(наименование статьи дополнено с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию)
1. Налогоплательщики подлежат постановке на учет в качестве налогоплательщика налога на добычу полезных ископаемых (далее в настоящей главе – налог) по месту нахождения участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации, если иное не предусмотрено пунктом 2 настоящей статьи в течение 30 календарных дней с момента государственной регистрации лицензии (разрешения) на пользование участком недр. При этом для целей настоящей главы местом нахождения участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование, признается территория субъекта (субъектов) Российской Федерации, на которой (которых) расположен участок недр (пункт дополнен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года; в редакции, введенной в действие с 1 января 2007 года Федеральным законом от 27 июля 2006 года № 137-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
2. Налогоплательщики, осуществляющие добычу полезных ископаемых на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне Российской Федерации, а также за пределами территории Российской Федерации, если эта добыча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (либо арендуемых у иностранных государств или используемых на основании международного договора) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование, подлежат постановке на учет в качестве налогоплательщика налога по месту нахождения организации либо по месту жительства физического лица (пункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
3. Особенности постановки на учет налогоплательщиков в качестве налогоплательщиков налога определяются Министерством финансов Российской Федерации (пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года; в редакции, введенной в действие с 1 августа 2004 года Федеральным законом от 29 июня 2004 года № 58-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
1. Объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых (далее в настоящей главе – налог), если иное не предусмотрено пунктом 2 настоящей статьи, признаются (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию):
1) полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр (в том числе из залежи углеводородного сырья), предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации. В целях настоящей главы залежью углеводородного сырья признается объект учета запасов одного из видов полезных ископаемых, указанных в подпункте 3 пункта 2 статьи 337 настоящего Кодекса (за исключением попутного газа), в государственном балансе запасов полезных ископаемых на конкретном участке недр, в составе которого не выделены иные объекты учета запасов;
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
2) полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации о недрах;
3) полезные ископаемые, добытые из недр за пределами территории Российской Федерации, если эта добыча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностранных государств или используемых на основании международного договора) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование.
2. В целях настоящей главы не признаются объектом налогообложения:
1) общераспространенные полезные ископаемые и подземные воды, не числящиеся на государственном балансе запасов полезных ископаемых, добытые индивидуальным предпринимателем и используемые им непосредственно для личного потребления (подпункт дополнен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
2) добытые (собранные) минералогические, палеонтологические и другие геологические коллекционные материалы;
3) полезные ископаемые, добытые из недр при образовании, использовании, реконструкции и ремонте особо охраняемых геологических объектов, имеющих научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное или иное общественное значение. Порядок признания геологических объектов особо охраняемыми геологическими объектами, имеющими научное, культурное, эстетическое, санитарно-оздоровительное или иное общественное значение, устанавливается Правительством Российской Федерации;
4) полезные ископаемые, извлеченные из собственных отвалов или отходов (потерь) горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, если при их добыче из недр они подлежали налогообложению в общеустановленном порядке (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
5) дренажные подземные воды, не учитываемые на государственном балансе запасов полезных ископаемых, извлекаемых при разработке месторождений полезных ископаемых или при строительстве и эксплуатации подземных сооружений (подпункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года);
6) метан угольных пластов.
(Подпункт дополнительно включен с 30 декабря 2012 года Федеральным законом от 29 декабря 2012 года № 278-ФЗ.)
1. В целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого – стандарту организации (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года; дополнен с 26 августа 2005 года Федеральным законом от 21 июля 2005 года № 107-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 ноября 2011 года Федеральным законом от 19 июля 2011 года № 248-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности (абзац дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
2. Видами добытого полезного ископаемого являются:
1) горючие сланцы (подпункт в редакции, введенной в действие с 1 апреля 2011 года Федеральным законом от 28 декабря 2010 года № 425-ФЗ, – см. предыдущую редакцию);
1.1) уголь (в соответствии с классификацией, установленной Правительством Российской Федерации):
антрацит;
уголь коксующийся;
уголь бурый;
уголь, за исключением антрацита, угля коксующегося и угля бурого;
(Подпункт дополнительно включен с 1 апреля 2011 года Федеральным законом от 28 декабря 2010 года № 425-ФЗ.)
2) торф;
3) углеводородное сырье:
нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная;
газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Для целей настоящей статьи переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки (абзац в редакции, введенной в действие с 26 августа 2005 года Федеральным законом от 21 июля 2005 года № 107-ФЗ, – см. предыдущую редакцию);
газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее – попутный газ);
газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа;
(Подпункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2004 года Федеральным законом от 7 июля 2003 года № 117-ФЗ, – см. предыдущую редакцию.)
4) товарные руды (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию):
черных металлов (железо, марганец, хром) (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
цветных металлов (алюминий, медь, никель, кобальт, свинец, цинк, олово, вольфрам, молибден, сурьма, ртуть, магний, другие цветные металлы, не предусмотренные в других группировках) (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
редких металлов, образующих собственные месторождения (титан, цирконий, ниобий, редкие земли, стронций, литий, бериллий, ванадий, германий, цезий, скандий, селен, цирконий, тантал, висмут, рений, рубидий);
абзац исключен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года – см. предыдущую редакцию;
многокомпонентные комплексные руды;
5) полезные компоненты многокомпонентной комплексной руды, извлекаемые из нее, при их направлении внутри организации на дальнейшую переработку (обогащение, технологический передел) (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
6) горно-химическое неметаллическое сырье (апатит-нефелиновые и фосфоритовые руды, калийные, магниевые и каменные соли, борные руды, сульфат натрия, сера природная и сера в газовых, серно-колчеданных и комплексных рудных месторождениях, бариты, асбест, йод, бром, плавиковый шпат, краски земляные (минеральные пигменты), карбонатные породы и другие виды неметаллических полезных ископаемых для химической промышленности и производства минеральных удобрений) (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
7) горнорудное неметаллическое сырье (абразивные породы, жильный кварц (за исключением особо чистого кварцевого и пьезооптического сырья), кварциты, карбонатные породы для металлургии, кварц-полешпатовое и кремнистое сырье, стекольные пески, графит природный, тальк (стеатит), магнезит, талько-магнезит, пирофиллит, слюда-московит, слюда-флогопит, вермикулит, глины огнеупорные для производства буровых растворов и сорбенты, другие полезные ископаемые, не включенные в другие группы) (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
8) битуминозные породы (за исключением указанных в подпункте 3 настоящего пункта) (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
9) сырье редких металлов (рассеянных элементов) (в частности, индий, кадмий, теллур, таллий, галлий), а также другие извлекаемые полезные компоненты, являющиеся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых;
10) неметаллическое сырье, используемое в основном в строительной индустрии (гипс, ангидрит, мел природный, доломит, флюс известняковый, известняк и известковый камень для изготовления извести и цемента, песок природный строительный, галька, гравий, песчано-гравийные смеси, камень строительный, облицовочные камни, мергели, глины, другие неметаллические ископаемые, используемые в строительной индустрии);
11) кондиционный продукт пьезооптического сырья, особо чистого кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья (топаз, нефрит, жадеит, родонит, лазурит, аметист, бирюза, агаты, яшма и другие);
12) природные алмазы, другие драгоценные камни из коренных, россыпных и техногенных месторождений, включая необработанные, отсортированные и классифицированные камни (природные алмазы, изумруд, рубин, сапфир, александрит, янтарь);
13) концентраты и другие полупродукты, содержащие драгоценные металлы (золото, серебро, платина, палладий, иридий, родий, рутений, осмий), получаемые при добыче драгоценных металлов, то есть извлечение драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений;
14) соль природная и чистый хлористый натрий;
15) подземные воды, содержащие полезные ископаемые (промышленные воды) и (или) природные лечебные ресурсы (минеральные воды), а также термальные воды (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
16) сырье радиоактивных металлов (в частности, уран и торий) (подпункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
3. Пункт исключен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года. – См. предыдущую редакцию.
3. Полезным ископаемым также признается продукция, являющаяся результатом разработки месторождения, получаемая из минерального сырья с применением перерабатывающих технологий, являющихся специальными видами добычных работ (в частности, подземная газификация и выщелачивание, дражная и гидравлическая разработка россыпных месторождений, скважинная гидродобыча), а также перерабатывающих технологий, отнесенных в соответствии с лицензией на пользование недрами к специальным видам добычных работ (в частности добыча полезных ископаемых из пород вскрыши или хвостов обогащения, сбор нефти с нефтеразливов при помощи специальных установок) (пункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
1. Налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого) (пункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
2. Налоговая база определяется в следующем порядке:
1) налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, рассчитанная в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса, если иное не установлено подпунктами 2 и (или) 3 настоящего пункта;
2) налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, рассчитанная в соответствии со статьями 340 и 340.1 настоящего Кодекса, при добыче углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья до истечения сроков и на территориях, указанных в пункте 6 настоящей статьи;
3) налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении при добыче угля и углеводородного сырья, за исключением углеводородного сырья, указанного в подпункте 2 настоящего пункта.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
3. Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса.
4. Налоговая база определяется отдельно по каждому добытому полезному ископаемому, определяемому в соответствии со статьей 337 настоящего Кодекса (пункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
5. 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 (пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
6. При добыче углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья налоговая база определяется как их стоимость, рассчитанная в соответствии со статьями 340 и 340.1 настоящего Кодекса, до истечения следующих сроков:
1) для месторождений, расположенных полностью в Азовском море или на 50 и более процентов своей площади в Балтийском море, до истечения 60 календарных месяцев, начинающихся с месяца, следующего за месяцем, на который приходится дата начала промышленной добычи углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья, но не позднее 31 марта 2022 года;
2) для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади в Черном море (глубина до 100 метров включительно), Печорском или Белом море, южной части Охотского моря (южнее 55 градуса северной широты) либо в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, до истечения 84 календарных месяцев, начинающихся с месяца, следующего за месяцем, на который приходится дата начала промышленной добычи углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья, но не позднее 31 марта 2032 года;
3) для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади в Черном море (глубина более 100 метров), северной части Охотского моря (на 55 градусе северной широты или севернее этой широты), южной части Баренцева моря (южнее 72 градуса северной широты), до истечения 120 календарных месяцев, начинающихся с месяца, следующего за месяцем, на который приходится дата начала промышленной добычи углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья, но не позднее 31 марта 2037 года;
4) для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади в Карском море, северной части Баренцева моря (на 72 градусе северной широты и севернее этой широты), восточной Арктике (море Лаптевых, Восточно-Сибирском море, Чукотском море и Беринговом море), до истечения 180 календарных месяцев, начинающихся с месяца, следующего за месяцем, на который приходится дата начала промышленной добычи углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья, но не позднее 31 марта 2042 года.
(Пункт 6 дополнительно включен с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ.)
(Наименование статьи в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию.)
1. Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто (абзац дополнительно включен с 1 января 2009 года Федеральным законом от 22 июля 2008 года № 158-ФЗ).
В целях настоящей главы массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами (абзац дополнительно включен с 1 января 2009 года Федеральным законом от 22 июля 2008 года № 158-ФЗ).
2. Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
3. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого (пункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
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.
(Абзац дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года; в редакции, введенной в действие с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
4. При извлечении драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учета при добыче, осуществляемого в соответствии с законодательством Российской Федерации о драгоценных металлах и драгоценных камнях.
Не подлежащие переработке самородки драгоценных металлов учитываются отдельно и в расчет количества добытого полезного ископаемого, установленного абзацем первым настоящего пункта, не включаются. При этом налоговая база по ним определяется отдельно.
5. При извлечении драгоценных камней из коренных, россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется после первичной сортировки, первичной классификации и первичной оценки необработанных камней. При этом уникальные драгоценные камни учитываются отдельно и налоговая база по ним определяется отдельно.
6. Количество добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 337 настоящего Кодекса как полезные компоненты, содержащиеся в добытой многокомпонентной комплексной руде, определяется как количество компонента руды в химически чистом виде (пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
7. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено пунктом 8 настоящей статьи, полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
(Пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года.)
8. При реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде (пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
9. 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 1 – 4 пункта 1 статьи 342.2 настоящего Кодекса, значение коэффициента Кд для которых составляет менее 1, должны соблюдаться все следующие требования:
1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи 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 настоящего пункта.
(Пункт 9 дополнительно включен с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ.)
10. 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.
(Пункт дополнительно включен с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ.)
1. Оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов:
1) исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации без учета субсидий (подпункт в редакции, введенной в действие с 1 февраля 2008 года Федеральным законом от 29 ноября 2007 года № 284-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2008 года, – см. предыдущую редакцию);
2) исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого;
3) исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.
2. Если налогоплательщик применяет способ оценки, указанный в подпункте 1 пункта 1 настоящей статьи, то оценка стоимости единицы добытого полезного ископаемого производится исходя из выручки, определяемой с учетом сложившихся в текущем налоговом периоде (а при их отсутствии – в предыдущем налоговом периоде) у налогоплательщика цен реализации добытого полезного ископаемого, без учета субсидий из бюджета на возмещение разницы между оптовой ценой и расчетной стоимостью (абзац в редакции, введенной в действие с 1 февраля 2008 года Федеральным законом от 29 ноября 2007 года № 284-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2008 года, – см. предыдущую редакцию).
При этом выручка от реализации добытого полезного ископаемого определяется исходя из цен реализации (уменьшенных на суммы субсидий из бюджета), определяемых с учетом положений статьи 105.3 настоящего Кодекса, без налога на добавленную стоимость (при реализации на территории Российской Федерации и в государства – участники Содружества Независимых Государств) и акциза, уменьшенных на сумму расходов налогоплательщика по доставке в зависимости от условий поставки (абзац в редакции, введенной в действие с 1 февраля 2008 года Федеральным законом от 29 ноября 2007 года № 284-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2008 года; в редакции, введенной в действие с 1 января 2012 года Федеральным законом от 18 июля 2011 года № 227-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
В случае, если выручка от реализации добытого полезного ископаемого, получена в иностранной валюте, то она пересчитывается в рубли по курсу, установленному Центральным банком Российской Федерации на дату реализации добытого полезного ископаемого, определяемую в зависимости от выбранного налогоплательщиком метода признания доходов в соответствии со статьей 271 или статьей 273 настоящего Кодекса (абзац дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
В целях настоящей главы в сумму расходов по доставке включаются расходы на оплату таможенных пошлин и сборов при внешнеторговых сделках, расходы по доставке (перевозке) добытого полезного ископаемого от склада готовой продукции (узла учета, входа в магистральный трубопровод, пункта отгрузки потребителю или на переработку, границы раздела сетей с получателем и тому подобных условий) до получателя, а также на расходы по обязательному страхованию грузов, исчисленные в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В целях настоящей главы к расходам по доставке (перевозке) добытого полезного ископаемого до получателя, в частности, относятся расходы по доставке (транспортировке) магистральными трубопроводами, железнодорожным, водным и другим транспортом, расходы на слив, налив, погрузку, разгрузку и перегрузку, на оплату услуг в портах и транспортно-экспедиционных услуг (абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2008 года Федеральным законом от 8 ноября 2007 года № 261-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
Оценка производится отдельно по каждому виду добытого полезного ископаемого исходя из цен реализации соответствующего добытого полезного ископаемого.
Стоимость добытого полезного ископаемого определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящим пунктом.
Стоимость единицы добытого полезного ископаемого рассчитывается как отношение выручки от реализации добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящим пунктом, к количеству реализованного добытого полезного ископаемого.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, стоимость единицы добытого полезного ископаемого округляется до 2-го знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления.
(Абзац дополнительно включен с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ.)
3. В случае отсутствия субсидий к ценам реализации добываемых полезных ископаемых налогоплательщик применяет способ оценки, указанный в подпункте 2 пункта 1 настоящей статьи. При этом оценка стоимости единицы добытого полезного ископаемого производится исходя из выручки от реализации добытых полезных ископаемых, определяемой на основании цен реализации с учетом положений статьи 105.3 настоящего Кодекса, без налога на добавленную стоимость (при реализации на территории Российской Федерации и в государства – участники Содружества Независимых Государств) и акциза, уменьшенных на сумму расходов налогоплательщика по доставке в зависимости от условий поставки (абзац в редакции, введенной в действие с 1 февраля 2008 года Федеральным законом от 29 ноября 2007 года № 284-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2008 года; в редакции, введенной в действие с 1 января 2012 года Федеральным законом от 18 июля 2011 года № 227-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
В случае, если выручка от реализации добытого полезного ископаемого получена в иностранной валюте, то она пересчитывается в валюту Российской Федерации по курсу, установленному Центральным банком Российской Федерации на дату реализации добытого полезного ископаемого, определяемую в зависимости от выбранного налогоплательщиком метода признания доходов в соответствии со статьей 271 или статьей 273 настоящего Кодекса (абзац дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
В целях настоящей главы в сумму расходов по доставке включаются расходы на оплату таможенных пошлин и сборов при внешнеторговых сделках, расходы по доставке (перевозке) добытого полезного ископаемого от склада готовой продукции (узла учета, входа в магистральный трубопровод, пункта отгрузки потребителю или на переработку, границы раздела сетей с получателем и тому подобных условий) до получателя, а также на расходы по обязательному страхованию грузов, исчисленные в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В целях настоящей главы к расходам по доставке (перевозке) добытого полезного ископаемого до получателя, в частности, относятся расходы по доставке (транспортировке) магистральными трубопроводами, железнодорожным, водным и другим транспортом, расходы на слив, налив, погрузку, разгрузку и перегрузку, на оплату услуг в портах и транспортно-экспедиционных услуг (абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2008 года Федеральным законом от 8 ноября 2007 года № 261-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
Оценка производится отдельно по каждому виду добытого полезного ископаемого исходя из цен реализации соответствующего добытого полезного ископаемого.
Стоимость добытого полезного ископаемого определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящим пунктом.
Стоимость единицы добытого полезного ископаемого рассчитывается как отношение выручки от реализации добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящим пунктом, к количеству реализованного добытого полезного ископаемого.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, стоимость единицы добытого полезного ископаемого округляется до 2-го знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления.
(Абзац дополнительно включен с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ.)
4. В случае отсутствия у налогоплательщика реализации добытого полезного ископаемого налогоплательщик применяет способ оценки, указанный в подпункте 3 пункта 1 настоящей статьи (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
При этом расчетная стоимость добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании данных налогового учета. В этом случае налогоплательщик применяет тот порядок признания доходов и расходов, который он применяет для определения налоговой базы по налогу на прибыль организаций (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
При определении расчетной стоимости добытого полезного ископаемого учитываются следующие виды расходов, произведенных налогоплательщиком в налоговом периоде (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию):
1) материальные расходы, определяемые в соответствии со статьей 254 настоящего Кодекса, за исключением материальных расходов, понесенных в процессе хранения, транспортировки, упаковки и иной подготовки (включая предпродажную подготовку), при реализации добытых полезных ископаемых (включая материальные расходы, а также за исключением расходов, осуществленных налогоплательщиком при производстве и реализации иных видов продукции, товаров (работ, услуг) (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
2) расходы на оплату труда, определяемые в соответствии со статьей 255 настоящего Кодекса, за исключением расходов на оплату труда работников, не занятых при добыче полезных ископаемых (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
3) суммы начисленной амортизации, определяемой в порядке, установленном статьями 256 – 259.2 настоящего Кодекса, за исключением сумм начисленной амортизации по амортизируемому имуществу, не связанному с добычей полезных ископаемых (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года; в редакции, введенной в действие с 1 января 2009 года Федеральным законом от 22 июля 2008 года № 158-ФЗ, – см. предыдущую редакцию);
4) расходы на ремонт основных средств, определяемые в порядке, установленном статьей 260 настоящего Кодекса, за исключением расходов на ремонт основных средств, не связанных с добычей полезных ископаемых (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
5) расходы на освоение природных ресурсов, определяемые в соответствии со статьей 261 настоящего Кодекса;
6) расходы, предусмотренные подпунктами 8 и 9 статьи 265 настоящего Кодекса, за исключением указанных в этих подпунктах расходов, не связанных с добычей полезных ископаемых (подпункт в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию);
7) прочие расходы, определяемые в соответствии со статьями 263, 264 и 269 настоящего Кодекса, за исключением прочих расходов, не связанных с добычей полезных ископаемых (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
При определении расчетной стоимости добытого полезного ископаемого не учитываются расходы, предусмотренные статьями 266, 267 и 270 настоящего Кодекса.
Абзац исключен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ, действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года. – См. предыдущую редакцию.
При этом прямые расходы, произведенные налогоплательщиком в течение налогового периода, распределяются между добытыми полезными ископаемыми и остатком незавершенного производства на конец налогового периода. Остаток незавершенного производства определяется и оценивается с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 1 статьи 319 настоящего Кодекса. При определении расчетной стоимости добытого полезного ископаемого учитываются также косвенные расходы, определяемые в соответствии с главой 25 настоящего Кодекса. При этом косвенные расходы, произведенные налогоплательщиком в течение отчетного (налогового) периода, распределяются между затратами на добычу полезных ископаемых и затратами на иную деятельность налогоплательщика пропорционально доле прямых расходов, относящихся к добыче полезных ископаемых, в общей сумме прямых расходов. Общая сумма расходов, произведенных налогоплательщиком в налоговом периоде, распределяется между добытыми полезными ископаемыми пропорционально доле каждого добытого полезного ископаемого в общем количестве добытых полезных ископаемых в этом налоговом периоде. Сумма косвенных расходов, относящаяся к добытым в налоговом периоде полезным ископаемым, полностью включается в расчетную стоимость добытых полезных ископаемых за соответствующий налоговый период (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
Абзац исключен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ, действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года. – См. предыдущую редакцию.
5. Оценка стоимости добытых драгоценных металлов, извлеченных из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений, производится исходя из сложившихся у налогоплательщика в соответствующем налоговом периоде (а при их отсутствии – в ближайшем из предыдущих налоговых периодов) цен реализации химически чистого металла без учета налога на добавленную стоимость, уменьшенных на расходы налогоплательщика по его аффинажу и доставке (перевозке) до получателя.
При этом стоимость единицы указанного добытого полезного ископаемого определяется как произведение доли (в натуральных измерителях) содержания химически чистого металла в единице добытого полезного ископаемого и стоимости единицы химически чистого металла.
(Пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года.)
6. Оценка стоимости добытых драгоценных камней производится исходя из их первичной оценки, проводимой в соответствии с законодательством Российской Федерации о драгоценных металлах и драгоценных камнях.
Оценка стоимости добытых уникальных драгоценных камней и уникальных самородков драгоценных металлов, не подлежащих переработке, производится исходя из цен их реализации без учета налога на добавленную стоимость, уменьшенных на суммы расходов налогоплательщика по их доставке (перевозке) до получателя.
(Пункт дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года.)
7. Определение стоимости углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, осуществляется с учетом особенностей, установленных статьей 340.1 настоящего Кодекса.
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ.)
1. Стоимость углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, рассчитанной в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса, с учетом положений настоящей статьи.
Если стоимость единицы добытого полезного ископаемого, указанная в настоящем пункте, определяемая в соответствии со статьей 340 настоящего Кодекса, за налоговый период меньше ее минимальной предельной стоимости, рассчитанной в соответствии с настоящей статьей, для целей налогообложения используется минимальная предельная стоимость единицы добытого полезного ископаемого.
2. Минимальная предельная стоимость единицы каждого вида углеводородного сырья (за исключением газа горючего природного и попутного газа), добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, определяется как произведение средней за истекший налоговый период цены соответствующего вида углеводородного сырья на мировых рынках, выраженной в долларах США, за единицу углеводородного сырья и среднего за этот налоговый период значения курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации.
Минимальная предельная стоимость единицы газа горючего природного или попутного газа, добытых на новом морском месторождении углеводородного сырья, определяется как средневзвешенная по объемам поставок на внутренний рынок и экспорт цена газа горючего природного за налоговый период.
Цена газа горючего природного при поставках на внутренний рынок определяется исходя из средней за истекший налоговый период оптовой цены газа горючего природного на внутреннем рынке Российской Федерации с учетом скидок и надбавок (кроме скидок и надбавок, связанных с затратами на транспортировку газа горючего природного от мест добычи до мест реализации).
Цена газа горючего природного при поставках на экспорт определяется как произведение средней за истекший налоговый период цены газа горючего природного при поставках за пределы таможенной территории Таможенного союза, выраженной в долларах США, за единицу газа горючего природного и среднего за этот налоговый период значения курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации.
3. Правительство Российской Федерации устанавливает порядок расчета указанных в настоящей статье средних за истекший налоговый период цен соответствующих видов углеводородного сырья с учетом региона добычи углеводородного сырья и перечня мировых рынков в зависимости от региона добычи.
Указанные в настоящей статье средние за истекший налоговый период цены 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 средняя за истекший налоговый период цена определяется налогоплательщиком в порядке, установленном Правительством Российской Федерации в соответствии с абзацем первым настоящего пункта.
4. Среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю 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.
5. Налогоплательщик при добыче углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья вправе не применять положения пункта 1 настоящей статьи и определять стоимость добытого полезного ископаемого как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса, и минимальной предельной стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящей статьей.
Порядок определения стоимости углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, в целях настоящей главы отражается в учетной политике для целей налогообложения и подлежит применению в течение не менее пяти лет.
6. В случае отсутствия реализации налогоплательщиком в налоговом периоде углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, для целей налогообложения используется соответствующая минимальная предельная стоимость, определяемая в порядке, установленном настоящей статьей.
(Статья дополнительно включена с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ.)
Налоговым периодом признается календарный месяц (статья в редакции, введенной в действие с 1 августа 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
1. При соблюдении условий, установленных настоящей статьей, коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти (Кд), принимается:
1) равным 0 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых;
2) равным 0,2 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 · 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров;
3) равным 0,4 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 · 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи более 10 метров;
4) равным 0,8 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых;
5) равным 1 – при добыче нефти из прочих залежей углеводородного сырья, характеристики которых не соответствуют характеристикам, указанным в подпунктах 1 – 4 настоящего пункта.
2. Коэффициент Кд применяется с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором запасы нефти по конкретной залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых.
Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 1 и 4 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 180 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1.
Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 120 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1.
Степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья для целей расчета коэффициентов Кд и Кдв рассчитывается налогоплательщиком в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода.
3. Для залежи углеводородного сырья (за исключением углеводородного сырья, указанного в статье 342.4 настоящего Кодекса), расположенной в пределах участка недр, значение коэффициента Кдв определяется в следующем порядке:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 июля 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 263-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
1) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья менее 0,8, коэффициент Кдв принимается равным 1;
2) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кдв рассчитывается по формуле:
|
|
Nдв |
|
Кдв = |
3,8 - 3,5 |
------ |
, где: |
|
|
Vдв |
|
Nдв – сумма накопленной добычи нефти по конкретной залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
Vдв – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти и определяемые как сумма извлекаемых запасов категорий А, В, С1 и С2 на 1 января года, предшествующего году налогового периода, и накопленной добычи с начала разработки конкретной залежи углеводородного сырья в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
3) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья более 1, коэффициент Кдв принимается равным 0,3;
4) коэффициент Кдв для залежи углеводородного сырья принимается равным значению коэффициента Кв, определяемому для участка недр, содержащего эту залежь, в порядке, установленном абзацами первым – восьмым пункта 4 статьи 342 настоящего Кодекса, если одновременно соблюдаются следующие условия:
указанная в настоящем подпункте залежь углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Кдв, находится на участке недр, содержащем иные залежь или залежи углеводородного сырья, значение коэффициента Кд для которых составляет менее 1;
значение коэффициента Кд по залежи углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Кдв в соответствии с настоящим подпунктом, равно 1;
5) в случае, если участок недр не содержит залежей углеводородного сырья, для которых значение коэффициента Кд составляет менее 1, коэффициент Кдв при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, расположенных в пределах указанного участка недр, принимается равным 1.
4. Коэффициент Кдв, рассчитанный в порядке, определенном пунктом 3 настоящей статьи, округляется до 4-го знака в соответствии с порядком округления.
5. Степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья в целях настоящей статьи рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти из конкретной залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на дату составления государственного баланса запасов полезных ископаемых на начальные извлекаемые запасы нефти, определяемые как сумма извлекаемых запасов категорий А, В, С1 и С2 и накопленной добычи с начала разработки конкретной залежи углеводородного сырья на дату утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых.
6. В целях применения коэффициента Кд в размерах, установленных подпунктами 1 – 4 пункта 1 настоящей статьи, одновременно должны быть соблюдены все следующие условия:
нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья, указанных в подпунктах 1– 4 пункта 1 настоящей статьи;
учет нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 1 – 4 пункта 1 настоящей статьи, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 настоящего Кодекса;
нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 1 января 2012 года, и степень выработанности которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет менее 3 процентов либо запасы нефти по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 года.
При несоблюдении условий, установленных настоящим пунктом, коэффициент Кд принимается равным 1.
7. Для целей определения значений коэффициента Кд, установленных подпунктами 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, используются показатели проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья, указанные в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном в году, предшествующем году налогового периода, определенные в порядке, устанавливаемом уполномоченными Правительством Российской Федерации федеральными органами исполнительной власти.
(Статья дополнительно включена с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ.)
1. При соблюдении условий, установленных настоящей статьей, коэффициент, характеризующий способ добычи кондиционных руд черных металлов (Кподз), принимается равным:
1) 0,1 при добыче кондиционных руд черных металлов на участке недр, на котором балансовые запасы руд черных металлов для отработки подземным способом составляют более 90 процентов балансовых запасов руд черных металлов на этом участке недр.
В целях настоящего подпункта используется показатель балансовых запасов руд черных металлов, утвержденных в установленном порядке, определяемый как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года;
2) 1 при добыче кондиционных руд черных металлов на участке недр, не соответствующем критерию, указанному в подпункте 1 настоящего пункта.
2. Значение коэффициента Кподз, установленное подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, применяется в отношении участка недр, добычу кондиционных руд черных металлов на котором предполагается полностью завершить не позднее 1 января 2024 года.
В целях настоящей статьи завершением добычи кондиционных руд черных металлов на участке недр признается завершение ликвидации (консервации) горных выработок и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, в соответствии с техническим проектом, согласованным в установленном порядке.
Порядок подтверждения завершения добычи кондиционных руд черных металлов на участке недр на определенную дату определяется Правительством Российской Федерации.
3. В случаях, если по состоянию на 1 января 2024 года налогоплательщик не завершил добычу кондиционных руд черных металлов на участке недр, на котором применялся коэффициент, установленный подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, либо если налогоплательщик самостоятельно отказался от применения коэффициента, установленного подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, сумма налога, исчисленная по этим рудам, подлежит перерасчету исходя из коэффициента Кподз, установленного подпунктом 2 пункта 1 настоящей статьи, начиная с того налогового периода, в котором впервые был применен коэффициент Кподз, установленный подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, и уплате в бюджет с применением ставки пени, равной одной трехсотой действующей в этот период ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации.
4. В целях настоящей статьи налогоплательщик обязан хранить документы, подтверждающие правильность исчисления и уплату налога с применением коэффициента, установленного подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, в течение всего срока применения указанного коэффициента.
(Статья дополнительно включена с 1 января 2014 года Федеральным законом от 2 июля 2013 года № 152-ФЗ.)
1. При соблюдении условий, установленных настоящей статьей, коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти (Кд), принимается:
1) равным 0 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых;
2) равным 0,2 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 · 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи не более 10 метров;
3) равным 0,4 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным показателем проницаемости не более 2 · 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта по указанной залежи более 10 метров;
4) равным 0,8 – при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых;
5) равным 1 – при добыче нефти из прочих залежей углеводородного сырья, характеристики которых не соответствуют характеристикам, указанным в подпунктах 1 – 4 настоящего пункта.
2. Коэффициент Кд применяется с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором запасы нефти по конкретной залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых.
Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 1 и 4 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 180 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1.
Коэффициент Кд в размере, установленном подпунктами 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения 120 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент. По истечении указанного срока значение коэффициента Кд принимается равным 1.
Степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья для целей расчета коэффициентов Кд и Кдв рассчитывается налогоплательщиком в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода.
3. Для залежи углеводородного сырья (за исключением углеводородного сырья, указанного в статье 342.4 настоящего Кодекса), расположенной в пределах участка недр, значение коэффициента Кдв определяется в следующем порядке:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 июля 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 263-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
1) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья менее 0,8, коэффициент Кдв принимается равным 1;
2) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кдв рассчитывается по формуле:
|
|
Nдв |
|
Кдв = |
3,8 - 3,5 |
---- |
, где: |
|
|
Vдв |
|
Nдв – сумма накопленной добычи нефти по конкретной залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
Vдв – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти и определяемые как сумма извлекаемых запасов категорий А, В, С1 и С2 на 1 января года, предшествующего году налогового периода, и накопленной добычи с начала разработки конкретной залежи углеводородного сырья в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;
3) в случае, если значение коэффициента Кд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья более 1, коэффициент Кдв принимается равным 0,3;
4) коэффициент Кдв для залежи углеводородного сырья принимается равным значению коэффициента Кв, определяемому для участка недр, содержащего эту залежь, в порядке, установленном абзацами первым – восьмым пункта 4 статьи 342 настоящего Кодекса, если одновременно соблюдаются следующие условия:
указанная в настоящем подпункте залежь углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Кдв, находится на участке недр, содержащем иные залежь или залежи углеводородного сырья, значение коэффициента Кд для которых составляет менее 1;
значение коэффициента Кд по залежи углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Кдв в соответствии с настоящим подпунктом, равно 1;
5) в случае, если участок недр не содержит залежей углеводородного сырья, для которых значение коэффициента К составляет менее 1, коэффициент Кдв при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, расположенных в пределах указанного участка недр, принимается равным 1.
4. Коэффициент Кдв, рассчитанный в порядке, определенном пунктом 3 настоящей статьи, округляется до 4-го знака в соответствии с порядком округления.
5. Степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья в целях настоящей статьи рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти из конкретной залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на дату составления государственного баланса запасов полезных ископаемых на начальные извлекаемые запасы нефти, определяемые как сумма извлекаемых запасов категорий А, В, С1 и С2 и накопленной добычи с начала разработки конкретной залежи углеводородного сырья на дату утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых.
6. В целях применения коэффициента Кд в размерах, установленных подпунктами 1 – 4 пункта 1 настоящей статьи, одновременно должны быть соблюдены все следующие условия:
нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья, указанных в подпунктах 1 – 4 пункта 1 настоящей статьи;
учет нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 1 – 4 пункта 1 настоящей статьи, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 настоящего Кодекса;
нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 1 января 2012 года, и степень выработанности которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет менее 3 процентов либо запасы нефти по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 года.
При несоблюдении условий, установленных настоящим пунктом, коэффициент Кд принимается равным 1.
7. Для целей определения значений коэффициента Кд, установленных подпунктами 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, используются показатели проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья, указанные в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном в году, предшествующем году налогового периода, определенные в порядке, устанавливаемом уполномоченными Правительством Российской Федерации федеральными органами исполнительной власти.
(Статья дополнительно включена с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ.)
1. Коэффициент, характеризующий территорию добычи полезного ископаемого (Ктд), применяется участником регионального инвестиционного проекта, направленного на добычу полезных ископаемых, начиная с налогового периода, в котором организация внесена в реестр участников региональных инвестиционных проектов.
2. Коэффициент Ктд применяется налогоплательщиком при соблюдении им условий лицензии на пользование недрами и выполнении требований согласованного и утвержденного в установленном порядке технического проекта разведки и (или) разработки участка недр.
3. В случае, если по результатам проверки федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по контролю и надзору в сфере природопользования, выявлено нарушение условий лицензии на право пользования недрами или требований согласованного и утвержденного в установленном порядке технического проекта разведки и (или) разработки участка недр, сумма налога подлежит пересчету исходя из налоговой ставки, установленной пунктом 2 статьи 342 настоящего Кодекса, начиная с того налогового периода, в котором было допущено такое нарушение, и уплате в бюджет с применением ставки пени, равной одной трехсотой действующей в этот период ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации.
4. Коэффициент Ктд принимается равным 0 до начала применения налоговой ставки налога на прибыль организаций, установленной пунктом 1.5 статьи 284 настоящего Кодекса, в соответствии с пунктом 2 статьи 284.3 настоящего Кодекса.
5. В течение ста двадцати налоговых периодов считая с начала применения ставки налога на прибыль организаций в соответствии с пунктом 2 статьи 284.3 настоящего Кодекса коэффициент Ктд принимается равным:
1) 0 – в течение первых двадцати четырех налоговых периодов;
2) 0,2 – с двадцать пятого по сорок восьмой включительно налоговый период;
3) 0,4 – с сорок девятого по семьдесят второй включительно налоговый период;
4) 0,6 – с семьдесят третьего по девяносто шестой включительно налоговый период;
5) 0,8 – с девяносто седьмого по сто двадцатый включительно налоговый период;
6) 1 – в последующие налоговые периоды.
(Статья дополнительно включена с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 267-ФЗ.)
1. Базовое значение единицы условного топлива (Еут) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно при добыче газа горючего природного (за исключением попутного газа) и (или) газового конденсата для участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, по следующей формуле:
|
0,15 х (Цг х Дг + Цк х (1 - Дг)) |
|
Еут = |
--------------------------------------------------- |
, где: |
|
(1-Дг) х 42 + Дг х 35 |
|
Цг – цена газа горючего природного, определяемая в целях настоящей статьи в соответствии с пунктом 4 настоящей статьи;
Дг - 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, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящей статьи;
Цк - цена газового конденсата, определяемая в целях настоящей статьи в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи.
2. Цена газового конденсата (Цк) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Цк = (Ц х 8 - Пк) х Р, где:
Ц – средняя за истекший налоговый период цена нефти сорта «Юралс» за баррель, выраженная в долларах США, определяемая в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;
Пк - ставка вывозной таможенной пошлины на нефть сырую (код единой Товарной номенклатуры внешнеэкономической деятельности Таможенного союза (ТН ВЭД ТС) 2709 00), которая была установлена для истекшего налогового периода;
Р – среднее за истекший налоговый период значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, определяемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, средняя за истекший налоговый период цена газового конденсата (Цк) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
3. 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), рассчитывается по следующей формуле:
|
35 х Го |
|
Дг= |
---------------------- |
, где: |
|
35 х Го + 42 х Ко |
|
Го – количество добытого за истекший налоговый период на участке недр газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;
Ко – количество добытого за истекший налоговый период на участке недр газового конденсата, выраженное в тоннах.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Дг округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
4. Цена газа горючего природного (Цг) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Цг = Цв х Ов + Цэ х (1 - Ов), где:
Цв – средняя оптовая цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), определяемая как произведение средней по Единой системе газоснабжения расчетной цены на газ, обеспечивающей равную доходность поставок газа потребителям Российской Федерации и потребителям, находящимся за пределами территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, рассчитанной для истекшего налогового периода, и понижающего коэффициента, действовавшего в истекшем налоговом периоде, обеспечивающего соответствие изменения роста цен на газ средним параметрам ежегодного изменения цен на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения). Размер указанного понижающего коэффициента и порядок расчета средней по Единой системе газоснабжения расчетной цены на газ, обеспечивающей равную доходность поставок газа потребителям Российской Федерации и потребителям, находящимся за пределами территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, устанавливаются и доводятся через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов;
Ов – коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа, определяемый в порядке, установленном пунктом 5 настоящей статьи;
Цэ – расчетная цена газа горючего природного при поставках за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, рассчитываемая по следующей формуле:
|
100% - Стп |
|
Цэ = Цдз х |
(-------------------) |
- Рдз, где: |
|
100% |
|
Цдз – расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств. Указанная цена устанавливается и доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов;
Стп – ставка вывозной таможенной пошлины на газ горючий природный, выраженная в процентах, которая была установлена для истекшего налогового периода;
Рдз – расходы на транспортировку и хранение газа при его реализации за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, выраженные в рублях за 1000 кубических метров газа. Величина указанных расходов (Рдз) устанавливается и доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, цена газа горючего природного (Цг) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
5. Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа (Ов), устанавливается равным:
1) 0,64 – для налогоплательщиков, являющихся в течение всего налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов, за исключением следующих налогоплательщиков:
налогоплательщиков – организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 10 процентов;
налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме добытого углеводородного сырья (Кгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;
2) 1 – для налогоплательщиков, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта.
6. Значение коэффициента Кгпн, указанного в пункте 5 настоящей статьи, определяется налогоплательщиком самостоятельно по следующей формуле:
|
35 х Гсо |
|
Кгпн = |
------------------------------------- |
, где: |
|
35 х (Гсо + Гп) + 42 х (Но + Ксо) |
|
Гсо – количество добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;
Гп – количество добытого попутного газа, выраженное в тысячах кубических метров;
Но – количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, выраженное в тоннах;
Ксо – количество добытого газового конденсата, выраженное в тоннах.
Показатели Гсо, Гп, Но, Ксо определяются за истекший налоговый период применительно к добыче на всех участках недр, находящихся в пользовании налогоплательщика.
7. Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), принимается равным минимальному значению из значений коэффициентов Квг, Кр, Кгз, Кас, Корз, рассчитываемых для указанной залежи углеводородного сырья в порядке, установленном пунктами 8 – 12 настоящей статьи.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кс округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
8. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа конкретного участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Квг), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,7 и меньше или равна 0,9, коэффициент Квг рассчитывается по следующей формуле:
Квг = 2,75 - 2,5 х Свг.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,9, коэффициент Квг принимается равным 0,5.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) меньше или равна 0,7, коэффициент Квг принимается равным 1.
9. Коэффициент, характеризующий географическое расположение участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Кр), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на полуострове Ямал и (или) Гыданском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр рассчитывается по следующей формуле:
Кр = 0,066 х n + 0,144, где:
n – порядковый номер года, определяемый в целях настоящего пункта как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Cвг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), увеличенная на 1.
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Cвг) составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.
По истечении ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Cвг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр принимается равным 1.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Астраханской области, коэффициент Кр принимается равным 0,73.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Иркутской области, Красноярского края или Дальневосточного федерального округа либо в Охотском море, на период с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2033 года коэффициент Кр принимается равным 0,1. Начиная с 1 января 2034 года для указанных участков недр коэффициент Кр принимается равным 1.
При добыче газа горючего природного на участке недр, расположенном на территориях, не указанных в настоящем пункте, коэффициент Кр принимается равным 1.
10. Коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным одному из следующих значений:
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья меньше или равна 1700 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 1;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 1700 метров и меньше или равна 3300 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 0,64;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи 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 абзацах втором – восьмом пункта 9 настоящей статьи, коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным 1.
11. Коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, к региональной системе газоснабжения (Кас), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, является ресурсной базой исключительно для региональной системы газоснабжения, коэффициент Кас принимается равным 0,1.
В случаях, не указанных в абзаце втором настоящего пункта, коэффициент Кас принимается равным 1.
12. Коэффициент, характеризующий особенности разработки отдельных залежей участка недр (Корз), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если добыча газа горючего природного осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесенной к туронским продуктивным отложениям по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз рассчитывается по следующей формуле:
Корз = 0,053 х n + 0,157, где:
n – порядковый номер года, определяемый в целях настоящего пункта как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, увеличенная на 1.
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.
По истечении ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз принимается равным 1.
Для целей настоящего пункта степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) из залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма начальных запасов газа горючего природного (за исключением попутного газа) категорий А, В, С1 и С2 и накопленной добычи с начала разработки залежи углеводородного сырья.
13. Для целей настоящей статьи степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) на данном участке недр (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 и накопленной добычи с начала разработки участка недр.
14. Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), определяется налогоплательщиком ежегодно начиная с 1 января 2015 года и действует в течение двенадцати налоговых периодов, начинающихся с 1 января соответствующего года. На период до 1 января 2015 года показатель Тг принимается равным 0.
Показатель Тг рассчитывается по следующей формуле:
|
|
Рг |
|
1 |
|
Тг = |
0,5 х Тр х |
(-------) |
х |
(-------) |
, где: |
|
|
100 |
|
Ог |
|
Тр – разница между средним фактическим значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в году, предшествующем году налогового периода, определяемым как среднее арифметическое фактических значений тарифов на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации, действовавших в каждом месяце года, предшествующего году налогового периода, и расчетным значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного для года, предшествующего году налогового периода, определяемым как произведение среднего фактического значения тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в 2013 году и коэффициента, учитывающего изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года.
Коэффициент, учитывающий изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года, определяется как отношение коэффициента-дефлятора, установленного для года, предшествующего году налогового периода, к коэффициенту-дефлятору, установленному для 2013 года.
Показатель Тр доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках показатель Тр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно.
Если значение показателя Тр, определенное в соответствии с настоящим пунктом, составляет менее 0, то показатель Тр принимается равным 0;
Рг – среднее расстояние транспортировки газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, выраженное в километрах, в пределах территории Российской Федерации организациями, не являющимися собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода.
Показатель Рг определяется и доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках показатель Рг принимается равным 2000;
Ог – коэффициент, определяемый как отношение количества газа горючего природного (за исключением попутного газа), добытого организациями, являющимися собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов (за исключением организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 10 процентов), за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода, к количеству газа горючего природного (за исключением попутного газа), добытого иными налогоплательщиками за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода.
Коэффициент Ог определяется и доводится через официальные источники информации в порядке, устанавливаемом федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках коэффициент Ог принимается равным 4.
Для налогоплательщиков, не являющихся в течение всего налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов (за исключением организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 10 процентов), коэффициент Ог принимается равным минус 1.
Для участка недр, являющегося ресурсной базой исключительно для региональной системы газоснабжения, показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), принимается равным 0.
(Статья дополнительно включена с 1 июля 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 263-ФЗ.)
1. Базовое значение единицы условного топлива (Еут) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно при добыче газа горючего природного (за исключением попутного газа) и (или) газового конденсата для участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, по следующей формуле:
0,15 х Кгп х (Цг х Дг + Цк х (1 - Дг)) |
||
Еут = |
----------------------------------------- |
, где: |
(1 - Дг) х 42 + Дг х 35 |
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
Цг – цена газа горючего природного, определяемая в целях настоящей статьи в соответствии с пунктом 4 настоящей статьи;
Дг – 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, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящей статьи;
Цк – цена газового конденсата, определяемая в целях настоящей статьи в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи;
Кгп – коэффициент, характеризующий экспортную доходность единицы условного топлива, определяемый в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи.
(Абзац дополнительно включен с 1 января 2016 года Федеральным законом от 28 ноября 2015 года № 325-ФЗ.)
Рассчитанное в порядке, определенном настоящим пунктом, базовое значение единицы условного топлива (Еут) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
(Абзац дополнительно включен с 1 сентября 2016 года Федеральным законом от 3 июля 2016 года № 242-ФЗ.)
2. Цена газового конденсата (Цк) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Цк = (Ц х 8 - Пн) х Р, где:
Ц – средняя за истекший налоговый период цена нефти сорта «Юралс» за баррель, выраженная в долларах США, определяемая в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;
Пн – условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат, определяемая в порядке, установленном пунктом 16 настоящей статьи;
Р – среднее за истекший налоговый период значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, определяемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, средняя за истекший налоговый период цена газового конденсата (Цк) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
3. 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), рассчитывается по следующей формуле:
35 х Го |
||
Дг = |
----------------------------------- |
, где: |
35 х Го + 42 х Ко |
Го – количество добытого за истекший налоговый период на участке недр газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;
Ко – количество добытого за истекший налоговый период на участке недр газового конденсата, выраженное в тоннах.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Дг округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
4. Цена газа горючего природного (Цг) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:
Цг = Цв х Ов + Цэ х (1 - Ов), где:
Цв – средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), рассчитываемая федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Указанная расчетная цена подлежит применению с 1-го числа первого месяца периода, на который регулируемые оптовые цены на газ утверждаются в установленном порядке. Средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), не позднее чем за пять дней до 1-го числа первого месяца указанного периода размещается на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет». При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Значение показателя Цв рассчитывается при каждом изменении регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации, полученное значение показателя применяется для целей налогообложения до следующего изменения регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации;
Ов – коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа, определяемый в порядке, установленном пунктом 5 настоящей статьи;
Цэ – расчетная цена газа горючего природного при поставках за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, рассчитываемая по следующей формуле:
100% - Стп |
||
Цэ = Цдз х |
(------------------------------) |
- Рдз, где: |
100% |
Цдз – расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств. Указанная расчетная цена ежемесячно рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, размещается на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» не позднее 15-го числа налогового периода и подлежит применению в налоговом периоде ее размещения. При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации;
Стп – ставка вывозной таможенной пошлины на газ горючий природный, выраженная в процентах, которая была установлена для истекшего налогового периода;
Рдз – расходы на транспортировку и хранение газа за пределами территорий государств – членов Таможенного союза при его реализации за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств, выраженные в рублях за 1000 кубических метров газа. Величина Рдз рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, размещается на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» не позднее 1 марта календарного года и подлежит применению в течение двенадцати следующих подряд налоговых периодов начиная с 1 марта указанного календарного года. При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» величина Рдз определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, цена газа горючего природного (Цг) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, расчетная цена газа горючего природного при поставках за пределы территорий государств – участников Содружества Независимых Государств (Цэ) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
(Абзац дополнительно включен с 1 сентября 2016 года Федеральным законом от 3 июля 2016 года № 242-ФЗ.)
(Пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
5. Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа (Ов), устанавливается равным:
1) 0,64 – для налогоплательщиков, являющихся в течение всего налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов, за исключением следующих налогоплательщиков:
налогоплательщиков – организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 15 процентов;
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме добытого углеводородного сырья (Кгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;
2) 1 – для налогоплательщиков, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта.
6. Значение коэффициента Кгпн, указанного в пункте 5 настоящей статьи, определяется налогоплательщиком самостоятельно по следующей формуле:
35 х Гсо |
||
Кгпн = |
-------------------------------------- |
, где: |
35 х (Гсо + Гп) + 42 х (Но + Ксо) |
Гсо – количество добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;
Гп – количество добытого попутного газа, выраженное в тысячах кубических метров;
Но – количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, выраженное в тоннах;
Ксо – количество добытого газового конденсата, выраженное в тоннах.
Показатели Гсо, Гп, Но, Ксо определяются за истекший налоговый период применительно к добыче на всех участках недр, находящихся в пользовании налогоплательщика.
7. Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), принимается равным минимальному значению из значений коэффициентов Квг, Кр, Кгз, Кас, Корз, рассчитываемых для указанной залежи углеводородного сырья в порядке, установленном пунктами 8 – 12 настоящей статьи.
Рассчитанный в порядке, определенном настоящим пунктом, коэффициент Кс округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.
8. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа конкретного участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Квг), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,7 и меньше или равна 0,9, коэффициент Квг рассчитывается по следующей формуле:
Квг = 2,75 – 2,5 х Cвг
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,9, коэффициент Квг принимается равным 0,5.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) меньше или равна 0,7, коэффициент Квг принимается равным 1.
9. Коэффициент, характеризующий географическое расположение участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Кр), определяется налогоплательщиком в следующем порядке:
1) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на полуострове Ямал и (или) Гыданском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр рассчитывается по следующей формуле:
Кр = 0,066 х n + 0,144, где:
n – порядковый номер календарного года, определяемый в целях настоящего подпункта как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), увеличенная на 1.
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) составляет менее 1 процента, порядковый номер года (№) принимается равным 1.
По истечении ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр принимается равным 1;
2) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Астраханской области, коэффициент Кр принимается равным 0,73;
3) если иное не установлено подпунктом 4 настоящего пункта, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Иркутской области, Красноярского края или Дальневосточного федерального округа либо в Охотском море, на период с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2033 года коэффициент Кр принимается равным 0,1, начиная с 1 января 2034 года для указанных участков недр коэффициент Кр принимается равным 1;
4) для налогоплательщиков, указанных в подпункте 1 пункта 5 настоящей статьи, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично в границах Иркутской области и (или) Республики Саха (Якутия) и дата начала промышленной добычи газа горючего природного на таком участке недр приходится на период начиная с 1 января 2018 года, коэффициент Кр:
принимается равным 0 начиная с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором впервые выдана лицензия на пользование участком недр, и до истечения пятнадцати календарных лет, отсчитываемых последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на этом участке недр;
начиная с шестнадцатого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр, рассчитывается по следующей формуле:
Кр = 0,1 х (n - 15), где:
n в целях настоящего подпункта определяется как порядковый номер календарного года с шестнадцатого по двадцать четвертый годы, отсчитываемые последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр;
принимается равным 1 начиная с первого налогового периода двадцать пятого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр.
Для целей настоящего подпункта датой начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр признается дата, на которую составлен государственный баланс запасов полезных ископаемых, согласно которому степень выработанности запасов газа горючего природного участка недр впервые превысила 1 процент;
5) при добыче газа горючего природного на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья, расположенном на территориях, не указанных в подпунктах 1 – 4 настоящего пункта, коэффициент Кр принимается равным 1.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
10. Коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным одному из следующих значений:
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья меньше или равна 1700 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 1;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 1700 метров и меньше или равна 3300 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 0,64;
в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 3300 метров, коэффициент Кгз принимается равным 0,5 при добыче газового конденсата и равным результату деления числа 0,5 на значение коэффициента Кгп, определяемого в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи, при добыче газа горючего природного.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2018 года Федеральным законом от 27 ноября 2017 года № 335-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
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 абзацах втором – восьмом пункта 9 настоящей статьи, коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным 1.
11. Коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, к региональной системе газоснабжения (Кас), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, является ресурсной базой исключительно для региональной системы газоснабжения, коэффициент Кас принимается равным 0,1.
В случаях, не указанных в абзаце втором настоящего пункта, коэффициент Кас принимается равным 1.
12. Коэффициент, характеризующий особенности разработки отдельных залежей участка недр (Корз), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае, если добыча газа горючего природного осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесенной к туронским продуктивным отложениям по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз рассчитывается по следующей формуле:
Корз = 0,053 х n + 0,157, где:
n – порядковый номер года, определяемый в целях настоящего пункта как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, увеличенная на 1.
В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.
По истечении ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз принимается равным 1.
Для целей настоящего пункта степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) из залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма начальных запасов газа горючего природного (за исключением попутного газа) всех категорий и накопленной добычи с начала разработки залежи углеводородного сырья.
(Абзац в редакции, введенной в действие Федеральным законом от 5 апреля 2016 года № 102-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2016 года. – См. предыдущую редакцию.)
13. Для целей настоящей статьи степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) на данном участке недр (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки участка недр.
(Пункт в редакции, введенной в действие Федеральным законом от 5 апреля 2016 года № 102-ФЗ, распространяется на правоотношения, возникшие с 1 января 2016 года. – См. предыдущую редакцию.)
14. Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), определяется налогоплательщиком ежегодно начиная с 1 января 2015 года и действует в течение двенадцати налоговых периодов, начинающихся с 1 января соответствующего года. На период до 1 января 2015 года показатель Тг принимается равным 0.
Показатель Тг рассчитывается по следующей формуле:
Pг |
1 |
|||
Тг = 0.5 х Тр х |
(--------) |
х |
(--------) |
, где: |
100 |
Ог |
где Тр – разница между средним фактическим значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в году, предшествующем году налогового периода, определяемым как среднее арифметическое фактических значений тарифов на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации, действовавших в каждом месяце года, предшествующего году налогового периода, и расчетным значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного для года, предшествующего году налогового периода, определяемым как произведение среднего фактического значения тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в 2013 году и коэффициента, учитывающего изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года.
Коэффициент, учитывающий изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года, определяется как отношение коэффициента-дефлятора, установленного для года, предшествующего году налогового периода, к коэффициенту-дефлятору, установленному для 2013 года.
Показатель Тр доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках показатель Тр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно.
Если значение показателя Тр, определенное в соответствии с настоящим пунктом, составляет менее 0, то показатель Тр принимается равным 0;
Рг – среднее расстояние транспортировки газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, выраженное в километрах, в пределах территории Российской Федерации организациями, не являющимися собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода.
Показатель Рг рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и размещается на его официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» в случае, если показатель Тр не равен нулю.
При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» и величине показателя Тр, не равной нулю, показатель Рг принимается равным 2000;
Ог – коэффициент, определяемый как отношение количества газа горючего природного (за исключением попутного газа), добытого организациями, являющимися собственниками объектов Единой системы газоснабжения, и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов (за исключением организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 15 процентов), за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода, к количеству газа горючего природного (за исключением попутного газа), добытого иными налогоплательщиками за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года, предшествующего году налогового периода.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
Коэффициент Ог определяется и доводится через официальные источники информации в порядке, устанавливаемом федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.
При отсутствии указанной информации в официальных источниках коэффициент Ог принимается равным 4.
Для налогоплательщиков, не являющихся в течение всего налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов (за исключением организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 15 процентов), коэффициент О принимается равным минус 1.
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
Для участков недр, являющихся ресурсной базой исключительно для региональных систем газоснабжения, а также для участков недр, указанных в подпункте 4 пункта 9 настоящей статьи, для которых значение коэффициента Кр равно 0, показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), принимается равным 0.
(Пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
15. Корректирующий коэффициент Ккм устанавливается равным результату деления числа 6,5 на значение коэффициента Кгп, определяемого в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи.
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
16. В целях настоящей статьи условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (Пк) рассчитывается налогоплательщиком для каждого налогового периода в следующем порядке:
при сложившейся за период мониторинга средней цене на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) до 109,5 доллара США за 1 тонну (включительно) – в размере 0 процентов;
при превышении сложившейся за период мониторинга средней цены на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) уровня 109,5 доллара США за 1 тонну, но не более 146 долларов США за 1 тонну (включительно) – в размере, не превышающем 35 процентов разницы между сложившейся за период мониторинга средней ценой указанной нефти в долларах США за 1 тонну и 109,5 доллара США;
при превышении сложившейся за период мониторинга средней цены на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) уровня 146 долларов США за 1 тонну, но не более 182,5 доллара США за 1 тонну (включительно) – в размере, не превышающем суммы 12,78 доллара США за 1 тонну и 45 процентов разницы между сложившейся за период мониторинга средней ценой указанной нефти в долларах США за 1 тонну и 146 долларами США;
при превышении сложившейся за период мониторинга средней цены на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) уровня 182,5 доллара США за 1 тонну – в размере, не превышающем суммы 29,2 доллара США за 1 тонну и 59 процентов разницы между сложившейся за период мониторинга средней ценой указанной нефти в долларах США за 1 тонну и 182,5 доллара США.
При этом средняя цена на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за период мониторинга определяется в порядке, установленном пунктом 3 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».
Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (Пн) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.
(Абзац дополнительно включен с 1 сентября 2016 года Федеральным законом от 3 июля 2016 года № 242-ФЗ.)
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2015 года Федеральным законом от 24 ноября 2014 года № 366-ФЗ.)
17. Коэффициент Кгп устанавливается равным 1 с 1 января 2022 года.
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2016 года Федеральным законом от 28 ноября 2015 года № 325-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 сентября 2017 года Федеральным законом от 29 июля 2017 года № 254-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2019 года Федеральным законом от 27 ноября 2018 года № 424-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
18. Коэффициент Кгп устанавливается равным:
1) 1,7969 – на период с 1 января по 30 сентября 2017 года включительно, 2,2738 – на период с 1 октября по 31 декабря 2017 года включительно, 1,4022 – на период с 1 января по 31 августа 2018 года включительно, 2,055 – на период с 1 сентября по 31 декабря 2018 года включительно, 1,4441 – на период с 1 января 2019 года по 31 декабря 2021 года включительно – для налогоплательщиков, являющихся в течение всего налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов, за исключением следующих налогоплательщиков:
(Абзац в редакции, введенной в действие с 1 сентября 2017 года Федеральным законом от 29 июля 2017 года № 254-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 сентября 2018 года Федеральным законом от 19 июля 2018 года № 199-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2019 года Федеральным законом от 27 ноября 2018 года № 424-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
налогоплательщиков – организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 15 процентов;
налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме добытого углеводородного сырья (Кгпк), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпк определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;
2) 1 – для налогоплательщиков, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта.
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2016 года Федеральным законом от 28 ноября 2015 года № 325-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2017 года Федеральным законом от 30 ноября 2016 года № 401-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
(Статья дополнительно включена с 1 июля 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 263-ФЗ.)
1. Сумма налога по добытым полезным ископаемым, если иное не предусмотрено настоящей статьей, исчисляется как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы (абзац дополнен с 1 января 2004 года Федеральным законом от 7 июля 2003 года № 117-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
Сумма налога по добытому углю и углеводородному сырью (за исключением полезных ископаемых, налоговая база при добыче которых в соответствии с подпунктом 2 пункта 2 статьи 338 настоящего Кодекса определяется как их стоимость) исчисляется как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы.
(Абзац дополнительно включен с 1 января 2004 года Федеральным законом от 7 июля 2003 года № 117-ФЗ; в редакции, введенной в действие с 1 января 2014 года Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ. – См. предыдущую редакцию.)
2. Сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода по каждому добытому полезному ископаемому, если настоящей статьей не установлен иной порядок исчисления налога. Налог подлежит уплате в бюджет по месту нахождения каждого участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации. При этом, если сумма налога не исчисляется в соответствии с настоящей статьей по каждому участку недр, на котором осуществляется добыча полезного ископаемого, сумма налога, подлежащая уплате, рассчитывается исходя из доли полезного ископаемого, добытого на каждом участке недр, в общем количестве добытого полезного ископаемого соответствующего вида (пункт дополнен со 2 сентября 2010 года Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 229-ФЗ; дополнен с 1 апреля 2011 года Федеральным законом от 28 декабря 2010 года № 425-ФЗ – см. предыдущую редакцию).
3. Сумма налога, исчисленная по полезным ископаемым, добытым за пределами территории Российской Федерации, подлежит уплате в бюджет по месту нахождения организации или месту жительства индивидуального предпринимателя (пункт дополнен со 2 сентября 2010 года Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 229-ФЗ – см. предыдущую редакцию).
4. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьей 343.1 настоящего Кодекса, сумма налога по углю исчисляется по каждому участку недр, на котором осуществляется добыча угля, как произведение соответствующей налоговой ставки и величины налоговой базы, уменьшенное на величину указанного налогового вычета (пункт дополнительно включен с 1 апреля 2011 года Федеральным законом от 28 декабря 2010 года № 425-ФЗ).
5. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьей 343.2 настоящего Кодекса, сумма налога, исчисленная налогоплательщиком в соответствии с настоящей статьей по итогам налогового периода по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на участках недр, указанных в пункте 2 или 3 статьи 343.2 настоящего Кодекса, уменьшается на величину указанного налогового вычета. При превышении определенной за налоговый период суммы налогового вычета по участкам недр, указанным в пунктах 2 и 3 статьи 343.2 настоящего Кодекса, над суммой налога, исчисленной по этим участкам недр в соответствии с настоящей статьей по итогам этого налогового периода, размер налогового вычета принимается равным сумме налога, исчисленной по этим участкам недр.
(Пункт дополнительно включен с 1 января 2012 года Федеральным законом от 28 ноября 2011 года № 338-ФЗ.)
(Статья в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года. – См. предыдущую редакцию.)
1. Налогоплательщики по своему выбору могут уменьшить сумму налога, исчисленную за налоговый период при добыче угля на участке недр, на сумму экономически обоснованных и документально подтвержденных расходов, осуществленных (понесенных) налогоплательщиком в налоговом периоде и связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля на данном участке недр (налоговый вычет), в порядке, установленном настоящей статьей, либо учесть указанные расходы при исчислении налоговой базы по налогу на прибыль организаций в соответствии с главой 25 настоящего Кодекса.
Порядок признания расходов, указанных в настоящем пункте, должен быть отражен в учетной политике для целей налогообложения. Изменение указанного порядка допускается не чаще одного раза в пять лет.
2. Предельная величина налогового вычета, применяемого в соответствии с настоящей статьей, рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно как произведение суммы налога, исчисленного при добыче угля на каждом участке недр за налоговый период, и коэффициента Кт, определяемого в порядке, установленном настоящей статьей.
3. Коэффициент Кт определяется для каждого участка недр в соответствии с порядком, устанавливаемым Правительством Российской Федерации, с учетом степени метанообильности участка недр, на котором осуществляется добыча угля, а также с учетом склонности угля к самовозгоранию в пласте на участке недр, на котором осуществляется добыча угля. Значение коэффициента Кт, рассчитанное в соответствии с настоящей статьей для каждого участка недр, устанавливается в принятой налогоплательщиком учетной политике для целей налогообложения. Значение коэффициента Кт не может превышать 0,3.
4. В случае, если фактическая сумма расходов, осуществленных (понесенных) налогоплательщиком в налоговом периоде и связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля, превышает предельную сумму налогового вычета, определенную в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи, сумма такого превышения учитывается при определении налогового вычета в течение 36 налоговых периодов после налогового периода, в котором такие расходы были осуществлены (понесены) налогоплательщиком.
5. В налоговый вычет включаются следующие виды расходов, осуществленных (понесенных) налогоплательщиком и связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля (по перечню, устанавливаемому Правительством Российской Федерации):
1) материальные расходы налогоплательщика, определяемые в порядке, предусмотренном главой 25 настоящего Кодекса;
2) расходы налогоплательщика на приобретение и (или) создание амортизируемого имущества;
3) расходы, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств.
6. Виды расходов, связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля, учитываемых при определении налогового вычета в соответствии с настоящей статьей, устанавливаются в учетной политике для целей налогообложения.
7. Налогоплательщики, у которых отсутствует исчисленная за налоговый период сумма налога, могут учитывать расходы, предусмотренные пунктом 5 настоящей статьи, при определении налогового вычета в порядке, установленном настоящей статьей, начиная с того налогового периода, когда у них возникает обязанность по исчислению налога.
(Статья дополнительно включена с 1 апреля 2011 года Федеральным законом от 28 декабря 2010 года № 425-ФЗ.)
1. Налогоплательщик имеет право уменьшить общую сумму налога, исчисленную в соответствии со статьей 343 настоящего Кодекса при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, на установленные настоящей статьей налоговые вычеты.
2. При добыче нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Татарстан (Татарстан), лицензия на право пользования которыми выдана до 1 июля 2011 года и начальные извлекаемые запасы нефти каждого из которых равны 2500 миллионам тонн или более по состоянию на 1 января 2011 года, сумма налогового вычета за налоговый период определяется в совокупности по указанным в настоящем пункте участкам недр в миллионах рублей по формуле:
630,6 х Кп
Налоговый вычет, исчисленный в соответствии с настоящим пунктом, применяется за налоговые периоды с 1 января 2012 года по 31 декабря 2016 года включительно.
3. При добыче нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Башкортостан, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 июля 2011 года и начальные извлекаемые запасы нефти каждого из которых равны 200 миллионам тонн или более по состоянию на 1 января 2011 года, сумма налогового вычета за налоговый период определяется в совокупности по указанным в настоящем пункте участкам недр в миллионах рублей по формуле:
193,5 х Кп
Налоговый вычет, исчисленный в соответствии с настоящим пунктом, применяется с 1 января 2012 года по 31 декабря 2015 года включительно.
4. В целях применения пунктов 2 и 3 настоящей статьи коэффициент, характеризующий размер ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую (Кп), определяется в следующем порядке:
1) коэффициент Кп принимается равным 1, если в налоговом периоде, в котором применяется налоговый вычет, применяется ставка вывозной таможенной пошлины на нефть сырую, целая часть которой не превышает суммы 29,2 доллара США за 1 тонну и 60 процентов разницы между сложившейся за период мониторинга средней ценой на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) в долларах США за 1 тонну и 182,5 доллара США;
2) коэффициент Кп принимается равным 0 в случае невыполнения условия, предусмотренного подпунктом 1 настоящего пункта.
5. При отсутствии информации о средней цене на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за период мониторинга в официальных источниках средняя цена на нефть сырую марки «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) в целях определения налогового вычета, установленного настоящей статьей, определяется налогоплательщиком за период мониторинга самостоятельно.
6. В случае, если в налоговом периоде применяются различные ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую, в целях применения настоящей статьи используются средневзвешенные ставки установленной вывозной таможенной пошлины за налоговый период, рассчитанные с учетом количества календарных дней в налоговом периоде, в которых применялись указанные ставки вывозной таможенной пошлины.
7. В целях настоящей статьи код нефти сырой в соответствии с Товарной номенклатурой внешнеэкономической деятельности определяется Министерством финансов Российской Федерации.
(Статья дополнительно включена с 1 января 2012 года Федеральным законом от 28 ноября 2011 года № 338-ФЗ.)
8. В целях настоящей статьи начальные извлекаемые запасы нефти определяются как сумма извлекаемых запасов категорий А, В, С1 и С2 на 1 января 2011 года и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2011 года.
(Пункт дополнительно включен с 1 сентября 2013 года Федеральным законом от 23 июля 2013 года № 213-ФЗ.)
Сумма налога, подлежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом (статья в редакции, введенной в действие с 1 августа 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).
1. Обязанность представления налоговой декларации у налогоплательщиков возникает начиная с того налогового периода, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых (абзац в редакции, введенной в действие с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года, – см. предыдущую редакцию).
Налоговая декларация представляется налогоплательщиком в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика (абзац дополнительно включен с 30 июня 2002 года Федеральным законом от 29 мая 2002 года № 57-ФЗ; действие распространяется на отношения, возникшие с 1 января 2002 года).
2. Налоговая декларация представляется не позднее последнего числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом (пункт в редакции, введенной в действие с 1 января 2007 года Федеральным законом от 27 июля 2006 года № 137-ФЗ, – см. предыдущую редакцию).