоговых проверок недропользователей.

В ходе проведения налоговых проверок сотрудниками УАТО проводится изучение и анализ отдельных технологических условий и методов разведки, добычи и реализации нефти и газа. Проведенные анализы технологии движения нефти выявляют моменты, которые зачастую приводят к разногласию между проверяющими и недропользователями. Так, при проведении налоговых проверок, касающихся правильности исчисления роялти на сырую нефть, возникают в основном следующие спорные моменты. А именно по определению точной обводненности на групповой замерной установке (ГЗУ) и определению пункта учета нефти.

Роялти означает платежи за право разработки недр. То есть пересечение углеводородного сырья устья скважины уже порождает обязательство по уплате роялти, к тому же роялти являются базовым видом платежа, обеспечивающим определенную стабильность налоговых поступлений. Размер роялти определяется исходя из объекта налогообложения, базы исчисления и ставки. Объектом налогообложения является объем добытых полезных ископаемых, таким образом, роялти напрямую зависит от правильности учета добытой продукции.

В настоящее время система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции на месторождениях Казахстана предназначена для сбора, замера и транспорта добываемой продукции от скважин к месту подготовки для доведения ее до товарной кондиции и сдачи потребителю. Сбор добываемой продукции осуществляется по системе индивидуальных выкидных линий от скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), где производится замер дебита жидкости, первая ступень сепарации нефти, нагрев в печах подогрева и насосная откачка нефти по системе нефтесбора на объект подготовки нефти - цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

Замер дебитов жидкости по скважинам производится с интервалом 1 раз в 5 дней, а обводненности - 2 раза в месяц. Все эти данные, со слов недропользователей, являются оперативными и производятся с целью определения технологического режима работы скважин и своевременности корректировки их работы на фоне возможных изменений в пласте. Следует отметить, что учет добытой продукции нефтяными компаниями в Казахстане производится «дедовским методом», хотя в наше время, в век технического прогресса, существуют месторождения, полностью автоматизированные, где установлены счетчики на жидкость, на обводненность и аппаратуры для замера геологопромысловых данных на каждую скважину. Сложность практического определения обводненности является спорным моментом.

В настоящий момент существуют приборы определения обводненности (влагомеры) как российские, так и производства других стран, которые определяют обводненность с точностью до 96-99% непосредственно. С экономической точки зрения, эти приборы приемлемы для недропользователей, и их установка позволяет государству вести более объективный контроль по учету полезных ископаемых. Принимая во внимание все сложности определения нефти в данный момент на ГЗУ, с недропользователей не снимается ответственность теоретического определения чистой нефти в жидкости на этом участке. Они должны провести комплекс экспериментальных научных исследований, разработать программы математического модулирования, определения чистой нефти и т.д., чего требует сама суть роялти.

Как известно, все недропользователи объем добычи и сдачи нефти определяют вручную метрштоками, по поступлению ее в резервуары ЦППН. Если при реализации замер нефти контролируется как добывающей, так и транспортирующей компанией, то при учете добычи нефти замер производит только добывающая компания, соответственно, трудно будет судить об объективности учета добычи.

Нельзя исключать тот факт, что работники нефтедобывающей компании могут «подбивать» показатели добычи нефти под результаты ее реализации. В связи с этим компетентным органам надо принимать меры по минимизации влияния субъективных факторов при нефтяных операциях, поэтому учет баланса нефти должен производиться более объективно, при помощи контрольно-измерительных приборов учета нефтяной жидкости и ее компонентов.

Анализ результатов проверок показал, что объем нефти на ГЗУ всегда будет больше, чем на ЦППН. Разница состоит из естественных потерь, технологических потерь и, как говорилось выше, не исключаются факты хищения нефти и ее производных, и эта разница также должна облагаться роялти, которые государство не получает при существующей системе подсчета.

Не секрет, что недропользователи с целью уменьшения налогооблагаемой базы стараются отнести на вычеты очень большие суммы, завышение которых иногда можно выявить, только проанализировав технологический процесс недропользователей, в связи с этим сотрудниками управления были разработаны методические рекомендации для определения правомерности вычетов:

- проведение обследования (инвентаризация) месторождения на предмет выявления фактического наличия скважин (добывающих, нагнетательных, законсервированных, ликвидированных и простаивающих на ремонте) и другого нефтяного оборудования, т.е. производится сверка по данным бухгалтерского учета и фактическим наличием скважин и другого технологического оборудования;

- прослеживание движения сырья в технологическом процессе по схеме цепи аппаратов и их взаимодействие;

- проведение хронометража движения фонда скважин и другого технологического оборудования с целью выявления действующего и бездействующего фонда скважин;

- анализ и изучение режимных карт оборудования (прослеживание фактического состояния основных фондов на момент проверки). Особое внимание нужно обратить на работу с первичными документами (рабочие журналы цехов, лабораторий), где содержится основная информация всего производственного цикла (ввод в эксплуатацию, срок эксплуатации и т.д.), к тому же сроки хранения данной документации регламентированы на долгий период разработки месторождения согласно внутренним инструкциям и положениям.

Данная работа позволяет решать вопросы, стоящие перед управлением:

1) определение фактического введения в эксплуатацию производственного объекта;

2) мониторинг материальных потоков и технологических процессов недропользователей, отсюда способность определения действительной себестоимости продукции. Единственный недостаток данных документов:

форма заполнения и сроки хранения несут несистематический характер.

На данном этапе экономического развития РК особое место занимает нефтегазовый сектор, доходы от которого составляют львиную долю поступлений в бюджет в виде налогов и других обязательных платежей недропользователей, а также с учетом которого возрастает роль и ответственность налоговых органов по исполнению налоговых обязательств недропользователями.

Считаю необходимым отметить, что в настоящее время для качественного исполнения функций работниками налоговых органов необходимо учитывать не только бухгалтерскую документацию, но и технологическую сторону деятельности недропользователя, что позволило бы существенно пополнить государственную казну.