Актуальные проблемы исчисления налога на добычу полезных ископаемых Горохов Сергей Михайлович

Актуальные проблемы исчисления
налога на добычу полезных
ископаемых
Горохов Сергей Михайлович
Ведущий юрисконсульт
7 октября 2015 г.
Изменения в законодательстве по НДПИ
С 1 июля 2014 г. полностью вступил в силу Федеральный закон от 30
сентября 2013 г. № 263-ФЗ «О внесении изменений в главу 26 части
второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 Закона
Российской Федерации "О таможенном тарифе"».
Основная идея: расчет ставки НДПИ по углеводородному сырью в
зависимости от мировых цен на нефть.
С 1 января 2015 г. вступил в силу Федеральный закон от 24.11.2014
№ 366-ФЗ «О внесении изменений в часть вторую Налогового кодекса
Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской
Федерации» (Закон о «налоговом маневре»).
Основная идея: снижение экспортной пошлины и акцизов на нефтепродукты
за счет увеличения НДПИ.
2
Налоговая ставка
Газовый конденсат (подп. 10 п. 2 ст. 342 НК РФ)
НДПИ конденсат (1 тонна) = 42 руб. × Еут × Кс × Ккм, где
Еут — базовое значение единицы условного топлива (п. 1 ст. 342.4 НК РФ);
Кс — коэффициент сложности добычи (п. 7 ст. 342.4 НК РФ);
Ккм — корректирующий коэффициент (п. 15 ст. 342.4 НК РФ):
‒ 4,4 — в 2015 г.,
‒ 5,5 — в 2016 г.,
‒ 6,5 — с 1 января 2017 г.
Природный газ (подп. 11 п. 2 ст. 342 НК РФ)
НДПИ газ (1000 м3) = 35 руб. × Еут × Кс + Тг, где
Тг — показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего
природного (п. 14 ст. 342.4 НК РФ).
Если полученная сумма оказалась меньше 0, значение налоговой ставки принимается
равным 0.
Результат округляется до полного рубля (!)
3
Расчет базового значения единицы условного
топлива
Еут =
(
(
0,15 × Цг × Дг + Цк × 1 − Дг
( 1 − Дг ) × 42 + Дг × 35
))
, где
Цг — цена газа (п. 4 ст. 342.4 НК РФ);
Дг — доля газа, добытого на участке, в общем количестве газа и газового
конденсата, добытых в налоговом периоде на участке, содержащем
залежь (п. 3 ст. 342.4 НК РФ);
Цк — цена газового конденсата (п. 2 ст. 342.4 НК РФ).
4
Расчет цены газового конденсата (Цк)
(
)
Цк = Ц × 8 − Пн × Р
, где
Ц — средняя за истекший налоговый период цена нефти сорта «Юралс» за баррель
(в $) (п. 3 ст. 342 НК РФ);
Пн — условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат
(п. 16 ст. 342.4 НК РФ)
Цена «Юралс» (URALS)*
Пн
до 109,5 $/т
0
109,5 – 146 $/т
35% (URALS – 109,5)
146- 182,5 $/т
12,78 $/т + 45% (URALS – 146)
Выше 182,5 $/т
29,5 %/т + 59% (URALS – 182,5)
* определяется в порядке, установленном законом «О таможенном тарифе» (напр., для июня – по
средним ценам на «Юралс» с 15 апреля по 14 мая (письмо МФ РФ от 19.05.15 № 03-06-Р3/28665))
Р — среднее за истекший налоговый период значение курса $ (п. 3 ст. 342 НК РФ)
Округляется до 4-го знака!
5
Расчет доли газа в общем количестве газа и
конденсата (Дг)
Дг =
35 × Го
35 × Го + 42 × Ко
, где
Го — количество добытого за налоговый период на участке недр газа (1000 м3);
Ко — количество добытого за налоговый период на участке недр газового конденсата (т).
Результат округляется до 4-го знака.
Расчет производится по всему участку (не по отдельным залежам)
Расчет производится по всему добытому газу и газовому конденсату, включая
• потери и иной газ и конденсат по ставке 0%;
• конденсат в составе нефти (письмо Минфина России от 10.11.2014 № 03-06-0601/56550).
Письма Минфина России от 15.01.2015 № 03-06-05-01/398 и ФНС России от 16.02.2015
№ ГД-4-3/2319@: «при определении коэффициента Дг используются данные о
количестве добытого газа горючего природного и газового конденсата,
налогообложение которых производится по ставкам НДПИ, установленным для газа
горючего природного и газового конденсата».
6
Расчет цены газа (Цг)
(
Цг = Цв × О в + Цэ × 1 − О в
)
, где
Цв — средняя по ЕСГ расчетная цена на газ, поставляемый потребителям
России (кроме населения);
Ов — коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям
России в общем объеме реализованного организацией газа (п. 5 ст.
342.4 НК РФ).
Для газодобывающих компаний группы Газпром и их «дочек» (> 50%) = 0,64,
кроме тех, у которых коэффициент Кгпн < 0,35 (доля газа в суммарном
объеме углеводородного сырья).
Кгпн указывается в налоговой декларации с июня 2015 г.;
Цэ — расчетная цена газа при поставках за пределы СНГ.
7
Определение расчетной цены газа при
поставках за пределы СНГ (Цэ)
Цэ = Цдз ×
(
100% − Стп
100%
)
− Рдз , где
Цдз — расчетная цена реализации газа за пределы СНГ;
Стп — ставка вывозной таможенной пошлины на газ горючий природный,
выраженная в процентах, которая была установлена для истекшего
налогового периода,
‒ 30% — постановление Правительства РФ от 30.08.2013 № 754;
Рдз — расходы на транспортировку и хранение газа за пределами государствчленов ТС при его реализации за пределы СНГ (руб./1000 м3).
8
Расчет Цдз и Рдз
Рассчитываются ФАС России (ранее – ФСТ России) в порядке, установленном
постановлением Правительства РФ от 10.02.2015 № 107, и размещаются на
сайте ФАС России (ФСТ России). При отсутствии информации на сайте ФАС
России определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке,
установленном Правительством РФ.
Цдз — размещается не позднее 15-го числа и подлежит применению в
налоговом периоде ее размещения (например, за сентябрь 2015 года —
13 368 руб./1000 м3 газа (б/НДС).
Рдз — размещается не позднее 1 марта и подлежит применению в течение
12 следующих подряд налоговых периодов, начиная с 1 марта года
размещения. С 1 марта 2015 г. — 2811 руб. /1000 м3 (без НДС).
9
Расчет показателя Цв
Цв — средняя по ЕСГ расчетная цена на газ, поставляемый потребителям
Российской Федерации (кроме населения).
Рассчитывается ФАС России (ранее – ФСТ России) в порядке, установленном
постановлением Правительства РФ от 10.02.2015 № 107.
Применяется с 1-го числа первого месяца периода, на который регулируемые
оптовые цены на газ утверждаются в установленном порядке (т.е. с 1 июля по 30
июня), и размещается на сайте ФАС России (ФСТ России) не позднее 25 июня.
При отсутствии информации на сайте Цв определяется налогоплательщиком
самостоятельно в порядке, установленном постановлением № 107.
 С 1 июля 2015 г. — 4052 руб./1000 м3 газа (б/НДС);
 До 1 июля 2015 г. — в предусмотренном НК РФ порядке не доводился:
• письмо ФСТ России от 20.11.2014 № 9-1022 — 3770 руб./1000 м3;
• самостоятельный расчет по постановлению № 107 — 3769,9648 руб./1000 м3
(формула: Цв = ЦоптНН / 0,9955);
• письмо Минфина России от 11.03.2015 № 03-06-06-01/12788: Цв до целого числа не
округляется, округляется только Цг!
10
Определение коэффициента степени
сложности добычи
Кс = наименьшее из Квг, Кр, Кгз, Кас, Корз, где
Квг — коэффициент степени выработанности запасов газа;
Кр
— коэффициент географического расположения участка недр;
Кгз — коэффициент глубины залегания залежи углеводородного сырья;
Кас — коэффициент принадлежности участка недр к региональной системе
газоснабжения;
Корз — коэффициент особенностей разработки отдельных залежей участка
недр;
Кс — единый коэффициент для газа и газового конденсата.
11
Квг — коэффициент степени выработанности
запасов газа. Расчет степени выработанности
Свг — степень выработанности запасов газа горючего природного
конкретного участка недр
Свг = ∑нд / ∑з (А,В,С1,С2 + нд), где
∑нд — сумма накопленной добычи газа горючего природного (за исключением
попутного газа) на участке недр (включая потери при добыче);
∑з (А,В,С1,С2 + нд) — начальные запасы газа горючего природного (за исключением
попутного газа).
Свг рассчитывается самостоятельно по данным гос. баланса запасов
полезных ископаемых на 1 января года, предшествующего году
налогового периода (т.е. для 2015 г. – на 01.01.2014).
 Свг определяются в целом, по всем залежам на участке недр (включая не
находящиеся в разработке);
 Квг и Свг определяются по газу как для расчета ставки по газу, так и для
ставки по конденсату.
12
Квг — коэффициент степени выработанности
запасов газа
Квг рассчитывается в целом по участку недр, содержащему залежь
углеводородного сырья.
 Если 0,7 < Свг ≤ 0,9, то Квг = 2,75 – 2,5 × Свг.
 Если
Свг > 0,9, то Квг = 0,5.
 Если
Свг < 0,7, то Квг = 1.
13
Кр — коэффициент географического
расположения участка недр
Снижает ставку НДПИ, если участок недр полностью или частично
расположен на территориях, перечисленных в п. 9 ст. 342.4 НК РФ (в
ЯНАО — п-ов Ямал и Гыданский п-ов).
14
Кгз — коэффициент глубины залегания залежи
углеводородного сырья
Минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья (Глmin)
определяется самостоятельно по данным гос. баланса запасов
полезных ископаемых на 1 января года, предшествующего году
налогового периода (т.е. для 2015 г. — на 01.01.2014).
 Если
Глmin ≤ 1700 м, то Кгз = 1.
 Если 1700 м < Глmin ≤ 3300 м, то Кгз = 0,64.
 Если
Глmin > 3300 м, то Кгз = 0,5.
15
Кас — коэффициент принадлежности участка
недр к региональной системе газоснабжения
Если участок недр является ресурсной базой исключительно для региональной
системы газоснабжения, Кас = 0,1, иначе — Кас = 1.
Региональная система газоснабжения (РСГ) — имущественный
производственный комплекс, который состоит из технологически,
организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно
управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для
добычи, транспортировки, хранения и поставок газа, независим от ЕСГ и
находится в собственности организации, образованной в установленных
гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке,
получившей в процессе приватизации объекты указанного комплекса в
собственность либо создавшей или приобретшей их на других
предусмотренных законодательством РФ основаниях.
РСГ является основной системой газоснабжения территорий соответствующих
субъектов РФ; ее деятельность контролируется уполномоченными органами
государственной власти в порядке, установленном законодательством РФ (п. 1
ст. 7 Закона о газоснабжении).
16
Кас — коэффициент принадлежности участка
недр к РСГ. Позиция ФБК
Региональная система газоснабжения
=
Единая система газоснабжения,
кроме «независим от ЕСГ».
Основной критерий Региональной системы газоснабжения — технологическая
независимость от Единой системы газоснабжения (отсутствие присоединений).
Для Кас — вся отгрузка только в РСГ.
17
Кас — коэффициент принадлежности участка
недр к РСГ
Три основных признака региональной системы газоснабжения (письмо Минфина
России от 19.11.2014 № 03-06-05-01/58794):
 независимость от ЕСГ (централизованно управляется независимо от объектов ЕСГ, а
также не имеет подключения к объектам газотранспортной системы, являющимся
частью ЕСГ);
 является основной системой газоснабжения территорий соответствующих субъектов
РФ (обеспечение потребителей газом осуществляется исключительно* с
использованием объектов, входящих в указанную систему газоснабжения);
 деятельность системы контролируется уполномоченными органами государственной
власти в порядке, установленном законодательством РФ.
Перечень региональных систем газоснабжения (не исчерпывающий):
 Норильская система в Таймырском АО;
 Якутская система в Республике Саха (Якутия);
 система, связывающая о. Сахалин и Хабаровский край;
 локальная система о. Сахалин; Чукотская система; Камчатская система.
* Письма Минфина России от 15.02.2015 № 03-06-06-01/6512 и № 03-06-06-01/6527, от
25.02.2015 № 03-06-05-01/9228, от 14.07.2015 № 03-06-05-01/40370.
18
Корз — коэффициент особенностей разработки
отдельных залежей участка недр
Применяется, если добыча газа осуществляется из залежи, отнесенной к
туронским отложениям, иначе Корз = 1.
С 1 января 2014 г. до истечения 180 месяцев, начиная с 1 января года, в
котором степень выработанности запасов газа по залежи превысила 1%:
Корз = 0,053 × n + 0,157
, где
n — порядковый номер года:
= (год налогового периода) – (год, в котором степень выработанности запасов газа по залежи
впервые превысила 1%, + 1);
если степень выработанности запасов газа по залежи < 1%, n = 1.
По истечении 180 месяцев Корз = 1.
Степень выработанности запасов газа по залежи — по данным гос. баланса на 1 января
года, предшествующего году налогового периода:
Свг = ∑нд / ∑з (А,В,С1,С2 + нд) , где
∑нд — сумма накопленной добычи газа (кроме попутного газа) из залежи (включая потери);
∑з (А,В,С1,С2 + нд) — начальные запасы газа (кроме попутного газа) в залежи и накопленной
добычи по залежи.
19
Порядок определения показателя, характеризующего
расходы на транспортировку газа (Тг )
Тг — прямо увеличивает (для группы «Газпром») или уменьшает (для
независимых производителей) налоговую ставку по газу:
 1 
 Р 
Т г = 0,5 × Т р ×  г   
 , где
О
 100 
 г
Тр — разница между средним фактическим значением тарифа на услуги по
транспортировке газа по магистральным газопроводам, являющимся
частью ЕСГ, в пределах территории РФ в предыдущем году, и расчетным
значением тарифа на услуги по транспортировке газа в предыдущем году;
Рг — среднее расстояние транспортировки газа по магистральным
газопроводам, являющимся частью ЕСГ (в км), в пределах территории РФ
независимыми организациями;
Ог — соотношение количества газа, добытого группой «Газпром», к количеству
газа, добытого независимыми производителями.
Для участков — ресурсных баз РСГ: Тг = 0.
20
Показатель Тр — разница средним фактическим и
расчетным значениями тарифа на транспортировку
газа
Тр доводится ФАС России (ФСТ России), иначе — определяется
самостоятельно:
Тр = Тср – Трасч
Тср20хх — фактический тариф на транспортировку;
Трасч20хх = Т2013 × (Кдеф20хх / Кдеф2013).
То есть, если Тср < Трасч20хх, то Тр = 0
Тг = 0.
Вывод. Если рост тарифов не опережает инфляцию, то Тг не рассчитывается.
Если Тр = 0, остальные показатели для Тг не рассчитываются.
На 2015 г. Тр = 0.
21
Показатель Рг — среднее расстояние
транспортировки газа
Рг рассчитывается ФСТ России, иначе = 2000.
Рг = среднее расстояние транспортировки газа независимыми
производителями по территории РФ.
22
Коэффициент Ог — отношение количеств газа,
добытого Газпромом и независимыми
производителями
Ог — отношение количества газа, добытого группой «Газпром» с октября
по сентябрь (включительно) предыдущего года, к количеству газа,
добытого иными налогоплательщиками за тот же период.
Определяется и доводится в порядке, устанавливаемом Минэнерго России,
иначе Ог = 4.
Для независимых производителей газа Ог = –1
Тг = 0,5 × Тр × (Рг/100) × (1/–1) = 0.
23
Показатели, подлежащие округлению при
расчете ставки НДПИ
До целого числа: ставка НДПИ.
До 4-го знака после запятой:
 средняя за истекший налоговый период цена газового конденсата (Цк) (п. 2 ст.
342.4 НК РФ);
 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) (п. 3 ст. 342.4 НК РФ);
 цена газа горючего природного (Цг) (п. 4 ст. 342.4 НК РФ);
 коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего
природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс) (п.
7 ст. 342.4 НК РФ);
 коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц) (п. 3 ст.
342 НК РФ).
Иные показатели округлению не подлежат!
24
Благодарим за внимание!
101990, Москва, ул. Мясницкая, д.44/1
Телефон (495) 737 5353
Факс
(495) 737 5347
E-mail
fbk@fbk.ru