Налоговый кодекс налог на добычу полезных ископаемых ставки

Федеральная налоговая служба рассмотрела письмо МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 2 от 27.02.2020 № 04-06/03002@ по вопросу применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти (Кд), в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ) при добыче нефти и сообщает следующее.

В соответствии с подпунктом 9 пункта 2 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации (далее – Кодекс) налоговая ставка по НДПИ при добыче нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной (за исключением нефти, добытой на участках недр, в отношении которой в течение всего налогового периода исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья) умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц). Полученное произведение уменьшается на величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Величина показателя Дм определяется в порядке, установленном статьей 342.5 Кодекса.

На основании пункта 1 статьи 342.5 Кодекса показатель Дм рассчитывается по формуле: Дм = КНДПИ x КЦ x (1 – КВ x КЗ x КД x КДВ x ККАН) – КК – КАБДТ – КМАН x СВН, где коэффициент КД определяется в соответствии со статьей 342.2 Кодекса.

В пункте 6 статьи 342.2 Кодекса установлено, что в целях применения коэффициента КД в размерах, установленных подпунктами 2 – 4 пункта 1 данной статьи, должно быть соблюдено, в частности, следующее условие:

учет нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 – 4 пункта 1 статьи 342.2 Кодекса, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 Кодекса.

Из пункта 9 статьи 339 Кодекса следует, что при определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 – 4 пункта 1 статьи 342.2 Кодекса, значение коэффициента КД для которых составляет менее 1, должны соблюдаться следующие требования:

1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи (залежах) углеводородного сырья;

2) измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже четырех раз в месяц.

3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной осуществляется на основании данных, указанных в подпунктах 1 и 2 данного пункта.

В пункте 10 статьи 339 Кодекса указано, что определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче осуществляется в соответствии с порядком учета нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.

На основании пункта 77 постановления Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 № 451 «Об утверждении Правил учета нефти» (далее – Правила) при применении коэффициента Кд, предусмотренного статьей 342.2 Кодекса, в размере менее 1 должны быть соблюдены Правила в части определения количества добытой нефти (в целях применения Правил нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная) и установленные Кодексом требования к учету количества добытой нефти, измерению количества добываемой скважинной жидкости и определению ее физико-химических свойств.

Таким образом, на основании указанных положений Кодекса и Правил, одним из требований в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 – 4 пункта 1 статьи 342.2 Кодекса, для применения значения коэффициента КД менее 1, является требование согласно которому измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже четырех раз в месяц.

При этом главой 26 Кодекса и Правилами не установлено требование о периодичности измерений количества добываемой скважинной жидкости и определения ее физико-химических свойств, в целях применения налогоплательщиком НДПИ значения коэффициента КД менее 1, при работе скважин неполный рабочий месяц.

В этой связи, в случае работы скважин неполный рабочий месяц на залежах углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 – 4 пункта 1 статьи 342.2 Кодекса, для применения значения коэффициента КД менее 1, измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств необходимо осуществлять по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже четырех раз в месяц, в том числе работающей неполный месяц, с учетом подпункта 2 пункта 9 статьи 339 Кодекса и пункта 77 Правил.

По вопросу определения физико-химических свойств добываемой скважинной жидкости сообщаем, что в целях применения Правил «нефтегазоводяная смесь» – смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения. Понятия «нефтегазоводяная смесь» и «скважинная жидкость» равнозначны.

Согласно пункту 1 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28.05.2008 № 400, Минэнерго России является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе по вопросам нефтедобывающей промышленности.

В этой связи, в целях применения подпункта 2 пункта 9 статьи 339 Кодекса, при определении физико-химических свойств скважинной жидкости по каждой скважине работающей на залежи углеводородного сырья следует руководствоваться нормативными правовыми документами, действующими в нефтедобывающей промышленности.

ГОСТ Р 8.615-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества (массы, объема) и других параметров извлекаемых из недр сырой нефти и свободного нефтяного газа на этапах добычи, сбора, транспортировки сырой нефти и свободного нефтяного газа и подготовки товарной продукции на территории Российской Федерации.

На основании пункта 3.11 ГОСТ Р 8.615-2005 нефть сырая необработанная (далее – сырая нефть) это жидкое минеральное сырье, состоящее из смеси углеводородов широкого физико-химического состава, которое содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

В пункте 3.17 установлены параметры сырой нефти (нефтегазоводяная смесь, скважинная жидкость) – физические величины: температура, плотность, давление, масса балласта, объем растворенного нефтяного газа.

В этой связи, в целях применения подпункта 2 пункта 9 статьи 339 Кодекса, при определении физико-химических свойств скважинной жидкости по каждой скважине работающей на залежах углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 – 4 пункта 1 статьи 342.2 Кодекса, налогоплательщиком НДПИ необходимо определять следующие физические величины: температура, плотность, давление, масса балласта, объем растворенного нефтяного газа.

Данная позиция согласована с Минфином России (письмо от 24.04.2020 № 03-06-05-01/33291).

Действительный государственный советник
Российской Федерации 2 класса
Д.С.Сатин

1. Положения настоящей статьи применяются при выполнении соглашений, которые предусматривают условия раздела произведенной продукции в соответствии с пунктом 1 статьи 8 Федерального закона “О соглашениях о разделе продукции”.

2. Налогоплательщики определяют сумму налога на добычу полезных ископаемых, подлежащую уплате, в соответствии с главой 26 настоящего Кодекса с учетом особенностей, установленных настоящей статьей.

3. Налоговая база при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса.

4. Налоговая база определяется отдельно по каждому соглашению.

5. Налоговая ставка при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений составляет 340 рублей за одну тонну. При этом указанная налоговая ставка применяется с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть, – Кц.

Данный коэффициент ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно по формуле:

Кц = (Ц – 8) x Р / 252,

где Ц – средний за налоговый период уровень цен нефти сырой марки “Юралс” в долларах США за один баррель;

Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации.

Среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, определяется налогоплательщиком самостоятельно как среднеарифметическое значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, за все дни в соответствующем налоговом периоде.

Средний за налоговый период уровень цен нефти сырой марки “Юралс” определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все календарные дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.

Средние за истекший месяц уровни цен нефти сырой марки “Юралс” на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) ежемесячно в срок не позднее 15-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

При отсутствии указанной информации в официальных источниках информации средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сырой марки “Юралс” на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) определяется налогоплательщиком самостоятельно.

Рассчитанный в порядке, определенном настоящей статьей, коэффициент (Кц) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

Сумма налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки, исчисленной с учетом коэффициента (Кц), и величины налоговой базы, определяемой в соответствии с настоящей статьей.

6. При выполнении соглашений налоговые ставки, установленные статьей 342 настоящего Кодекса, при добыче полезных ископаемых, за исключением нефти и газового конденсата, применяются с коэффициентом 0,5.

7. Налоговая ставка, установленная пунктом 5 настоящей статьи, применяется при добыче нефти и газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений с коэффициентом 0,5 до достижения предельного уровня коммерческой добычи нефти и газового конденсата, который может быть установлен соглашением.

В случае, если соглашением установлен предельный уровень коммерческой добычи нефти и газового конденсата, при достижении такого предельного уровня налоговая ставка применяется с коэффициентом 1, который не изменяется в течение всего срока действия соглашения.

Открыть полный текст документа

Налог на добычу полезных ископаемых взимается со всех пользователей недр и относится к федеральным.

Нормативно-правовая база НДПИ

Основным регулирующим нормативным актом является глава 26 Налогового кодекса РФ, которая получила юридическую силу 24 июля 2002 года в соответствии с положениями ФЗ №104.

Процесс взимания и исчисления НДПИ также регулируется:

1. Ст. 336 НК РФ, в которой перечислены категории добываемых полезных ископаемых.
2. Ст. 334 НК РФ, в которой перечислены те граждане и организации, обязанные уплачивать указанный налог.
3. В ст. 335 НК РФ даны указания относительно постановки недропользователей на учет в зависимости от местоположения участка недр, предоставленных им в пользование.
4. В ст. 337 НК РФ дано определение добытых полезных ископаемых.

В нормативно-правовую базу также включены:

1. Письмо Минфина от 31 мая 2012 года № 03-06-05-01/66.
2. ФЗ №204 от 29 ноября 2012.

Объекты налогообложения

НДПИ уплачивается в соответствии с положениями статьи 336 НК РФ:

• на все полезные ископаемые, добытые внутри страны;
• на полезные ископаемые, которые были извлечены из отходов основного производства (если способ извлечения был лицензирован);
• на полезные ископаемые, которые были добыты за пределами России.

Плательщики налога

Плательщиками НДПИ в соответствии с действующим законодательством признаются предприятия и ИП (как российские, так и иностранные), являющиеся пользователями недр.

Ставки по НДПИ

Величина адвалорных процентных ставок, взимаемых с недропользователей, устанавливается п. 2 ст. 342 НК РФ:

• при добыче калийных солей ее размер составит 3,8%;
• при добыче торфа, апатитовых и др. руд величина ставки составит 4%;
• при добыче кондиционных руд черных металлов размер ставки составит 4,8%, при этом ее размер должен быть умножен на соответствующий коэффициент (Кподз);
• при добыче радиоактивного сырья, солей, термальных вод бокситов и др. размер ставки составит 5,5%;
• при извлечении горнорудного неметаллического сырья, концентратов и т. д. размер ставки составит 6%;
• при добыче сырья с примесями драгоценных металлов – 6,5%;
• при добыче термальных вод и грязей – 7,5%;
• при добыче редких металлов и камней размер ставки составит 8%.

Отдельные категории облагаются специфическими ставками:

• за 1 тонну газового конденсата взимается ставка в размере 42 рублей, которая должна быть умножена на базовое значение единицы условного топлива и на коэффициент, установленный в зависимости от сложности добычи, а также на корректирующий коэффициент, размер которого указан в статье 343.4 НК РФ. С 1.01.2019 также вступили в силу изменения, в соответствии с которыми полученную сумму также следует увеличить на произведение показателя Кман, указанного в пункте 7 статьи 342.5 НК РФ, и коэффициента, характеризующего величину добытого газового конденсата, в отношении которого Кман не может быть применён, и равного 0,75;
• нефть – 919 рублей (с 1.01.2017) за 1 тонну. Полученная сумма также должна быть умножена на показатель Дм, который характеризует особенности добывающего процесса.

Способы исчисления НДПИ

Размер налога может быть рассчитан одним из следующих способов:

1. Первый способ может быть использован для расчета НДПИ при добыче большинства полезных ископаемых. Рассчитывается как общая сумма извлеченного из недр сырья, а действующие ставки берутся из соответствующей статьи НК РФ.
2. Второй способ исчисления применяется при добыче газа. В этом случае учитывается общий объем добытого сырья и специфические ставки, определяемые НК РФ.
3. Третий способ применяется при расчете НДПИ на драгоценные металлы. Налоговая база зависит от стоимости реализации готового сырья или самородков, которые были добыты на месте.
4. Четвертый метод создан для расчета НДПИ при добыче нефти. База определяется в тоннах, а ставку корректируют установленные НК РФ коэффициенты.

Формула, по которой рассчитывается налог на добычу полезных ископаемых, выглядит так:

НДПИ = НБ * НС, где НБ означает налоговую базу, рассчитанную за отчетный период, а НС – ставку процента, установленную НК РФ.

Коэфициент Ктд

Ктд – коэффициент, применяемый для характеристики территорий добычи полезных ископаемых (ст. 342.3 НК РФ). Его применение обосновано положениями пп. 1 п. 1 ст. 28.5 НК РФ в отношении участников региональных инвестиционных проектов, имеющих статус резидентов территорий, опережающих социально-экономическое развитие.

На протяжении 120 отчетных периодов начиная с момента применения ставки налога на доходы организации для участника проекта Ктд устанавливается на уровне следующих значений:

• в течение первых 24 периодов – 0.
• с 25 по 48 период включительно – 0,2.
• с 49 по 72 период – 0,4.
• с 73 по 96 период – 0,6.
• начиная с 97 периода и во все последующие – 1.

Изменения в порядке исчисления НДПИ в части потерь при добыче нефти

В отношении нефти, добытой на тех участках недр, в отношении которых на протяжении всего отчетного периода действовал налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД), ставка НДПИ устанавливается законодательством РФ на уровне 1 рубля за 1 тонну извлеченного сырья, однако, полученная сумма должна быть умножена на коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, размеры которого определены в статье 342.6 НК РФ.

Также в соответствии с пояснениями Министерства Финансов от 17 и 24 мая 2019 года налогообложение в части нормативных потерь добываемого сырья должно быть произведено по нулевой ставке.

Прочие изменения

В соответствии с приказом Минэкономразвития РФ от 21.01. 2019 №53613 в 2019 году также изменились размеры коэффициентов-дефляторов к ставке НДПИ при добыче угля:

• коэффициент, используемый при добыче антрацита – 0,970.
• при добыче коксующегося угля – 1,047.
• при добыче бурого угля – 1,004.
• на все прочие типы угля – 1,026.

Как заполнить декларацию по НДПИ

Действующая форма документа (№ КНД 1151054) была утверждена в 2015 году и состоит из титульного листа и 7 разделов.

Титульный лист отчета (лист 01) должен содержать следующие данные:

• ИНН и КПП налогоплательщика;
• номер отчетного периода, по результатам которого подается декларация;
• год, за который подается отчет;
• код НО;
• наименование организации или ИП;
• ОКВЭД;
• личные данные налогоплательщика;
• число страниц в заполняемой декларации;
• сведения о доверенном лице и номер доверенности.

Остальные разделы специфичны и в новой форме декларации разделены в зависимости от типа и категории добываемых полезных ископаемых:

• Раздел 1. Здесь должны быть указаны суммы по итогам расчётов всех прочих разделов декларации, а также коды КБК и ОКТМО.
• Раздел 2. Заполняется в том случае, если предприятие занимается добычей нефти.
• Раздел 3. Посвящен добыче природного газа и газового конденсата, но при этом не заполняется теми разработчиками, которые ведут свою деятельность на морском шельфе. В строках 050, 060 и 070 должны быть указаны следующие данные: о стоимости транспортировки единицы добытого сырья; о проценте участия в продажах отдельной организации; о доле добычи природного газа в общих объемах. Строки 100 – 130 заполняются на основании сведений, указанных в лицензии на разработку.
• Раздел 4. Его должны заполнить те недропользователи, которые ведут деятельность по добыче углеводородного сырья на морских шельфах. Деклараторы обязаны самостоятельно внести данные по коду добываемых ископаемых, названию месторождения и датам разработки. Сумма НДПИ рассчитывается путем умножения суммы налогооблагаемой базы на установленную законом ставку. Итог должен быть вписан в строку 140.
• Раздел 5. Заполняется всеми прочими недропользователями, добывающими те виды полезных ископаемых, которые не были отражены в предыдущих разделах отчета. К ним относят: горючие сланцы, руды, песок, драгоценные металлы. Гражданин, составляющий декларацию, должен вписать в соответствующие сроки исходные данные, рассчитать количество добытого сырья и стоимость единицы.
• Раздел 6. Сюда вносится информация о проведении оценки стоимости единицы извлеченного из недр сырья. В форме должны быть учтены прямые, косвенные и внереализационные расходы на их извлечение.
• Раздел 7. Должен быть заполнен теми пользователями недр, которые занимаются угледобычей. Так же, как и в 4 разделе, деклараторы должны самостоятельно внести в отчёт сведения о месторождении, дате и названии добываемых полезных ископаемых.

Отчет по НДПИ должен предоставляться в ФНС ежемесячно, при этом суммировать уплаченную сумму с нарастающим итогом по месяцам не нужно.