Коэффициент полезного использования уже добытого топлива и сырья

Опыт расчетов показывает, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии явно недостаточно. Наиболее полным и обобщающим показателем для выбора энергетической стратегии, обеспечения максимального экономии топлива, является коэффициент полезного использования топлива (КПИТ).

ти= (N*0.86 +Q)/(Bээ +Bтэ)*7 (9)

ти =F (СпП, СхПр, N,Q,T, P) (10)

ти- КПИТ – это универсальный показатель, характеризующий эффективность комбинированного потребления (производства) тепловой и электрической энергии в зависимости от:

СпП – способа потребления тепловой или электрической энергии;

СхПр – схемы производства тепловой электрической энергии;

N – электрической мощности;

Q – тепловой мощности;

Т. Р – температуры воды или давления пара для потребителя.

КПИТ является тем обобщающим показателем, который характеризует способность потребителя и производителя комбинированной тепловой и электрической энергии к выбору энергоэффективной технологии потребления и производства энергии.

Влияние показателей на эффективность использования топлива -КПИТ:

от способа потребления тепловой и электрической энергии;

от способа производства тепловой и электрической энергии;

от сочетания тепловой и электрической нагрузки как для комбинированного производства энергии;

от температуры сетевой воды для теплофикационной турбины. Для раздельного способа производства тепловой и электрической энергии температура сетевой воды практически не влияет на экономичность производства.

Степень влияния этих показателей приведена на примере табл.5

Табл. 5 Пример расчета экономии расхода топлива от способа потребления энергии (т.у.т.)

Пример 5. Определить экономию топлива за счет строительства Омской ТЭЦ-6 и счет сокращения перетока энергии 350 Мвт от ГРЭС, при наличии теплового потребителя 600Гкал/час.
а) Раздельное производство	б)Комбинированное производство	Экономия
Сравниваются 2 варианта: а) Раздельно ГРЭС с двумя турбины К-300 с нагрузкой 175 Мвт и в Омске две котельных по 300 Гкал/час.б) Комбинированно на ТЭЦ- две турбины Т-185 с нагрузкой 175 Мвт и 300Гкал/час с нагревом до 80С.
КПИТ	%	55.8	83.0
Расход топлива	т.у.т/час	2(1750.86+300) / 0.5587= 2115.3=230.6	2(1750.86+300) /0.837= 277.5=155	230.6 -155=75.6 или 48.8% от комбинированного способа

Пример 5 показывает, что для Омска сокращение расхода топлива за счет организации комбинированного потребления энергии в отопительный сезон составляет 400 тыс. тут/год.

Степень технического совершенства потребителей тепловой и электрической энергии должна определятся по коэффициенту полезного использования топлива ти. КПИТ – это тот обобщенный универсальный показатель, который определяет степень технологической грамотности при решении задач по энергосбережению как для потребителей, так и для производителей тепловой и электрической энергии. В настоящее время в практике расчетов и нормирования коэффициент полезного использования КПИТ используется недостаточно широко. Отсутствуют методики расчета эффективности как для потребителей тепловой и электрической энергии – КПИТпотребителя, так и для производителей тепловой и электрической энергии – КПИТпроизводителя. Внедрение КПИТпотребителя позволит на законном основании требовать снижение тарифов для тех потребителей, которые обеспечивает комбинированное производства тепловой и электрической энергии (население городов, промышленные предприятия, потребляющие тепло от ТЭЦ). И наоборот, те потребители, которые имеет низкое значение КПИТ, должны платить за энергию по самым высоким тарифам в 1.5-2 раза дороже!.

КПИТ – это тот показатель энергетической эффективности, который необходимо использовать для нормирования энергопотребления для крупных потребителей тепловой и электрической энергии, для формирования энергосберегающей политики предприятий, региона, города.

Источник

<< Начало

Коэффициент Кз характеризует величину запасов конкретного участка недр.

Для определения коэффициента Кз нужно учесть значение степени выработанности запасов конкретного участка недр (Свз).

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) определяется по следующим формулам.

По состоянию на 1 января 2012 года:

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена до 1 января 2012 года

Сумма накопленной добычи нефти по данным государственного баланса, утвержденного в 2011 году

Сумма извлекаемых запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 по конкретному участку недр и накопленной добычи с начала разработки участка по данным государственного баланса, утвержденного в 2011 году

По состоянию на 1 января года, в котором предоставлена лицензия на право пользования недрами:

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена начиная с 1 января 2012 года

Сумма накопленной добычи нефти по данным государственного баланса, утвержденного в году, предшествующем году получения лицензии на право пользования недрами

При этом если запасы нефти поставлены на государственный баланс в году, предшествующем году налогового периода, или в году налогового периода, то данные для расчета степени выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) организация определяет самостоятельно на основании заключения государственной экспертизы запасов нефти. После утверждения государственного баланса организация должна будет уточнить эти данные.

После расчета степени выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) можно определить коэффициент Кз. Величина коэффициента Кз определяется (с точностью до четвертого знака после запятой) по формуле:

Коэффициент Кз

0,125

Сумма запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 (на 1 января года, предшествующего году налогового периода) и накопленной добычи с начала разработки участка недр (по данным государственного баланса, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода)

0,375

Эта формула применяется при одновременном выполнении двух условий:

сумма запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 на конкретном участке недр по данным государственного баланса, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода, меньше 5 млн тонн;

степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) меньше или равна 0,05.

Если эти условия не выполняются, значение коэффициента Кз принимается равным 1.

Такой порядок предусмотрен пунктом 3 статьи 342.5 Налогового кодекса РФ.

Пример расчет коэффициента запасов конкретного участка недр (Кз)

Организация «Альфа» получила лицензию на право пользования недрами в 2016 году. Сумма накопленной добычи нефти по данным 2015 года составила 300 т (0,3 млн т). Сумма запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 на участке недр составляет 800 т (0,8 млн т).

Бухгалтер определил коэффициент Кз:

0,125 × (0,3 млн т + 0,8 млн т) + 0,375 = 0,5125

Далее определил степень выработанности запасов участка недр:

0,3 млн т : 0,8 млн т = 0,375

Степень выработанности запасов участка больше 0,05, поэтому коэффициент Кз принимается в рассчитанном размере – 0,5125.

Коэффициент Кд характеризует степень сложности добычи нефти.

Значение коэффициента Кд принимается равным от 0,2 до 1, если нефть добывается из конкретных залежей, перечисленных в пункте 1 статьи 342.2 Налогового кодекса РФ. При этом использовать значения коэффициента Кд меньше 1 можно, если одновременно выполняются следующие условия:

в проектной документации указано, что скважины, из которых добывается нефть, расположены на залежах, указанных в подпунктах 2–4 пункта 1 статьи 342.2 Налогового кодекса РФ;

учет добытой нефти и фактических потерь ведется с соблюдением требований пункта 9 статьи 339 Налогового кодекса РФ;

нефть добывается из залежей, запасы которых:

либо поставлены на государственный баланс после 1 января 2012 года;

либо учтены в государственном балансе по состоянию на 1 января 2012 года и имеют степень выработанности менее трех процентов (при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, указанных в подп. 2–4 п. 1 ст. 342.2 Налогового кодекса РФ).

Если хотя бы одно из этих условий не выполняется, значение коэффициента Кд принимайте равным 1. Об этом сказано в пункте 6 статьи 342.2 Налогового кодекса РФ.

Коэффициент Кд применяйте с месяца, следующего за тем, в котором запасы нефти конкретной залежи поставили на государственный баланс. Срок, в течение которого организация может применять значения коэффициента Кд меньше 1, определите в соответствии с пунктом 2 статьи 342.2 Налогового кодекса РФ.

Такой порядок предусмотрен статьей 342.2 Налогового кодекса РФ.

Коэффициент Кдв характеризует степень выработанности конкретной залежи нефти.

Степень выработанности конкретной залежи нефти определяйте по формуле:

Степень выработанности конкретной залежи нефти

Сумма накопленной добычи нефти из залежи с учетом потерь на дату составления государственного баланса

Сумма извлекаемых запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 и накопленной добычи с начала разработки залежи на дату утверждения государственного баланса

Если степень выработанности запасов залежи меньше 0,8, а значение коэффициента Кд меньше 1, то значение коэффициента Кдв примите равным 1.

Если степень выработанности запасов залежи больше или равна 0,8, а значение коэффициента Кд меньше 1, то значение коэффициента Кдв рассчитайте по формуле:

Коэффициент Кдв

3,8

–

3,5

Сумма накопленной добычи нефти по залежи с учетом потерь по данным государственного баланса за год, предшествующий году налогового периода

Сумма извлекаемых запасов нефти категорий A, B, C1 и C2 по залежи и накопленной добычи с начала разработки залежи (по данным государственного баланса за год, предшествующий году налогового периода)

Полученное значение коэффициента Кдв округлите до четвертого знака после запятой.

Если степень выработанности запасов больше 1, а значение коэффициента Кд меньше 1, то значение коэффициента Кдв примите равным 0,3.

Коэффициент Кдв конкретной залежи может быть равен коэффициенту Кв для участка недр, в котором есть эта залежь. Но для этого одновременно должны быть выполнены два условия:

коэффициент Кд для залежи равен 1;

залежь находится на участке недр, содержащем другие залежи, в отношении которых значение коэффициента Кд меньше 1.

Такой порядок предусмотрен пунктами 3–5 статьи 342.2 Налогового кодекса РФ.

Коэффициент Ккан характеризует регион добычи и свойства нефти.

Коэффициент Ккан принимается равным нулю только в отношении сверхвязкой нефти и нефти, добытой на определенных участках недр и при соблюдении условий, которые указаны в пункте 4 статьи 342.5 Налогового кодекса РФ.

Во всех остальных случаях коэффициент Ккан равен 1.

Такой порядок предусмотрен пунктами 4–5 статьи 342.5 Налогового кодекса РФ.

При расчете НДПИ в отношении нефти, добыча которой производится на участках недр, расположенных в республиках Татарстан или Башкортостан, предусмотрены специальные налоговые вычеты. Их можно применять при одновременном выполнении двух условий:

лицензия на право пользования недрами выдана организациям до 1 июля 2011 года;

начальные извлекаемые запасы нефти по состоянию на 1 января 2011 года на конкретном участке недр равны:

2,5 млн тонн или более – для участков, расположенных в Республике Татарстан;

200 млн тонн или более – для участков, расположенных в Республике Башкортостан.

Порядок расчета НДПИ с учетом указанных налоговых вычетов установлен статьей 343.2 Налогового кодекса РФ.

Расчет НДПИ при добыче угля

При добыче угля порядок расчета НДПИ зависит от того, использует ли организация налоговый вычет, предусмотренный статьей 343.1 Налогового кодекса РФ, или нет.

Вычет представляет собой сумму экономически обоснованных и документально подтвержденных расходов, связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля на каждом конкретном участке недр. Для целей налогообложения эту сумму организация вправе учитывать одним из двух способов:

либо на общих основаниях включать в состав прочих расходов, связанных с производством и реализацией (подп. 7 п. 1 ст. 264 НК РФ);

либо ежемесячно исключать из суммы начисленного НДПИ в соответствии со статьей 343.1 Налогового кодекса РФ.

Один из этих способов должен быть закреплен в учетной политике для целей налогообложения. При этом менять выбранный вариант можно не чаще одного раза в пять лет.

Это следует из положений пункта 1 статьи 343.1 Налогового кодекса РФ.

Если организация не использует налоговый вычет, сумму НДПИ рассчитывайте по общим правилам (п. 2, 4 ст. 343 НК РФ).

Если организация использует вычет, то при расчете НДПИ придерживайтесь следующего алгоритма.

1. Определите величину расходов, связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда на соответствующем участке недр. Виды расходов, которые можно учитывать при расчете налогового вычета, перечислены в пункте 5 статьи 343.1 Налогового кодекса РФ, а их конкретный перечень утвержден постановлением Правительства РФ от 10 июня 2011 г. № 455. Исходя из этого перечня организация должна самостоятельно определить состав расходов, которые будут формировать налоговый вычет, и закрепить его в учетной политике для целей налогообложения. При этом состав расходов, зафиксированный в учетной политике, может включать в себя как все виды расходов, предусмотренные перечнем, так и их часть по усмотрению организации. Аналогичные разъяснения содержатся в письмах Минфина России от 1 ноября 2013 г. № 03-06-05-01/46819, от 2 августа 2011 г. № 03-06-06-01/18 и в письме ФНС России от 7 апреля 2014 г. № ГД-4-3/6393 (документ размещен на официальном сайте налоговой службы в разделе «Разъяснения, обязательные для применения налоговыми органами»).

2. Рассчитайте сумму НДПИ исходя из количества угля, добытого на соответствующем участке недр по формуле:

Если добыча угля осуществляется на нескольких участках, НДПИ нужно рассчитать по каждому из них отдельно (п. 4 ст. 343 НК РФ).

3. Рассчитайте предельную сумму налогового вычета. Эта сумма определяется по формуле:

Предельная сумма вычета по НДПИ при добыче угля

Сумма НДПИ, начисленного при добыче угля на конкретном участке недр до применения вычета

Коэффициент Кт по соответствующему участку недр (Км + Кс), но не более 0,3

Величина коэффициента Кт равна сумме коэффициентов метанообильности (Км) и склонности пластов угля к самовозгоранию (Кс). Значения коэффициентов Км и Кс определяются в соответствии с Правилами, утвержденными постановлением Правительства РФ от 10 июня 2011 г. № 462. Значение Кт по каждому участку недр нужно закрепить в учетной политике для целей налогообложения. При этом его размер не может превышать 0,3. Такой порядок предусмотрен пунктом 3 статьи 343.1 Налогового кодекса РФ.

Документы, подтверждающие категорию угольной шахты по степени метанообильности и склонности к самовозгоранию, выписку из учетной политики, а также выписку из проектно-технической документации по разработке месторождения организация должна представить в налоговую инспекцию в течение 10 дней с момента их утверждения (п. 7 Правил, утвержденных постановлением Правительства РФ от 10 июня 2011 г. № 462).

4. Сравните сумму фактических расходов, связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда, с предельной суммой вычета. Из суммы НДПИ за текущий месяц можно исключить меньшую из этих величин.

Если фактические расходы на обеспечение безопасных условий и охрану труда превышают предельную величину налогового вычета за текущий месяц, разницу можно включить в состав налогового вычета в течение следующих 36 месяцев. Но при условии, что общая сумма таких расходов (с учетом остатка) в соответствующем месяце не будет превышать предельную сумму вычета. Об этом сказано в пункте 4 статьи 343.1 Налогового кодекса РФ. Если по истечении 36 месяцев при расчете НДПИ будет учтена не вся сумма названных затрат, остаток можно учесть при расчете налогооблагаемой прибыли в соответствии с пунктом 5 статьи 325.1 Налогового кодекса РФ.

Если организация является участником регионального инвестиционного проекта, направленного на добычу угля, или имеет статус резидента территории опережающего социально-экономического развития, то независимо от использования налогового вычета, предусмотренного статьей 343.1 Налогового кодекса РФ, ставку НДПИ по углю нужно умножить на коэффициент Ктд. Он характеризует территорию добычи полезного ископаемого. Это следует из пункта 2.2 статьи 342 Налогового кодекса РФ.

Кроме того, если организация добывает полезные ископаемые на месторождениях, разработка которых началась до 1 января 2002 года, а также если она является участником особой экономической зоны на территории Магаданской области, то при выполнении определенных условий она вправе рассчитывать НДПИ с применением понижающих коэффициентов (п. 2 ст. 342 НК РФ).

Пример расчета НДПИ при добыче угля

С января 2014 года на основании лицензии ООО «Альфа» занимается разработкой месторождения бурого угля. Добыча угля ведется на одном участке недр. «Альфа» не является ни участником регионального инвестиционного проекта, ни резидентом территории опережающего социально-экономического развития.

В соответствии с учетной политикой для целей налогообложения:

величина коэффициента Кт для участка добычи угля составляет 0,2;
количество добытого полезного ископаемого «Альфа» определяет прямым методом;
организация использует налоговый вычет по НДПИ.

В феврале 2016 года «Альфа» добыла 20 000 тонн бурого угля. Фактические потери составили 9 тонн, что не превышает установленный норматив. Со всего объема потерь бухгалтер организации начислил НДПИ по нулевой налоговой ставке.

Налоговая ставка при добыче бурого угля составляет 11 руб./1 т. Коэффициенты-дефляторы к ставке НДПИ при добыче бурого угля составляют:

на I квартал 2014 года – 0,959;
на II квартал 2014 года – 1,059;
на III квартал 2014 года – 1,018;
на IV квартал 2014 года – 1,004;
на I квартал 2015 года – 1,003;
на II квартал 2015 года – 1,040;
на III квартал 2015 года – 1,014;
на IV квартал 2015 года – 1,003;
на I квартал 2016 года – 1,000 (условное значение).

Сумма НДПИ за февраль 2016 года (без налогового вычета) равна 242 157 руб. ((20 000 т – 9 т) × 11 руб./т. × 0,959 × 1,059 × 1,018 × 1,004 × 1,003 × 1,040 × 1,014 × 1,003 × 1).

В феврале фактическая сумма расходов на обеспечение безопасных условий и охрану труда при добыче угля составила 55 000 руб.

Предельная сумма вычета по НДПИ за февраль равна:
242 157 руб. × 0,2 = 48 431 руб.

Превышение фактических расходов на обеспечение безопасных условий и охрану труда по сравнению с предельной суммой вычета составляет 6569 руб. (55 000 руб. – 48 431 руб.). Сумму НДПИ за февраль эта величина не уменьшает. Сложившееся превышение «Альфа» может учесть в течение следующих 36 месяцев начиная с марта.

Сумму НДПИ за февраль с учетом налогового вычета бухгалтер «Альфы» рассчитал так:
242 157 руб. – 48 431 руб. = 193 726 руб.

В марте «Альфа» добыла 23 000 тонн бурого угля. Фактические потери составили 9,5 тонны, что не превышает установленный норматив. Со всего объема потерь бухгалтер организации начислил НДПИ по нулевой налоговой ставке.

Сумма НДПИ за март (без налогового вычета) равна 278 490 руб. ((23 000 т – 9,5 т) × 11 руб./т. × 0,959 × 1,059 × 1,018 × 1,004 × 1,003 × 1,040 × 1,014 × 1,003 × 1 ).

В марте фактическая сумма расходов на обеспечение безопасных условий и охрану труда при добыче угля составила 44 000 руб.

Предельная сумма вычета по НДПИ за март равна:
278 490 руб. × 0,2 = 55 698 руб.

Предельная сумма вычета превышает сумму фактических расходов на обеспечение безопасных условий и охрану труда. Разница составляет 11 698 руб. (55 698 руб. – 44 000 руб.). Поэтому бухгалтер «Альфы» уменьшил сумму НДПИ за март на величину фактических расходов, понесенных в марте, и на сумму расходов, которые не были учтены при расчете НДПИ за февраль. Общая сумма вычета по НДПИ в марте составила:
44 000 руб. + 6569 руб. = 50 569 руб.

Сумма НДПИ за март с учетом налогового вычета равна:
278 490 руб. – 50 569 руб. = 227 921 руб.

Расчет НДПИ при добыче газа

Сумму налога рассчитайте по формуле:

НДПИ

Количество добытого газа
(тыс. куб. м)

Налоговая ставка
(35 руб. за 1000 куб. м)

Базовое значение единицы условного топлива
(Еут)

Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи из залежи углеводородного сырья
(Кс)

Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа
(Тг)

Если в результате умножения налоговой ставки на показатели Еут и Кс и сложения полученного числа с показателем Тг получится нулевая сумма, то ставка по газу, соответственно, принимается равной 0.

При расчете базового значения единицы условного топлива (Еут) организация должна учесть:

цену газа и (или) газового конденсата за отчетный месяц;

коэффициент, который характеризует долю добытого газа в общем количестве газа и газового конденсата, добытых на участке недр.

Коэффициент сложности добычи газа (Кс) организация принимает равным минимальному значению одного из пяти коэффициентов, характеризующих:

степень выработанности запасов участка;

географическое расположение участка;

глубину залегания залежи углеводородного сырья;

принадлежность участка недр к региональной системе газоснабжения;

особенности разработки отдельных залежей.

Такой порядок установлен подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 и статьей 342.4 Налогового кодекса РФ.

Расчет НДПИ при добыче газового конденсата

Сумму налога рассчитайте по формуле:

НДПИ

Количество добытого газового конденсата
(тонны)

Налоговая ставка
(42 руб. за 1 тонну)

Базовое значение единицы условного топлива
(Еут)

Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи из залежи углеводородного сырья
(Кс)

Корректирующий коэффициент Ккм

Базовое значение единицы условного топлива (Еут) и коэффициент сложности добычи газа (Кс) нужно определять в том же порядке, что и при добыче газа.

Такой порядок установлен подпунктом 10 пункта 2 статьи 342 и статьей 342.4 Налогового кодекса РФ.

Понижающий коэффициент 0,7

В некоторых случаях при добыче полезных ископаемых на месторождениях, разработка которых началась до введения в действие главы 26 Налогового кодекса РФ, организация вправе рассчитывать НДПИ с применением понижающего коэффициента 0,7. Это возможно при одновременном выполнении следующих условий:

по состоянию на 1 июля 2001 года организация признавалась плательщиком отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, но была освобождена от уплаты этих отчислений в отношении разрабатываемых месторождений;

поиск и разведку разрабатываемых месторождений организация вела за счет собственных средств или за счет средств государства, которые были полностью возмещены.

Такой порядок установлен положениями пункта 2 статьи 342 Налогового кодекса РФ и разъяснен в письмах Минфина России от 22 марта 2010 г. № 03-06-06-01/5, от 23 апреля 2008 г. № 03-06-06-01/12.

Участники Особой экономической зоны в Магаданской области, которые добывают полезные ископаемые (кроме углеводородного сырья и общераспространенных полезных ископаемых) на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Магаданской области, рассчитывают НДПИ с применением понижающего коэффициента 0,6.

Такой порядок установлен положениями пункта 2 статьи 342 Налогового кодекса РФ.

Источник