информация фас россии расчет налога на добычу полезных ископаемых газа горючего
Расчет налога на добычу полезных ископаемых (газа горючего)
Об определении показателя (Тр), рассчитываемого в соответствии с пунктом 14 статьи 342.4. главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации
Значение показателя (Тр) с 1 января 2016 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2017 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2018 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2019 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2020 года принимается равным 0 (нулю). Значение показателя (Тр) с 1 января 2021 года принимается равным 0 (нулю).
Расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств (Цдз), определенная в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 10 февраля 2015 г. № 107, за налоговый период ноябрь 2021 года составляет 17 595 руб. 1000 куб. м газа (без НДС).
С информацией о расчетной цене за 2015-2021 гг. можно ознакомиться ниже:
Налоговый период
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2021 г.
Данный показатель используется в целях расчета базового значения единицы условного топлива, определяемого пунктом 1 Статьи 342.4. главы 26 части второй Налогового Кодекса Российской Федерации, используемого в свою очередь для исчисления за налоговый период налоговой ставки, предусмотренной подпунктами 10, 11 пункта 2 Статьи 342 главы 26 части второй Налогового Кодекса Российской Федерации.
О средней по Единой системе газоснабжения расчетной цены на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения) (Цв)
где ЦоптНН- предельный минимальный уровень оптовых цен на газ, используемый для определения оптовой цены для потребителей Нижегородской области, определенный в соответствии с пунктами 15(1) и 15(2) Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, на налоговый период.
Показатели Црд и Кпониж опубликованы в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 23.09.2014 № 973.
ФАС России «Расчет налога на добычу полезных ископаемых (газа горючего)»
ФЕДЕРАЛЬНАЯ АНТИМОНОПОЛЬНАЯ СЛУЖБА
РАСЧЕТ НАЛОГА НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ (ГАЗА ГОРЮЧЕГО)
Об определении показателя (Тр), рассчитываемого в соответствии с пунктом 14 статьи 342.4 главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации
Показатель Тр, рассчитанный в соответствии с пунктом 14 статьи 342.4 главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, с 1 января 2016 года принимается равным 0 (нулю).
Данный показатель используется в целях расчета базового значения единицы условного топлива, определяемого пунктом 1 статьи 342.4 главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, используемого в свою очередь для исчисления за налоговый период налоговой ставки, предусмотренной подпунктами 10, 11 пункта 2 статьи 342 главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации.
Об определении показателя (Тр), рассчитываемого в соответствии с пунктом 14 статьи 342.4 главы 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации
Значение показателя (Тр) с 1 января 2017 года принимается равным 0 (нулю).
О средней по Единой системе газоснабжения расчетной цене на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения) (Цв)
До очередного пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации значение ЦоптНН определяется на основании приказа ФСТ России от 08.06.2015 N 218-э/3 (столбец 1 приложения к приказу) и составляет 4034 руб. за 1000 куб. м газа.
Учитывая изложенное, значение показателя Цв составляет 4052 руб. за 1000 куб. м газа (4034 / 0,9955, округленное в соответствии с пунктом 2 Правил) и применяется с 1 июля 2015 года до пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.
Значение Црд составляет 6579,11533862543 руб. за 1000 куб. м, применяется с 1 июля 2015 года до пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.
Значение Кпониж составляет 0,6160 и применяется с 1 июля 2015 года до пересмотра регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации.
Информация фас россии расчет налога на добычу полезных ископаемых газа горючего
НК РФ Статья 342.4. Порядок расчета базового значения единицы условного топлива (Еут), коэффициента, характеризующего степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), и показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг)
(введена Федеральным законом от 30.09.2013 N 263-ФЗ)
1. Базовое значение единицы условного топлива (Еут) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно при добыче газа горючего природного (за исключением попутного газа) и (или) газового конденсата для участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, по следующей формуле:
(в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
(абзац введен Федеральным законом от 28.11.2015 N 325-ФЗ; в ред. Федерального закона от 29.09.2019 N 325-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
Рассчитанное в порядке, определенном настоящим пунктом, базовое значение единицы условного топлива (ЕУТ) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
(абзац введен Федеральным законом от 03.07.2016 N 242-ФЗ)
2. Цена газового конденсата (Цк) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, средняя за истекший налоговый период цена газового конденсата (Цк) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
(п. 2 в ред. Федерального закона от 24.11.2014 N 366-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
3. Коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в общем количестве газа горючего природного (за исключением попутного газа) и газового конденсата, добытых в истекшем налоговом периоде на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья (Дг), рассчитывается по следующей формуле:
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Дг округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
4. Цена газа горючего природного (Цг) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, цена газа горючего природного (Цг) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
(абзац введен Федеральным законом от 03.07.2016 N 242-ФЗ)
(п. 4 в ред. Федерального закона от 24.11.2014 N 366-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
5. Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа (Ов), устанавливается равным:
(в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме добытого углеводородного сырья (Кгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;
6. Значение коэффициента Кгпн, указанного в пункте 5 настоящей статьи, определяется налогоплательщиком самостоятельно по следующей формуле:
Показатели Гсо, Гп, Но, Ксо определяются за истекший налоговый период применительно к добыче на всех участках недр, находящихся в пользовании налогоплательщика.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кс округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
8. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа конкретного участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Квг), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,7 и меньше или равна 0,9, коэффициент Квг рассчитывается по следующей формуле:
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,9, коэффициент Квг принимается равным 0,5.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) меньше или равна 0,7, коэффициент Квг принимается равным 1.
9. Коэффициент, характеризующий географическое расположение участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Кр), определяется налогоплательщиком в следующем порядке:
1) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на полуострове Ямал и (или) Гыданском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр рассчитывается по следующей формуле:
Кр = 0,066 x n + 0,144,
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.
По истечении ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр принимается равным 1;
2) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Астраханской области, коэффициент Кр принимается равным 0,73;
3) если иное не установлено подпунктом 4 настоящего пункта, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Иркутской области, Красноярского края или Дальневосточного федерального округа либо в Охотском море, на период с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2033 года коэффициент Кр принимается равным 0,1, начиная с 1 января 2034 года для указанных участков недр коэффициент Кр принимается равным 1;
4) для налогоплательщиков, указанных в подпункте 1 пункта 5 настоящей статьи, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично в границах Иркутской области и (или) Республики Саха (Якутия) и дата начала промышленной добычи газа горючего природного на таком участке недр приходится на период начиная с 1 января 2018 года, коэффициент Кр:
принимается равным 0 начиная с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором впервые выдана лицензия на пользование участком недр, и до истечения пятнадцати календарных лет, отсчитываемых последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на этом участке недр;
начиная с шестнадцатого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр, рассчитывается по следующей формуле:
где n в целях настоящего подпункта определяется как порядковый номер календарного года с шестнадцатого по двадцать четвертый годы, отсчитываемые последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр;
принимается равным 1 начиная с первого налогового периода двадцать пятого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр.
Для целей настоящего подпункта датой начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр признается дата, на которую составлен государственный баланс запасов полезных ископаемых, согласно которому степень выработанности запасов газа горючего природного участка недр впервые превысила 1 процент;
(п. 9 в ред. Федерального закона от 24.11.2014 N 366-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
10. Коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным одному из следующих значений:
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья меньше или равна 1 700 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 1;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 1 700 метров и меньше или равна 3 300 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 0,64;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 3 300 метров, коэффициент Кгз принимается равным 0,5 при добыче газового конденсата и равным результату деления числа 0,5 на значение коэффициента Кгп, определяемого в соответствии с пунктом 18 настоящей статьи, при добыче газа горючего природного.
(в ред. Федеральных законов от 27.11.2017 N 335-ФЗ, от 29.09.2019 N 325-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
Минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья определяется налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода.
11. Коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, к региональной системе газоснабжения (Кас), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, является ресурсной базой исключительно для региональной системы газоснабжения, коэффициент Кас принимается равным 0,1.
В случаях, не указанных в абзаце втором настоящего пункта, коэффициент Кас принимается равным 1.
12. Коэффициент, характеризующий особенности разработки отдельных залежей участка недр (Корз), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если добыча газа горючего природного осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесенной к туронским продуктивным отложениям или продуктивным отложениям березовской свиты по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз рассчитывается по следующей формуле:
(в ред. Федерального закона от 02.07.2021 N 305-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
Корз = 0,053 x n + 0,157,
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.
По истечении ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз принимается равным 1.
Для целей настоящего пункта степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) из залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма начальных запасов газа горючего природного (за исключением попутного газа) всех категорий и накопленной добычи с начала разработки залежи углеводородного сырья.
(в ред. Федерального закона от 05.04.2016 N 102-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
13. Для целей настоящей статьи степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) на данном участке недр (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки участка недр.
(в ред. Федерального закона от 05.04.2016 N 102-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
14. Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), определяется налогоплательщиком ежегодно начиная с 1 января 2015 года и действует в течение двенадцати налоговых периодов, начинающихся с 1 января соответствующего года. На период до 1 января 2015 года показатель Тг принимается равным 0.
Показатель Тг рассчитывается по следующей формуле:
Коэффициент, учитывающий изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года, определяется как отношение коэффициента-дефлятора, установленного для года, предшествующего году налогового периода, к коэффициенту-дефлятору, установленному для 2013 года.
Показатель Тр доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках показатель Тр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно.
Если значение показателя Тр, определенное в соответствии с настоящим пунктом, составляет менее 0, то показатель Тр принимается равным 0;
Показатель Рг рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и размещается на его официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» в случае, если показатель Тр не равен нулю.
При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» и величине показателя Тр, не равной нулю, показатель Рг принимается равным 2000;
(в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
Коэффициент Ог определяется и доводится через официальные источники информации в порядке, устанавливаемом федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках коэффициент Ог принимается равным 4.
(в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
Для участков недр, являющихся ресурсной базой исключительно для региональных систем газоснабжения, а также для участков недр, указанных в подпункте 4 пункта 9 настоящей статьи, для которых значение коэффициента Кр равно 0, показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), принимается равным 0.
(п. 14 в ред. Федерального закона от 24.11.2014 N 366-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
15. Корректирующий коэффициент Ккм устанавливается равным результату деления числа 6,5 на значение коэффициента Кгп, определяемого в соответствии с пунктом 18 настоящей статьи.
(в ред. Федеральных законов от 30.11.2016 N 401-ФЗ, от 29.09.2019 N 325-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
16. В целях настоящей статьи условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (Пн) рассчитывается налогоплательщиком для каждого налогового периода в следующем порядке:
При этом средняя цена на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за период мониторинга определяется в порядке, установленном пунктом 3 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (ПН) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
(абзац введен Федеральным законом от 03.07.2016 N 242-ФЗ)
(п. 16 введен Федеральным законом от 24.11.2014 N 366-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
18. Коэффициент Кгп устанавливается равным:
(в ред. Федерального закона от 29.09.2019 N 325-ФЗ)
(см. текст в предыдущей редакции)
налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме добытого углеводородного сырья (Кгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;
(п. 18 в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
Что такое НДПИ и как правильно его рассчитать
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) взимается с пользователей недр с 2001 года. ФЗ-126 от 08/08/01 г. в НК РФ была введена новая глава, 26, устанавливающая правила, по которым взимается налог.
НДПИ в налогом законодательстве
Согласно НК РФ полезное ископаемое — это продукт горнодобычи и карьерной разработки, содержащийся в минеральном сырье. Продукция должна соответствовать стандарту.
Добыча полезных ископаемых лицензируется государством. Организации и ИП, получившие такое разрешение на пользование недрами, ставятся в ФНС на особый учет не позднее 30 дней после получения. По общему правилу регистрация добытчика ископаемого сырья производится по месту нахождения участка недр. Если же он расположен вне территории страны, плательщик налога ставится на учет по месту его нахождения.
Облагаются полезные ископаемые (ПИ), по тексту ТК РФ, ст. 336:
Добытые полезные ископаемые облагаются по ставкам двояко:
Соответственно, процентные играют роль, если база выражена в стоимостном эквиваленте, а твердые имеют отношение к натуральному количественному базовому показателю добычи. «Количественная» база применяется к газу, нефти, углю, газоконденсату, многокомпонентным рудным ПИ Красноярского края. Это положение не касается новых месторождений в море. «Стоимостная» охватывает остальные ПИ, нефть, газ (и конденсат), уголь из новых морских мест добычи.
Льгот по этому налогу нет. Однако фактически льготой можно считать нулевую ставку НДПИ, имеющую отношение (по тексту ст. 342, п. 1) к:
Кроме того, в определенных условиях и к определенным ПИ при расчете налога могут применяться понижающие коэффициенты. Налоговые вычеты, предусмотренные ст. 343.2 для ХМАО, Башкортостана и др., тоже можно отнести к фактическим льготам.
По каждому ПИ делается отдельный расчет. Ставки приведены в ст. 342 НК РФ. Налоговый период — месяц.
С началом фактической добычи возникает обязанность декларировать налог. Расчет подается месту нахождения, по месту жительства (ст. 345 НК РФ), не позже последнего числа последующего месяца. Формируется декларация помесячно, без нарастающего итога. Уплачивается налог до 25 числа последующего месяца, по месту расположения участков добычи, а если они находятся за пределами страны – по месту нахождения юрлица, жительства ИП.
Кстати говоря! Минфин предлагает повысить НДПИ в 2020 году. Такая мера, по мнению чиновников, поможет удерживать цены на бензин на приемлемом для потребителей уровне.
Методики и пример расчета
Расчет НДПИ по количеству добытого полезного ископаемого ведется ограниченно: по газу, углю, нефти, в других случаях база налога будет стоимостной. Количество определяется прямо либо косвенно.
Прямой метод используется там, где можно полагаться на показания измерительных приборов, учитывающих количественную добычу. К ним нужно добавить фактические потери при добыче. Фактические потери определяются разницей между расчетным показателем добычи и фактическим.
Косвенный метод — расчетный, по содержанию ПИ в продукте добычи. Само по себе минеральное сырье учитывают с помощью приборов. Методика расчетов закрепляется в ЛНА. Ее нельзя изменить в течение всего срока добычи, если не меняются технологические характеристики добычи. Как рассчитывать НДПИ по количеству, говорится в ст. 338, 339 НК.
Стоимость ПИ определяется для расчета налога по реализационным ценам, с учетом субсидий или без них. Субсидии фигурируют в расчетах у добытчиков, которые их фактически получают. Данные методики применяются, если в отчетном месяце у добытчика была продажа.
Другой расчетный способ. Он применяется, если в отчетном месяце продажи отсутствовали.
Способы определения стоимости характеризует ст. 340 НК РФ:
Расчетная стоимость ПИ исчисляется по данным НУ, по той же методике, что и база налога на прибыль. Учитываются прямые и косвенные издержки.
Пример (условный) расчета по стоимости. Фирма добывает строительный песок.
Субсидий она не имеет. В прошедшем периоде у нее была реализация. Организация уплачивает НДС в бюджет. Добыча за период составила 50000 т., из них реализация — 35000 т. Цена реализации — 300 руб./т. Затраты по доставке песка — 150000 руб.
Примечание: ставка 5,5% установлена ст. 342 п. 2 пп. 4.
Особенности налогообложения отдельных полезных ископаемых
Приведем некоторые нюансы исчисления налога, поясняющие применение статей гл. 26 НК РФ.
Нефть
Облагается налогом очищенная от воды, солей, стабилизированная (сырая нефть, не закипающая при нормальных значениях давления и температуры). Применяется специфическая ставка, за тонну. Она уточняется умножением на коэффициент цены — Кц, описывающий изменение мировых нефтяных цен. Кц публикуется в информационных письмах ФНС. Например, в мае текущего года применялся коэффициент 13,9764 (док. СД-4-3/11375 от 13/06/19 г.), и налоговая ставка нефти 919 руб. за т. корректировалась исходя из него. Скорректированная ставка составила 12844,3116 руб./т.
Можно исчислить значение коэффициента самостоятельно, применяя формулу
Кц = (Ц — 15) x Р / 261, где Ц – средняя цена нефти «Юралс» в долл. за баррель, Р — средний курс доллара.
В расчете участвует и сложный показатель, учитывающий особенности нефтедобычи, – Дм. Его расчету посвящена отдельная статья НК – 342.5. Дм уменьшает полученное при умножении ставки и Кц значение.
Газ и конденсат
Берется в расчет твердая ставка. Она умножается на показатель Еут – значение единицы условного топлива и Кс – коэффициент, показывающий степень сложности добычи указанных ПИ.
Если говорить о конденсате газа, то применяется еще и показатель Ккм – корректирующего характера – ставку по конденсату необходимо умножить на него. Расчеты по природному газу предполагают, что произведение базовой ставки, Еут и Кс увеличивается (суммированием) на показатель транспортных затрат Тг.
Методики расчета и пояснения к ним можно найти в ст. 342.4 НК. Как уже отмечалось, по газу, конденсату и нефти могут применяться ставки 0% согласно ст. 342-1 НК.
Уголь
Ставка по нему в рублях за тонну, учитываются и дефляторы — коэффициенты, устанавливающиеся приказами Минэкономразвития поквартально, по разновидностям углей.
НДПИ можно уменьшить на затраты, касающиеся охраны труда (ст.343.1 НК). Они берутся как налоговый вычет по НДПИ или входят базу по налогу на прибыль (гл. 25 НК). Указанная статья предполагает применение коэффициента Кт при исчислении предельного вычета по налогу. Он учитывает насыщенность пласта метаном и степень опасности самовозгорания угля. Расчет показателя делается по правилам, утверждаемым Правительством (№462 от 10/06/11 г.). Сумма налога умножается на этот коэффициент, по местам добычи ПИ. Предельная величина Кт — 0,3.
Драгметаллы
Они учитываются согласно:
В указанных документах содержатся правила учета, хранения этого вида ПИ, подготовки отчетности по ним. Добытые драгметаллы оцениваются исходя из реализационных цен на химически чистый металл (без НДС), уменьшенных на затраты по очистке от примесей, доставки до потребителя.
Если в текущем периоде информация о ценах отсутствует, берутся расчеты за предыдущие месяцы. Стоимость единицы добытого ПИ определяется с учетом доли химически чистого драгметалла в единице добытого ПИ и стоимости единицы очищенного металла.
Иными словами, стоимость единицы добытого ПИ = доля чистого металла в добытом ПИ (в нат. измерителях) * стоимость проданного чистого металла (исключая НДС) – затраты на очистку (аффинаж) – транспортные издержки /количество проданного металла.
Налоговая база – стоимость добытого драгметалла, рассчитывается умножением стоимости единицы добытого ПИ на объем его добычи. Особенности исчисления отражают ст. 339 (п. 4, 5), 340 (п. 5) НК РФ.
При расчетах может использоваться коэффициент территории добычи (Ктд). Его размеры определяют ст. 342.3, 342.3-1 НК РФ. Ктд связан со статусом территории опережающего экономразвития и резидентами-добытчиками на этих территориях (ФЗ-473 от 29/12/14 г.) либо со статусом участника инвестиционного проекта в регионе (ст. 25.8 НК РФ).