Роялти в добыче полезных ископаемых это
Роялти предполагают, что за право разработки недр нефтегазовая компания (концессионер) регулярно выплачивает государству-соб- ственнику природных ресурсов процент от валовой стоимости произведенной продукции — добытой нефти (в большинстве стран от 12,5 до 20%). Роялти являются весьма распространенной формой выплат из-за того, что легко администрируются и обеспечивают стабильные и более равномерно распределенные во времени налоговые поступления в бюджет, которые легче прогнозировать.
Фиксированная ставка роялти является недостаточно гибким фискальным инструментом, который может привести к тому, что при низких ценах на добытое сырье месторождения, оцениваемые как рентабельные до налогов, оказываются недоходными. В данной связи оправданным является исчисление роялти по скользящей (прогрессивной) шкале, когда ставка налога увеличивается либо с ростом производства (чаще всего пропорционально показателю суточной добычи нефти), либо по некоторой формуле в зависимости от уровня добычи, глубины воды над морскими месторождениями, цен на нефть. Ставки роялти по основным странам приведены в табл. 62.
Таблица 62
Применение и ставки роялти в США, Канаде, Великобритании, Норвегии, Казахстане и России
США | Канада | Велико- Брита- ния | Нор вегия | Казах стан | Россия |
для добычи
для добычи • на морских месторождениях: 18,75% для лицензий, полученных после 19 марта 2008 г., 16,667% для некоторых предыдущих и 12,50% для всех остальных лицензий | От 10% до 45% в зависимости от режима провинции (территории) | Нет | Нет | НДПИ: ставки (0,5— 18%) зависят от добытого объема и реализации на внутреннем или внешних рынках | НДПИ на сырую нефть: базовая ставка 919 руб./т (с поправкой на коэффициенты) |
Источник: Составлено О. А. Львовой по Global Oil & Gas Tax Guide 2016 //
Ernst&Young, 2016.
США являются классическим примером концессионной модели налогообложения нефтяного сектора, основанной на выплатах роялти и налога на прибыль. Добыча нефти в США осуществляется в основном на шельфе Мексиканского залива и в штате Аляска (как на суше, так и на морских месторождениях). Ставка роялти зависит от типа месторождения:
- • для добычи на суше роялти варьируется (в зависимости от участка, геологических условий, характеристик нефти и условий лицензии) на уровне от 12,5 до 30% «валовой» стоимости добытой нефти, которая рассчитывается как спотовая цена на нефть или реально полученный доход за минусом затрат на хранение и доставку топлива к месту продажи. Роялти выплачивается владельцу минерального сырья;
- • для проектов на офшорных месторождениях роялти уплачиваются федеральному правительству[1], а их ставка зависит от даты получения лицензии (табл. 62). К примеру, на шельфе Мексиканского залива (независимо от глубины расположения месторождения) преимущественно действует ставка роялти 18,75%!.
В Канаде нефтегазовые компании также платят роялти (т. н. Crown royalties[2][3]) владельцу минерального сырья — провинции или территории — в соответствии с установленным там режимом. Налоговой базой для расчета роялти обычно служит стоимость добытой нефти, а ставка варьируется от 10 до 45%. Например, в провинции Альберта роялти уплачивается по скользящей шкале от 10% (базовая ставка) до 40% (максимальная ставка) с валового дохода, вычисляемого на основе средней месячной цены на устье скважины. Для новых и контрпродуктивных скважин применяются пониженные ставки (от 5%) или специальные корректирующие коэффициенты.
Система взимания роялти в Канаде включает гибкие формулы, которые учитывают: экономические и технологические различия добычи, изменение цен на нефть, продуктивность скважин, этап освоения месторождения, различия в качестве добываемой нефти, инфляцию (что ведет к увеличению ставки по мере роста общего уровня цен) и то, что затраты на поиск и разработку месторождений в настоящее время больше, чем в прошлом. При расчете роялти выделяется три вида нефти, а формулы настроены таким образом, что включают базовую (минимальную) ставку, которая гарантирует минимальные поступления в бюджет провинции, и максимальную, различную для трех категорий нефти[4]:
- • «старая» (добытая из месторождений, открытых до 1972 г.) облагается по самым высоким ставкам роялти;
- • «новая» (из месторождений, открытых после 1972 г.) облагается по более низким ставкам;
- • «третичная» (открытая после 1 октября 1992 г.) облагается по самым низким ставкам.
В провинциях Канады также применяются специальные скидки по роялти, связанные с особыми ситуациями: для повышения инвестиционной привлекательности высокозатратных проектов (к примеру, связанных с разведочными скважинами на «третичную» нефть), для поощрения новых технологий (льготы для горизонтальных скважин), для продления срока эксплуатации зрелых месторождений (скидки по роялти при использовании методов увеличения нефтеотдачи пластов) а также налоговые каникулы для восстановленных скважин, скидки для малопродуктивных нефтяных скважин. В целях налогообложения роялти подлежит вычету при определении базы для расчета налога на прибыль.
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), принятый в Казахстане и России, является аналогом роялти, основанным на объеме добычи, и применяется к сырой нефти, газовому конденсату и природному газу. В Казахстане налоговой базой является стоимость добытой продукции; при экспорте стоимость основывается на ценах на мировом рынке без корректировок. Использование таких специальных (справочных) цен вместо фактических цен сделок позволяет объективнее рассчитывать налогооблагаемую базу, учитывая возможность производителей занижать цену реализации с целью минимизации налоговых обязательств. В Казахстане цена на мировом рынке на сырую нефть и газовый конденсат определяется как среднеарифметическое значение ежедневных котировок нефти «Юралс» (в Средиземноморье) (Urals Mediterranean, Urals Med) и «Брент» (Dated Brent, Brent Dtd) в налоговом периоде на основании информации, публикуемой агентством Platts в соответствующем отчете Crude Oil Marketwire[5].
Ставки НДПИ на сырую нефть (включая газовый конденсат) определяются на основе годового объема производства и устанавливаются в фиксированном выражении по следующей шкале (табл. 63).
Таблица 63
Ставки НДПИ на сырую нефть в Казахстане
Объем годовой добычи | Ставки |
до 250 000 тонн включительно | 5% |
до 500 000 тонн включительно | 7% |
до 1 000 000 тонн включительно | 8% |
до 2 000 000 тонн включительно | 9% |
до 3 000 000 тонн включительно | 10% |
до 4 000 000 тонн включительно | 11% |
до 5 000 000 тонн включительно | 12% |
до 7 000 000 тонн включительно | 13% |
до 10 000 000 тонн включительно | 15% |
свыше 10 000 000 тонн | 18% |
Источник: Кодекс Республики Казахстан от 10 декабря 2008 г. № 99-IV «О налогах и других обязательных платежах в бюджет (Налоговый кодекс)». Ст. 336.
Данные ставки снижаются на 50%, если переработка продукции осуществляется на внутреннем рынке Казахстана производителем или покупателем. В таких случаях также предусмотрены специальные правила для определения налогооблагаемой базы.
Поскольку роялти основывается на величине валового дохода, месторождения со сравнительно низкой прибыльностью могут сталкиваться с проблемой снижения стимулов для их дальнейшей разработки. Каждый конкретный вид шкалы, подходящий для одного месторождения, может оказаться абсолютно неприемлемым для другого. Учитывая это, Правительство Казахстана применяет точечные меры в отношении низкорентабельных и практически выработанных месторождений — например, в начале 2014 г. ставка НДПИ для месторождения Каражан- бас снизилась в 18—20 раз (с 9—10 до 0,5%).
Налоговые системы Норвегии и Великобритании полностью основаны на налогообложении доходов и не применяют ни роялти, ни аналогичный рентный налог. В Норвегии от роялти отказались в 1986 г. (до этого ставка составляла 8—14%). В Великобритании роялти отменены с 1982 г. (по месторождениям, лицензия на разработку которых была получена до 1982 г., роялти выплачиваются по ставке 12,5%). Это связано с тем, что несмотря на привлекательность роялти для государства, они обладают рядом искажающих эффектов:
- — учитывая, что роялти основывается на величине валового дохода, месторождения со сравнительно низкой прибыльностью могут сталкиваться с проблемой снижения стимулов для их дальнейшей разработки;
- — тот факт, что роялти должны быть выплачены на ранних стадиях разработки месторождения (до того, как инвестор возместит свои капитальные затраты), означает, что взимание роялти окажет большее влияние на чистую текущую стоимость проекта, чем сопоставимый налог, выплаты по которому производятся на более поздних стадиях проекта[6].
Однако на практике при своем обычном применении в качестве инструмента, гарантирующего получение некоторых базовых доходов в начальные и малодоходные годы, экономически искажающие эффекты от роялти проявляются достаточно ограниченно.
Федеральным законом №126-ФЗ вторая часть Налогового кодекса была дополнена главой 26 «Налог на добычу полезных ископаемых». Внесены также соответствующие поправки в другие законодательные акты Российской Федерации, в частности, в закон «О недрах».
Таким образом, была серьезно изменена система налогообложения добывающих отраслей.
Новый налог — налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — заменил с 2002 года три действовавших к тому моменту уже около 10 лет платежа: плату за пользование недрами (роялти), отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и газовый конденсат.
Порядок исчисления и уплаты данного налога базируется на действовавшем порядке исчисления платы за пользование недрами при добыче полезных ископаемых. Налоговые ставки установлены дифференцированно по видам полезных ископаемых в процентах от стоимости добытых полезных ископаемых. Установленные налоговые ставки определены на основе средних фактических ставок роялти и половины действовавших ставок отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы . По нефти утвержденная ставка налога учитывает также величину акциза.
Для обложения добычи нефти было сделано существенное исключение: налоговой базой в соответствии с принятым законом является объем продукции в натуральном выражении, а налоговая ставка установлена в размере 340 руб. за 1 тонну. Специфическая ставка налога по нефти корректируется с учетом уровня мировых цен на нефть и изменения валютного курса рубля.
Замена трех действовавших платежей одним налогом на добычу полезных ископаемых теоретически и практически представляется вполне оправданной.
Вводимый налог фактически выполняет функции роялти (платежа собственнику ресурсов за право разработки запасов). Введение НДПИ позволяет упростить налоговую систему и привести ее в соответствие с мировой практикой. Установление же специфической ставки налога на добычу нефти (на период отладки механизма применения рыночных цен для целей исчисления налогов) позволит преодолеть негативные налоговые последствия трансфертного ценообразования.
В результате реформы поступления в бюджетную систему существенно увеличились:
Так, если совокупные платежи, акциз на нефть, платежи за пользование недрами и отчисления на ВМСБ в 2000 и 2002 году составили 1,6% выручки, то заменивший их НДПИ в 2002 — уже 2,5%.
Наряду с дополнениями в Налоговый и Бюджетный кодексы предусмотрено внесение ряда принципиальных изменений и дополнений в другие законодательные акты, в том числе в закон Российской Федерации «О таможенном тарифе». В частности, поправками к данному закону впервые законодательно установлены предельные размеры вывозных таможенных пошлин на углеводороды, изменяющиеся в зависимости от уровня мировых цен.
Поправками к закону «О недрах», принятыми Федеральным законом № 126-ФЗ, установлена система специальных неналоговых платежей за пользование недрами, к которым отнесены: разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии; регулярные платежи за пользование недрами; плата за геологическую информацию о недрах; сбор за участие в конкурсе (аукционе) и сбор за выдачу лицензий.
Основной целью проведенной работы являлось построение модели оценки налоговых обязательств нефтяного сектора, а также попытка анализа налоговой нагрузки на него.
Для этого был построен финансовый баланс сектора, основанный на оценке
1) так называемой доходной базы отрасли, или прихода средств, т. е. того объема средств, который получили компании отрасли в условиях конъюнктуры цен 2002 года при фактических объемах реализации нефти и нефтепродуктов с учетом изменения объема дебиторской задолженности;
2) расходной базы отрасли, или расхода средств, то есть того объема средств, который был истрачен предприятиями отрасли на добычу, транспортировку, переработку нефти, реализацию и транспортировку нефтепродуктов, администрирование бизнеса, налоги, инвестиции, дивиденды и так далее, исходя из транспортных тарифов, ставок и структуры налогов, существовавшего уровня издержек и т. д. с учетом изменения объемов кредиторской задолженности.
Основными принципами при формировании оценок являлись:
— достоверность данных (данные по возможности проверялись по нескольким источникам);
— эквивалентность отражения доходов и расходов (включение в расходы затрат на операции с отражением выручки по этим операциям в составе доходов);
— формирование расходов на налоговые платежи исходя из внутренних расчетов по модели на основании параметров действовавшей налоговой системы и прочих необходимых данных.
По причине крайней противоречивости и недостаточности информации о различных показателях деятельности нефтяного сектора результаты расчетов не претендуют на абсолютную точность. По указанным причинам целью расчетов не являлось точное сведение баланса доходов и расходов нефтяного сектора. В то же время использование целого ряда источников и различных экспертных оценок полученных результатов, а также сравнение с результатами расчетов, осуществленных различными методами, позволяют надеяться на достаточную адекватность полученных результатов оценки фактической ситуации в секторе.
Некоторые позиции расчетов могут быть улучшены после получения дополнительной информации и необходимых данных. В частности, это касается расчета амортизации, расчета затрат на транспортировку нефтепродуктов при реализации на внутреннем рынке России, показателей изменения дебиторской и кредиторской задолженности. Следует, однако, отметить, что корректировка данных показателей, по-видимому, не окажет существенного влияния на результаты расчетов.
Расчет налоговой нагрузки на нефтяной сектор показал, что в 2002 году (в условиях действовавшей налоговой системы и среднегодовой цены на нефть марки URALS в $23,95 за баррель) поступления в бюджетную систему от нефтяных компаний составили около $20 млрд, что представляет собой около 35% от их валовой выручки. При этом сумма специальных налогов (т. е. тех налогов, которые взимаются только с предприятий, входящих в нефтяной сектор) составила, по нашим оценкам, $15,5 млрд, или 76% от общей суммы уплаченных налогов.
Условный расчет изменения налоговой нагрузки при изменении цен на нефть показал, что при снижении цены на нефть до $15 за баррель происходит сокращение налоговой нагрузки до 19% выручки в случае учета связи динамики цен на нефтепродукты с ценами на нефть и до 22% — без него. При снижении цен на нефть до $18,5 за баррель нагрузка снижается до 27% и 28% соответственно.
Оценка последствий изменения налоговой системы в 2003 году (отмена налога на пользователей автодорог и повышение ставок акцизов на нефтепродукты) показала, что налоговые обязательства нефтяного сектора (в условиях конъюнктуры цен 2002 года) увеличивается всего на 6,1% по сравнению с 2002 годом, а показатель налоговой нагрузки на выручку сектора составит 36%.
В случае если среднегодовая цена на нефть составит, по итогам 2003 года, $15 за баррель, показатель налоговой нагрузки снизится до 23% без учета взаимосвязи цен на нефтепродукты и цен на нефть и до 26% — с учетом таковой. При снижении цены на нефть до $18,5 за баррель эти показатели составят 29% и 30% соответственно.
Расчеты для 2004 года (в котором предполагается снижение ставки НДС до 18%, повышение ставки НДПИ до 357 руб. за тонну и отмена налога с продаж) показали, что в условиях конъюнктуры цен 2002 года налоговые обязательства сектора выросли бы по сравнению с уровнем 2002 год на 10,6%, при этом обязательства по специальным налогам увеличились бы на 8,7%.
При среднегодовой цене на нефть, равной $15 за баррель, налоговая нагрузка на выручку составит 24% без учета взаимосвязи цен на нефтепродукты и на нефть и до 26% — с учетом, а равной $18,5 за баррель — 29% и 30% соответственно.
Налоговая нагрузка на российскую вертикально интегрированную нефтяную отрасль представляется сопоставимой с аналогичными показателями для крупнейших транснациональных нефтяных компаний,
хотя в зависимости от выбранного показателя (налоги на единицу выручки, на тонну нефти и т. д.) положение российского нефтяного сектора может выглядеть относительно лучше или относительно хуже в зависимости от структуры производства и географии добычи конкретной иностранной компании, с которой проводится сопоставление.
По нашим расчетам, для достижения в 2010 году добычи нефти в объеме 400–500 млн тонн потребуется от $76 млрд до $117,5 млрд инвестиций за весь срок до 2010 года ($9,5–14,7 млрд в год), в том числе вложений исключительно в добычу — $35–55 млрд.
Определенной новацией налогового законодательства является специальный режим налогообложения роялти.
Система налогообложения при выполнении соглашений о разделе продукции является специальным налоговым режимом, который регулируется в соответствии с главой 26.4 Налогового кодекса (вступила в силу с 10 июня 2003 года).
Соглашение о разделе продукции (СРП) (production-sharing agreement (PSA)) является договором, в соответствии с которым Российская Федерация предоставляет субъекту предпринимательской деятельности – инвестору – на возмездной основе и на определенный срок исключительные права на поисково-разведочные работы и эксплуатацию участка [4; с.187].
Соглашение определяет все необходимые условия, связанные с пользованием недрами, и порядок раздела произведенной продукции.
На инвестора возлагается ответственность за финансирование поисково-разведочных и эксплуатационных работ. Все действия должны выполняться в соответствии с ежегодными программами работ и соответствующим бюджетом, которые утверждаются Правительством Российской Федерации.
В случае признания месторождения промышленным инвестор должен подготовить план его разработки и представить другой стороне на утверждение. Произведенные нефть и газ в обусловленном месте и согласованных объемах делятся между государственной стороной и инвестором [4; с.187].
Под производством нефти и газа понимают получение жидких и газообразных продуктов из нефти после ее обработки, которые включают сырую нефть, конденсат и природный газ. Государство получает соответствующую часть продукции (процент, который может увеличиваться при росте ежедневного производства. Такая доля называется нефтяное или газовое роялти.
Причитающаяся инвестору доля состоит из двух компонентов.
Первый – представляет собой процент, который инвестор получает в качестве компенсации затрат, понесенных им при выполнении уполномоченных действий.
Продукция, оставшаяся после выплаты нефтяного роялти, компенсации затрат – прибыльная продукция, – делится между государственной стороной и инвестором в простой либо сложных пропорциях. Применение сложных пропорций раздела продукции – оставшейся нефти (так называемая нефтяная прибыль) – обеспечивает государственной стороне более благоприятные условия при разделе производства на более высоких уровнях отдачи нефтяного пласта, чем доля, измеряемая объемом суммарной добычи, или доля, определяемая объемом ежедневного производства.
На практике параметры раздела производства ставят в зависимость от отдачи пласта.
Такая форма соглашения обычно предусматривает увеличение доходов государственной стороны в процентном отношении по мере улучшения отдачи пласта, что измеряется уровнем суммарной или ежедневной добычи.
Перейти на специальный налоговый режим при выполнении соглашений о разделе продукции (СРП) можно при выполнении следующих условий:
СРП могут быть заключены только после проведения аукциона на предоставление права пользования недрами на иных условиях, чем раздел продукции, и признания аукциона несостоявшимся;
при выполнении соглашений доля государства в общем объеме произведенной продукции составляет не менее 32%;
СРП предусматривают увеличение доли государства в прибыльной продукции в случае улучшения показателей инвестиционной эффективности для инвестора при выполнении соглашения.
Цена продукции (цена нефти) применяется для определения стоимости объема компенсационной продукции, передаваемой инвестору, для раздела прибыльной продукции в стоимостном выражении, определения налогооблагаемой прибыли, компенсации расходов инвестора на уплату налогов и сборов.
Налогоплательщиками и плательщиками сборов, уплачиваемых при применении такого налогового режима, признаются организации, являющиеся инвесторами соглашения в соответствии с Федеральным законом “О соглашениях о разделе продукции”.
Налогоплательщик может поручить исполнение своих обязанностей оператору – уполномоченному представителю налогоплательщика на основании нотариально заверенной доверенности.
Налоговая ставка в размере 419 рублей за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв): 419 х Кц х Кв.
Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта “Юралс”, выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 9, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261:
(1.5)
Средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта “Юралс” определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.
Средние за истекший месяц уровни цен нефти сорта “Юралс” на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья 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 средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта “Юралс” на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья определяется налогоплательщиком самостоятельно.
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.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:
(1.6)
где N – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.
В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент Кв принимается равным 1.
Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.
Для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно пункту 1 статьи 337 Налогового Кодекса на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.
Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, включающие:
наименование пользователя недр;
реквизиты лицензии на право пользования недрами;
сведения о накопленной добыче нефти (включая потери при добыче) (N) и начальных извлекаемых запасах нефти, утвержденных в установленном порядке, с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) (V) всех категорий по каждому конкретному участку недр. Данные предоставляются после выпуска государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кв округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.