1.3. Применение нормативов технологических потерь и расчет налоговой базы по НДПИ по месторождению

Описание ситуации: Общество добывает два вида полезных ископаемых — газ и газовый конденсат; на месторождении есть участки с глубиной залегания сырья и до 1700 м, и от 1700 м до 3300 м; оба полезных ископаемых добываются и на тех, и на других участках.

При составлении расчета по НДПИ общество применяет коэффициенты (Кгз), характеризующие территорию добычи полезного ископаемого в зависимости от глубины залегания залежей углеводородного сырья в интервалах до 1700 м и от 1700 м до 3300 м.

При расчете налоговой базы для расчета НДПИ применяется прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, при этом количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Нормативы технологических потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождений, разрабатываемых обществом, утверждены Департаментом добычи и транспортировки нефти и газа Минэнерго России в целом по месторождению (без разбивки на глубину залежей).

 

Вопрос: Правомерно ли при исчислении НДПИ определение налоговой базы по ставке 0% по потерям углеводородного сырья исходя из объемов добычи в целом по месторождению?

Необходимо ли рассчитывать налоговую базу в разбивке по пластам, залегающим в интервалах:

— до 1700 м;

— от 1700 м до 3300 м?

 

Ответ: 1. В соответствии с п. п. 4, 5 ст. 338 НК РФ налоговая база определяется отдельно по каждому добытому полезному ископаемому, определяемому в соответствии со ст. 337 НК РФ. В отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке.

Применение коэффициента Кс (характеризующего степень сложности добычи газа или газового конденсата), значением которого в силу п. 7 ст. 342.4 НК РФ может являться коэффициент Кгз (характеризующий глубину залегания залежей углеводородного сырья), при определении налоговой ставки при добыче газового конденсата и газа горючего природного предусмотрено пп. 10, 11 п. 2 ст. 342 НК РФ.

Согласно п. 10 ст. 342.4 НК РФ коэффициент Кгз принимается равным одному из следующих значений:

в случае если минимальная глубина залегания залежей углеводородного сырья меньше или равна 1700 метров, коэффициент Кгз принимается равным 1;

в случае если минимальная глубина залегания залежей углеводородного сырья больше 1700 метров и меньше или равна 3300 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 0,64;

в случае если минимальная глубина залегания залежей углеводородного сырья больше 3300 метров, коэффициент Кгз принимается равным 0,5.

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.

При этом для залежей углеводородного сырья участков недр, расположенных на территориях, перечисленных в пп. 1 — 3 п. 9 данной статьи, коэффициент, характеризующий глубину залегания залежей углеводородного сырья (Кгз), принимается равным 1.

Как видно из данной нормы, в ней идет речь именно о глубине залегания отдельных залежей углеводородного сырья, а не о глубине залегания залежей сырья в месторождении в целом.

При введении с 01.07.2014 коэффициентов, указанных в ст. 342.4 НК РФ, учтены многокомпонентный состав газа горючего природного, макроэкономические показатели, ценовая конъюнктура на целевых рынках сбыта, а также показатели экономической эффективности проектов по добыче газа горючего природного (пояснительная записка к проекту федерального закона «О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации» (в части установления формулы для расчета ставки налога на добычу полезных ископаемых при добыче газового конденсата и газа горючего природного)) <1>.

———————————

<1> http://asozd2.duma.gov.ru/main.nsf/%28SpravkaNew%29?OpenAgent&RN=297813-6&02.

 

Иными словами, при применении рассматриваемых коэффициентов и, соответственно, исчислении налоговой базы следует исходить из особенностей добычи газа природного и газового конденсата, к которым относится их залегание на разной глубине, имеющее место в том числе и в пределах территории одного месторождения.

Минфин России в Письме от 14.10.2014 N 03-06-06-01/51688 указал, что:

«в целях применения коэффициента Кс добывающей компании следует вести учет добытого полезного ископаемого отдельно по каждой залежи углеводородного сырья».

Таким образом, по нашему мнению, коэффициент Кгз необходимо определять по каждой залежи углеводородного сырья, а не по месторождению в целом. Соответственно, налоговая ставка и налоговая база определяются также по каждой залежи углеводородного сырья в отдельности.

  1. Согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой ставке 0% (0 руб. в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых. В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством РФ.

В соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Фактическими потерями полезного ископаемого (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

Данные нормы не претерпели изменения в связи с введением коэффициентов, указанных в ст. 342.4 НК РФ, и каких-либо особенностей применения налоговой ставки 0% в связи с использованием этих коэффициентов НК РФ не предусмотрено.

Из этого можно сделать вывод, что, несмотря на определение коэффициента Кгз и налоговой базы по каждой залежи в месторождении, предприятие должно использовать нормативы потерь, утвержденные для месторождения в целом, поскольку иного ни законодательством, ни утвержденными нормативами не предусмотрено.

Минфин России в упомянутом Письме отметил, что:

«Приказами Минэнерго России нормативы потерь утверждаются в процентах по месторождению в целом без распределения по залежам углеводородного сырья.

Таким образом, при разработке участка недр, содержащего несколько залежей углеводородного сырья, в отношении которых применяются различные значения коэффициентов к ставке НДПИ, учет добытого полезного ископаемого следует вести раздельно по каждой залежи углеводородного сырья и в отношении полезного ископаемого, добытого из конкретной залежи углеводородного сырья, применять норматив потерь, установленный приказом Минэнерго России для месторождения в целом».

Таким образом, по нашему мнению, предприятие должно применять ставку 0% исходя из нормативов потерь, утвержденных по месторождению в целом.

Содержание

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован.

*

code