Налоговый кодекс РФ/Глава 26

Налоговый кодекс Российской Федерации — Глава 26


ЧАСТЬ ВТОРАЯ

Раздел VIII. ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НАЛОГИ


Глава 26. НАЛОГ НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХПравить

Статья 334. НалогоплательщикиПравить

1. Налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых (далее в настоящей главе — налогоплательщики) признаются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2. Налогоплательщиками признаются организации, сведения о которых внесены в единый государственный реестр юридических лиц на основании статьи 19 Федерального закона Российской Федерации от 30 ноября 1994 года № 52-ФЗ «О введении в действие части первой Гражданского кодекса Российской Федерации», признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации, а также на основании лицензий и иных разрешительных документов, действующих в порядке, установленном статьёй 12 Федерального конституционного закона Российской Федерации от 21 марта 2014 года № 6-ФКЗ «О принятии в Российскую Федерацию Республики Крым и образовании в составе Российской Федерации новых субъектов — Республики Крым и города федерального значения Севастополя».

Статья 335. Постановка на учёт в качестве налогоплательщика налога на добычу полезных ископаемыхПравить

1. Налогоплательщики подлежат постановке на учёт 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, признаётся территория субъекта (субъектов) Российской Федерации, на которой (которых) расположен участок недр.

Организация, сведения о которой внесены в единый государственный реестр юридических лиц на основании статьи 19 Федерального закона Российской Федерации от 30 ноября 1994 года № 52-ФЗ «О введении в действие части первой Гражданского кодекса Российской Федерации», признаваемая пользователем недр на основании лицензий и иных разрешительных документов, действующих в порядке, установленном статьёй 12 Федерального конституционного закона Российской Федерации от 21 марта 2014 года № 6-ФКЗ «О принятии в Российскую Федерацию Республики Крым и образовании в составе Российской Федерации новых субъектов — Республики Крым и города федерального значения Севастополя», обязана в срок до 1 февраля 2015 года представить копии указанных документов с переводом на русский язык, заверенным в установленном порядке, в налоговый орган по месту нахождения организации, если участок (участки) недр и место нахождения расположены на территориях Республики Крым и (или) города федерального значения Севастополя, или в налоговый орган по месту нахождения участка недр. В случае, если налогоплательщику предоставлены в пользование несколько участков недр, указанные документы представляются в налоговый орган по месту нахождения одного из участков недр, определяемого этой организацией самостоятельно.

Организация, сведения о которой внесены в единый государственный реестр юридических лиц на основании статьи 19 Федерального закона Российской Федерации от 30 ноября 1994 года № 52-ФЗ «О введении в действие части первой Гражданского кодекса Российской Федерации», признаваемая пользователем недр на основании лицензий и иных разрешительных документов, действующих в порядке, установленном статьёй 12 Федерального конституционного закона Российской Федерации от 21 марта 2014 года № 6-ФКЗ «О принятии в Российскую Федерацию Республики Крым и образовании в составе Российской Федерации новых субъектов — Республики Крым и города федерального значения Севастополя», подлежит постановке на учёт на основании документов, указанных в настоящем пункте, в течение пяти дней со дня их представления в соответствующий налоговый орган.

Налоговый орган в тот же срок обязан выдать (направить) организации уведомление о постановке на учёт в налоговом органе, подтверждающее постановку на учёт в качестве налогоплательщика налога на добычу полезных ископаемых.

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 учёт в качестве налогоплательщика налога по месту нахождения организации либо по месту жительства физического лица.

3. Особенности постановки на учёт налогоплательщиков в качестве налогоплательщиков налога определяются Министерством финансов Российской Федерации.

Статья 336. Объект налогообложенияПравить

1. Объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых (далее в настоящей главе — налог), если иное не предусмотрено пунктом 2 настоящей статьи, признаются:

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 признаётся объект учёта 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 учёта запасов;

2) полезные ископаемые, извлечённые 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) общераспространённые полезные ископаемые и подземные воды, не числящиеся на государственном балансе запасов полезных ископаемых, добытые индивидуальным предпринимателем и используемые им непосредственно для личного потребления;

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, извлечённые 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;

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;

6) метан угольных пластов.

3. В целях настоящей главы под участком недр понимается блок недр (с ограничением по глубине или без такого ограничения), пространственные границы которого ограничены географическими координатами угловых точек в соответствии с лицензией на право пользования недрами, включая все входящие в него горные и геологические отводы.

Статья 337. Добытое полезное ископаемоеПравить

1. В целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признаётся продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлечённом) 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.

Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

2. Видами добытого полезного ископаемого являются:

1) горючие сланцы;

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;

2) торф;

3) углеводородное сырьё:

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 лёгких углеводородов и продуктов их переработки;

газ горючий природный (растворённый газ или смесь растворённого 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;

метан угольных пластов;

4) товарные руды:

чёрных металлов (железо, марганец, хром);

цветных металлов (алюминий, медь, никель, кобальт, свинец, цинк, олово, вольфрам, молибден, сурьма, ртуть, магний, другие цветные металлы, не предусмотренные в других группировках);

редких металлов, образующих собственные месторождения (титан, цирконий, ниобий, редкие земли, стронций, литий, бериллий, ванадий, германий, цезий, скандий, селен, цирконий, тантал, висмут, рений, рубидий);

абзац исключён;

многокомпонентные комплексные руды;

5) полезные компоненты многокомпонентной комплексной руды, извлекаемые из неё, при их направлении внутри организации на дальнейшую переработку (обогащение, технологический передел);

6) горно-химическое неметаллическое сырьё (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);

7) горнорудное неметаллическое сырьё (абразивные породы, жильный кварц (за исключением особо чистого кварцевого и пьезооптического сырья), кварциты, карбонатные породы для металлургии, кварц-полешпатовое и кремнистое сырьё, 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 включённые в другие группы);

8) битуминозные породы (за исключением указанных в подпункте 3 настоящего пункта);

9) сырьё 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 сырьё, 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) полупродукты, содержащие в себе один или несколько драгоценных металлов (золото, серебро, платина, палладий, иридий, родий, рутений, осмий), получаемые по завершении комплекса операций по добыче драгоценных металлов, в том числе:

лигатурное золото (сплав золота с химическими элементами, шлиховое или самородное золото), соответствующее национальному стандарту (техническим условиям) и (или) стандарту (техническим условиям) организации-налогоплательщика;

концентраты.

При этом под добычей драгоценных металлов в целях настоящей главы понимаются извлечение минерального сырья, содержащего такие металлы, из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений и последующая его первичная переработка с получением концентратов и других полупродуктов, содержащих драгоценные металлы, в соответствии с согласованной и утверждённой в установленном порядке проектной документацией на разработку соответствующего месторождения полезных ископаемых и (или) первичную переработку минерального сырья, содержащего драгоценные металлы;

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;

16) сырьё радиоактивных металлов (в частности, уран и торий).

3. Абзац исключён.

3. Полезным ископаемым также признаётся 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, отнесённых 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).

Статья 338. Налоговая базаПравить

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).

2. Налоговая база определяется в следующем порядке:

1) налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, рассчитанная в соответствии со статьёй 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;

углеводородного сырья, за исключением углеводородного сырья, указанного в подпункте 2 настоящего пункта;

многокомпонентных комплексных руд, добываемых на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края.

3. Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьёй 339 настоящего Кодекса.

4. Налоговая база определяется отдельно по каждому добытому полезному ископаемому, определяемому в соответствии со статьёй 337 настоящего Кодекса.

5. В отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учётом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке.

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;

2) для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади в Чёрном море (глубина до 100 метров включительно), Печорском, Белом или Японском 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;

3) для месторождений, расположенных на 50 и более процентов своей площади в Чёрном 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;

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.

Статья 339. Порядок определения количества добытого полезного ископаемогоПравить

1. Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объёма.

Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто.

В целях настоящей главы массой нетто признаётся количество нефти за вычетом отделённой воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определённых лабораторными анализами.

Количество добытых многокомпонентных комплексных руд на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края, определяется в единицах массы, при этом массы полезных компонентов в составе многокомпонентной комплексной руды не определяются.

2. Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчётно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьёй. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учётной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утверждённый налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.

3. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учётом фактических потерь полезного ископаемого.

Фактическими потерями полезного ископаемого (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признаётся разница между расчётным 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, определённом по итогам произведённых измерений.

4. При извлечении драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учёта 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 расчёт 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 статьёй 337 настоящего Кодекса как полезные компоненты, содержащиеся в добытой многокомпонентной комплексной руде, за исключением многокомпонентной комплексной руды, добытой на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края, определяется как количество компонента руды в химически чистом виде.

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 завершён 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.

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.

9. При определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при её добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 — 4 пункта 1 статьи 342.2 настоящего Кодекса, значение коэффициента Kд для которых составляет менее 1, а также указанных в подпункте 21 пункта 1 статьи 342 настоящего Кодекса, должны соблюдаться все следующие требования:

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

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

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

10. Определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при её добыче осуществляется в соответствии с порядком учёта нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.

Статья 340. Порядок оценки стоимости добытых полезных ископаемых при определении налоговой базыПравить

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 учёта субсидий;

2) исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации добытого полезного ископаемого;

3) исходя из расчётной 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 учётом сложившихся в текущем налоговом периоде (а при их отсутствии — в предыдущем налоговом периоде) у налогоплательщика цен реализации добытого полезного ископаемого, без учёта субсидий из бюджета на возмещение разницы между оптовой ценой и расчётной стоимостью.

При этом выручка от реализации добытого полезного ископаемого определяется исходя из цен реализации (уменьшенных на суммы субсидий из бюджета), определяемых с учётом 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.

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 статьёй 271 или статьёй 273 настоящего Кодекса.

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 учёта, 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.

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 статьёй 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, определённом настоящим пунктом, стоимость единицы добытого полезного ископаемого округляется до 2-го знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления.

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 учётом 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.

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 статьёй 271 или статьёй 273 настоящего Кодекса.

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 учёта, 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.

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 статьёй 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, определённом настоящим пунктом, стоимость единицы добытого полезного ископаемого округляется до 2-го знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления.

4. В случае отсутствия у налогоплательщика реализации добытого полезного ископаемого налогоплательщик применяет способ оценки, указанный в подпункте 3 пункта 1 настоящей статьи.

При этом расчётная стоимость добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании данных налогового учёта. В этом случае налогоплательщик применяет тот порядок признания доходов и расходов, который он применяет для определения налоговой базы по налогу на прибыль организаций.

При определении расчётной стоимости добытого полезного ископаемого учитываются следующие виды расходов, произведённых налогоплательщиком в налоговом периоде:

1) материальные расходы, определяемые в соответствии со статьёй 254 настоящего Кодекса, за исключением материальных расходов, понесённых в процессе хранения, транспортировки, упаковки и иной подготовки (включая предпродажную подготовку), при реализации добытых полезных ископаемых (включая материальные расходы, а также за исключением расходов, осуществлённых налогоплательщиком при производстве и реализации иных видов продукции, товаров (работ, услуг));

2) расходы на оплату труда, определяемые в соответствии со статьёй 255 настоящего Кодекса, за исключением расходов на оплату труда работников, не занятых при добыче полезных ископаемых;

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;

4) расходы на ремонт основных средств, определяемые в порядке, установленном статьёй 260 настоящего Кодекса, за исключением расходов на ремонт основных средств, не связанных с добычей полезных ископаемых;

5) расходы на освоение природных ресурсов, определяемые в соответствии со статьёй 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;

7) прочие расходы, определяемые в соответствии со статьями 263, 264 и 269 настоящего Кодекса, за исключением прочих расходов, не связанных с добычей полезных ископаемых.

При определении расчётной стоимости добытого полезного ископаемого не учитываются расходы, предусмотренные статьями 266, 267 и 270 настоящего Кодекса.

Абзац исключён.

При этом прямые расходы, произведённые налогоплательщиком в течение налогового периода, распределяются между добытыми полезными ископаемыми и остатком незавершённого производства на конец налогового периода. Остаток незавершённого производства определяется и оценивается с учётом особенностей, предусмотренных пунктом 1 статьи 319 настоящего Кодекса. При определении расчётной стоимости добытого полезного ископаемого учитываются также косвенные расходы, определяемые в соответствии с главой 25 настоящего Кодекса. При этом косвенные расходы, произведённые налогоплательщиком в течение отчётного (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, произведённых 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 расчётную стоимость добытых полезных ископаемых за соответствующий налоговый период.

Абзац исключён.

5. Оценка стоимости добытых драгоценных металлов, извлечённых 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 учёта 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.

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 учёта налога на добавленную стоимость, уменьшенных на суммы расходов налогоплательщика по их доставке (перевозке) до получателя.

7. Определение стоимости углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, осуществляется с учётом особенностей, установленных статьёй 340.1 настоящего Кодекса.

Статья 340.1. Особенности определения стоимости углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырьяПравить

1. Стоимость углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьёй 339 настоящего Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, рассчитанной в соответствии со статьёй 340 настоящего Кодекса, с учётом положений настоящей статьи.

Если стоимость единицы добытого полезного ископаемого, указанная в настоящем пункте, определяемая в соответствии со статьёй 340 настоящего Кодекса, за налоговый период меньше её минимальной предельной стоимости, рассчитанной в соответствии с настоящей статьёй, 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 истёкший 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 объёмам реализации за налоговый период налогоплательщиком газа горючего природного, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, на внутренний рынок и экспорт цена газа горючего природного.

Цена газа горючего природного при поставках на внутренний рынок определяется исходя из средней за истёкший налоговый период оптовой цены газа горючего природного на внутреннем рынке Российской Федерации с учётом скидок и надбавок (кроме скидок и надбавок, связанных с затратами на транспортировку газа горючего природного от мест добычи до мест реализации), определяемых исключительно в отношении газа горючего природного, поставляемого по договорам с собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно или косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения, при этом суммарная доля такого участия составляет не менее 50 процентов. Указанные скидки и надбавки рассчитываются налогоплательщиком самостоятельно как разница между средней за истёкший налоговый период оптовой ценой газа горючего природного на внутреннем рынке Российской Федерации и средневзвешенной (по объёмам реализации налогоплательщиком газа горючего природного, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья) ценой реализации газа горючего природного в соответствии с такими договорами в истёкшем налоговом периоде с учётом доли добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья и реализованного налогоплательщиком по таким договорам в истёкшем налоговом периоде газа горючего природного в общем объёме добытого на таком месторождении и реализованного налогоплательщиком в истёкшем налоговом периоде газа горючего природного.

Цена газа горючего природного при поставках на экспорт определяется как произведение средней за истёкший 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 расчёта указанных в настоящей статье средних за истёкший налоговый период цен соответствующих видов углеводородного сырья с учётом региона добычи углеводородного сырья и перечня мировых рынков в зависимости от региона добычи.

Указанные в настоящей статье средние за истёкший 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 истёкший 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 статьёй 339 настоящего Кодекса, и минимальной предельной стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с настоящей статьёй.

Порядок определения стоимости углеводородного сырья, добытого на новом морском месторождении углеводородного сырья, в целях настоящей главы отражается в учётной 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 статьёй.

Статья 341. Налоговый периодПравить

Налоговым периодом признаётся календарный месяц.

Статья 342. Налоговая ставкаПравить

1. Налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьёй 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче:

1) полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых, указанных в подпункте 13 пункта 2 статьи 337 настоящего Кодекса, признаются фактические потери драгоценных металлов по данным обязательного учёта, осуществляемого в соответствии с законодательством Российской Федерации о драгоценных металлах и драгоценных камнях, возникающие при совершении комплекса операций по добыче таких металлов в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

В случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утверждённые нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утверждённые ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта (нормативы потерь драгоценных металлов, утверждённые ранее в порядке, установленном абзацем третьим настоящего подпункта), а по вновь разрабатываемым месторождениям — нормативы потерь, установленные техническим проектом;

2) попутный газ;

3) подземных вод, содержащих полезные ископаемые (промышленных вод), извлечение которых связано с разработкой других видов полезных ископаемых, и извлекаемых при разработке месторождений полезных ископаемых, а также при строительстве и эксплуатации подземных сооружений;

4) полезных ископаемых при разработке некондиционных (остаточных запасов пониженного качества) или ранее списанных запасов полезных ископаемых (за исключением случаев ухудшения качества запасов полезных ископаемых в результате выборочной отработки месторождения). Отнесение запасов полезных ископаемых к некондиционным запасам осуществляется в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации;

5) полезных ископаемых, остающихся во вскрышных, вмещающих (разубоживающих) породах, в отвалах или в отходах перерабатывающих производств в связи с отсутствием в Российской Федерации промышленной технологии их извлечения, а также добываемых из вскрышных и вмещающих (разубоживающих) пород, отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств (в том числе в результате переработки нефтешламов) в пределах нормативов содержания полезных ископаемых в указанных породах и отходах, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации;

6) исключён;

6) минеральных вод, используемых налогоплательщиком исключительно в лечебных и курортных целях без их непосредственной реализации (в том числе после обработки, подготовки, переработки, розлива в тару);

7) подземных вод, используемых налогоплательщиком исключительно в сельскохозяйственных целях, включая орошение земель сельскохозяйственного назначения, водоснабжение животноводческих ферм, животноводческих комплексов, птицефабрик, садоводческих, огороднических и животноводческих объединений граждан;

8) — 12) утратили силу;

13) газа горючего природного (за исключением попутного газа), закачанного в пласт для поддержания пластового давления при добыче газового конденсата в пределах одного или нескольких участков недр, права пользования которыми предоставлены налогоплательщику на основании лицензий, в соответствии с техническим проектом разработки месторождения, предусматривающим выполнение таких работ на указанных участках недр. Количество газа горючего природного, закачанного в пласт для поддержания пластового давления, подлежащего налогообложению по налоговой ставке 0 рублей, определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании прямого метода определения с использованием поверенных и опломбированных средств измерений (в случае закачки в пласт газа горючего природного (за исключением попутного газа) в пределах нескольких участков недр) и данных, отражаемых в утверждённых в установленном порядке формах федерального государственного статистического наблюдения;

14) — 16) утратили силу;

17) кондиционных руд олова, добываемых на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Дальневосточного федерального округа, на период с 1 января 2013 года по 31 декабря 2022 года включительно;

18) газа горючего природного на участках недр, расположенных полностью или частично на полуостровах Ямал и (или) Гыданский в Ямало-Ненецком автономном округе, используемого исключительно для производства сжиженного природного газа, до достижения накопленного объёма добычи газа горючего природного 250 млрд кубических метров на участке недр и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 12 лет, начиная с 1-го числа месяца, в котором начата добыча газа горючего природного, используемого исключительно для производства сжиженного природного газа;

19) газового конденсата совместно с газом горючим природным, используемым исключительно для производства сжиженного природного газа, на участках недр, расположенных полностью или частично на полуостровах Ямал и (или) Гыданский в Ямало-Ненецком автономном округе, до достижения накопленного объёма добычи газового конденсата 20 млн тонн на участке недр и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 12 лет, начиная с 1-го числа месяца, в котором начата добыча газового конденсата совместно с газом горючим природным, используемым исключительно для производства сжиженного природного газа;

20) углеводородного сырья, добытого из залежи углеводородного сырья на участке недр, расположенном полностью в границах внутренних морских вод, территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации или в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, при соблюдении хотя бы одного из следующих условий:

степень выработанности запасов каждого вида углеводородного сырья (за исключением попутного газа), добываемого из соответствующей залежи углеводородного сырья, по состоянию на 1 января 2016 года составляет менее 0,1 процента;

запасы углеводородного сырья, добытого из соответствующей залежи углеводородного сырья, по состоянию на 1 января 2016 года не были поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых.

Для целей настоящего подпункта степень выработанности запасов каждого вида углеводородного сырья (за исключением попутного газа), добываемого из залежи углеводородного сырья, рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи такого вида углеводородного сырья из соответствующей залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на начальные запасы (для нефти — начальные извлекаемые запасы) соответствующей залежи углеводородного сырья.

Начальные извлекаемые запасы нефти, утверждённые в установленном порядке с учётом прироста и списания запасов нефти, определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки из указанной залежи углеводородного сырья.

Начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа) или газового конденсата, утверждённые в установленном порядке с учётом прироста и списания запасов газа горючего природного (за исключением попутного газа) или газового конденсата, определяются как сумма запасов газа горючего природного или газового конденсата всех категорий и накопленной добычи с начала разработки из указанной залежи углеводородного сырья.

Положения настоящего подпункта применяются до истечения налогового периода, на который приходится дата первого согласования в установленном порядке технологической схемы разработки морского месторождения углеводородного сырья, в границах которого расположена соответствующая залежь (залежи), но не более шестидесяти календарных месяцев начиная с 1-го числа месяца, следующего за месяцем первой постановки запасов любого вида углеводородного сырья по соответствующей залежи углеводородного сырья, являющегося объектом налогообложения налогом, на государственный баланс запасов полезных ископаемых.

Абзац утратил силу;

21) утратил силу.

1.1 — 1.2. Утратили силу.

2. Если иное не установлено пунктами 1 и (или) 2.1 настоящей статьи, налогообложение производится по налоговой ставке:

1) 3,8 процента при добыче калийных солей;

2) 4,0 процента при добыче:

торфа;

горючих сланцев;

апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд;

3) 4,8 процента при добыче кондиционных руд чёрных металлов. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий способ добычи кондиционных руд чёрных металлов (Kподз), определяемый в соответствии со статьёй 342.1 настоящего Кодекса;

4) 5,5 процента при добыче:

сырья радиоактивных металлов;

горно-химического неметаллического сырья (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых, апатитовых и фосфоритовых руд);

неметаллического сырья, используемого в основном в строительной индустрии;

соли природной и чистого хлористого натрия;

подземных промышленных и термальных вод;

нефелинов, бокситов;

5) 6,0 процента при добыче:

горнорудного неметаллического сырья;

битуминозных пород;

концентратов и других полупродуктов, содержащих золото;

иных полезных ископаемых, не включённых в другие группировки;

6) 6,5 процента при добыче:

концентратов и других полупродуктов, содержащих драгоценные металлы (за исключением золота);

драгоценных металлов, являющихся полезными компонентами многокомпонентной комплексной руды (за исключением золота);

кондиционного продукта пьезооптического сырья, особо чистого кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья;

7) 7,5 процента при добыче минеральных вод и лечебных грязей;

8) 8,0 процента при добыче:

кондиционных руд цветных металлов (за исключением нефелинов и бокситов);

редких металлов, как образующих собственные месторождения, так и являющихся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых;

многокомпонентных комплексных руд и полезных компонентов многокомпонентной комплексной руды, за исключением драгоценных металлов, а также за исключением многокомпонентных комплексных руд, добываемых на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края;

природных алмазов и других драгоценных и полудрагоценных камней;

9) 766 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2015 года включительно), 857 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2016 года включительно), 919 рублей (на период с 1 января 2017 года) за 1 тонну добытой нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной (за исключением нефти, добытой на участках недр, в отношении которой в течение всего налогового периода исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья). При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Kц). Полученное произведение уменьшается на величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Величина показателя Дм определяется в порядке, установленном статьёй 342.5 настоящего Кодекса;

9.1) 1 рубль за 1 тонну нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной, добытой на участках недр, в отношении которой в течение всего налогового периода исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (Kндд), определяемый в соответствии со статьёй 342.6 настоящего Кодекса.

В случае направления в соответствии со статьёй 333.44 настоящего Кодекса в налоговый орган уведомления об освобождении от исполнения обязанностей налогоплательщика по налогу на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья в отношении участков недр, указанных в подпункте 1 пункта 1 статьи 333.44 настоящего Кодекса, при добыче нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной, добытой на таких участках недр, ставка налога на добычу полезных ископаемых применяется в соответствии с подпунктом 9 пункта 2 настоящей статьи начиная с 1 января года вступления в силу главы 25.4 настоящего Кодекса (с 1 января года, следующего за годом, в котором запасы нефти впервые поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых, — для участков недр, по которым такие запасы отсутствуют в государственном балансе запасов полезных ископаемых на 1 января 2018 года);

10) 42 рубля за 1 тонну добытого газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом указанная налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива (Eут), на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Kс), и на корректирующий коэффициент Kкм, определяемые в соответствии со статьёй 342.4 настоящего Кодекса. Полученное произведение увеличивается на величину, равную произведению показателя Kман, определяемого в порядке, установленном пунктом 7 статьи 342.5 настоящего Кодекса, и коэффициента, характеризующего количество добытого газового конденсата без учёта широкой фракции лёгких углеводородов, в отношении которой коэффициент Kман не применяется, и равного 0,75. Налоговая ставка, исчисленная в соответствии с настоящим подпунктом, округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления;

11) 35 рублей за 1 000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом указанная налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива (Eут) и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Kс), определяемые в соответствии со статьёй 342.4 настоящего Кодекса. Полученное произведение суммируется со значением показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Tг), определяемым в соответствии со статьёй 342.4 настоящего Кодекса. Если полученная сумма оказалась меньше 0, значение налоговой ставки принимается равным 0. Налоговая ставка, исчисленная в соответствии с настоящим подпунктом, округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления;

12) 47 рублей за 1 тонну добытого антрацита;

13) 57 рублей за 1 тонну добытого угля коксующегося;

14) 11 рублей за 1 тонну добытого угля бурого;

15) 24 рубля за 1 тонну добытого угля, за исключением антрацита, угля коксующегося и угля бурого;

16) 730 рублей за 1 тонну многокомпонентной комплексной руды, добываемой на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края, содержащей медь, и (или) никель, и (или) металлы платиновой группы;

17) 270 рублей за 1 тонну многокомпонентной комплексной руды, не содержащей медь, и (или) никель, и (или) металлы платиновой группы, добываемой на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края.

Указанные в подпунктах 12 — 15 настоящего пункта налоговые ставки в отношении угля умножаются на коэффициенты-дефляторы, устанавливаемые по каждому виду угля, указанному в подпункте 1.1 пункта 2 статьи 337 настоящего Кодекса, ежеквартально на каждый следующий квартал и учитывающие изменение цен на уголь в Российской Федерации за предыдущий квартал, а также на коэффициенты-дефляторы, которые применялись в соответствии с настоящим абзацем ранее. Коэффициенты-дефляторы определяются и подлежат официальному опубликованию в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Налогоплательщики, осуществившие за счёт собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов этих полезных ископаемых и освобождённые по состоянию на 1 июля 2001 года в соответствии с федеральными законами от отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы при разработке этих месторождений, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем лицензионном участке, с коэффициентом 0,7.

Налогоплательщики — участники Особой экономической зоны в Магаданской области, осуществляющие добычу полезных ископаемых, за исключением углеводородного сырья и общераспространённых полезных ископаемых, на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Магаданской области, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем участке недр, с коэффициентом 0,6.

2.1. Если иное не установлено пунктом 1 настоящей статьи, при добыче полезных ископаемых, для которых налоговая база по налогу определяется как их стоимость в соответствии с подпунктом 2 пункта 2 статьи 338 настоящего Кодекса (за исключением попутного газа), налогообложение производится по налоговой ставке:

1) 30 процентов при добыче полезных ископаемых до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 1 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

2) 15 процентов при добыче полезных ископаемых до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 2 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

3) 10 процентов при добыче полезных ископаемых (за исключением газа природного горючего) до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 3 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

4) 5 процентов при добыче полезных ископаемых (за исключением газа природного горючего) до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 4 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса. При этом налогообложение производится по налоговой ставке 4,5 процента при добыче полезных ископаемых (за исключением газа природного горючего) организациями, не имеющими права на экспорт сжиженного природного газа, произведённого из газа природного горючего, добытого на новых морских месторождениях углеводородного сырья, на мировые рынки, до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 4 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

5) 1,3 процента при добыче газа природного горючего до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 3 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

6) 1 процент при добыче газа природного горючего до истечения сроков и на месторождениях, указанных в подпункте 4 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса.

2.2. Указанные в подпунктах 1 — 6, 8, 12 — 15 пункта 2 настоящей статьи налоговые ставки (за исключением налоговых ставок, применяемых в отношении общераспространённых полезных ископаемых, а также подземных промышленных и термальных вод) умножаются на коэффициент, характеризующий территорию добычи полезного ископаемого (Kтд), определяемый в соответствии со статьями 342.3 и 342.3-1 настоящего Кодекса.

3. Если иное не указано в настоящем пункте, коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Kц), ежемесячно определяется налогоплательщиком самостоятельно путём умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта «Юралс», выраженного в долларах США, за баррель (Ц), уменьшенного на 15, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации (Р), и деления на 261:

Kц = (Ц − 15) ×  Р .
 261 

Средний за истёкший налоговый период уровень цен нефти сорта «Юралс» определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, делённая на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.

Средние за истёкший месяц уровни цен нефти сорта «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья ежемесячно в срок не позднее 10-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

При отсутствии указанной информации в официальных источниках средний за истёкший налоговый период уровень цен нефти сорта «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья определяется налогоплательщиком самостоятельно.

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

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент Kц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Коэффициент Kц принимается равным нулю при добыче:

сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10 000 мПа ∙ с и более (в пластовых условиях);

нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесённой к баженовским, абалакским, хадумским или доманиковым продуктивным отложениям в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, при одновременном соблюдении всех следующих условий:

нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья, отнесённых к указанным продуктивным отложениям;

учёт нефти, добываемой из указанных залежей углеводородного сырья, осуществляется с учётом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 настоящего Кодекса;

нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утверждённом по состоянию на 1 января 2012 года, и степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет менее 13 процентов либо запасы по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 года.

Положения абзацев девятого — двенадцатого настоящего пункта применяются с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором запасы нефти по залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых, и до истечения 180 налоговых периодов, начинающихся с одной из следующих дат:

1 января 2014 года — для залежей углеводородного сырья, степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2012 года составляет более 1 процента или равна 1 проценту, но менее 3 процентов;

1 января 2015 года — для залежей углеводородного сырья, степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2012 года составляет более 3 процентов или равна 3 процентам;

1 января года, в котором степень выработанности запасов залежи углеводородного сырья, рассчитываемая налогоплательщиком в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в году, предшествующем году налогового периода, впервые превысила 1 процент, — для иных залежей углеводородного сырья.

Степень выработанности запасов залежи углеводородного сырья в целях применения абзацев девятого — двенадцатого настоящего пункта рассчитывается в порядке, установленном пунктом 5 статьи 342.2 настоящего Кодекса.

4 — 5. Утратили силу.

Статья 342.1. Порядок определения и применения коэффициента, характеризующего способ добычи кондиционных руд чёрных металлов (Kподз)Править

1. При соблюдении условий, установленных настоящей статьёй, коэффициент, характеризующий способ добычи кондиционных руд чёрных металлов (Kподз), принимается равным:

1) 0,1 при добыче кондиционных руд чёрных металлов на участке недр, на котором балансовые запасы руд чёрных металлов для отработки подземным способом составляют более 90 процентов балансовых запасов руд чёрных металлов на этом участке недр.

В целях настоящего подпункта используется показатель балансовых запасов руд чёрных металлов, утверждённых в установленном порядке, определяемый как сумма запасов категорий A, B, C1 и C2 в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года;

2) 1 при добыче кондиционных руд чёрных металлов на участке недр, не соответствующем критерию, указанному в подпункте 1 настоящего пункта.

2. Значение коэффициента Kподз, установленное подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, применяется в отношении участка недр, добычу кондиционных руд чёрных металлов на котором предполагается полностью завершить не позднее 1 января 2024 года.

В целях настоящей статьи завершением добычи кондиционных руд чёрных металлов на участке недр признаётся 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 чёрных металлов на участке недр на определённую дату определяется Правительством Российской Федерации.

3. В случаях, если по состоянию на 1 января 2024 года налогоплательщик не завершил добычу кондиционных руд чёрных 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 перерасчёту исходя из коэффициента Kподз, установленного подпунктом 2 пункта 1 настоящей статьи, начиная с того налогового периода, в котором впервые был применён коэффициент Kподз, установленный подпунктом 1 пункта 1 настоящей статьи, и уплате в бюджет с применением ставки пени, равной одной трёхсотой 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 342.2. Порядок определения и применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти (Kд), и коэффициента, характеризующего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья (Kдв)Править

1. При соблюдении условий, установленных настоящей статьёй, коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти (Kд), принимается:

1) утратил силу;

2) равным 0,2 — при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утверждённым 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 утверждённым 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, отнесённой 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 2 — 4 настоящего пункта.

2. Коэффициент Kд применяется с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором запасы нефти по конкретной залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых. Для целей настоящей главы датой постановки запасов нефти на государственный баланс запасов полезных ископаемых признаётся дата утверждения федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых.

Коэффициент Kд в размере, установленном подпунктами 2 — 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 превысила 1 процент, если иное не установлено настоящим пунктом. По истечении указанного срока значение коэффициента принимается равным 1.

Абзац утратил силу.

Коэффициент Kд в размере, установленном подпунктами 2 — 4 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения срока, установленного абзацем вторым настоящего пункта, начинающегося с 1 января 2014 года, для залежей углеводородного сырья, степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2013 года составляет более 1 процента, если иное не установлено настоящим пунктом. По истечении указанного срока значение коэффициента Kд принимается равным 1.

Коэффициент Kд в размере, установленном подпунктом 4 пункта 1 настоящей статьи, применяется до истечения срока, установленного абзацем вторым настоящего пункта, начинающегося с 1 января 2015 года, для залежей углеводородного сырья, указанных в подпункте 4 пункта 1 настоящей статьи, степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет более 3 процентов. По истечении указанного срока значение коэффициента Kд принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья для целей расчёта коэффициентов Kд и Kдв рассчитывается налогоплательщиком в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого 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 Kдв определяется в следующем порядке:

1) в случае, если значение коэффициента Kд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья менее 0,8, коэффициент Kдв принимается равным 1;

2) в случае, если значение коэффициента Kд 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 Kдв рассчитывается по формуле:

Kдв = 3,8 – 3,5  Nдв  ,
Vдв

где Nдв — сумма накопленной добычи нефти по конкретной залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в году, предшествующем году налогового периода;

Vдв — начальные извлекаемые запасы нефти, утверждённые в установленном порядке с учётом прироста и списания запасов нефти и определяемые как сумма извлекаемых запасов всех категорий 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, утверждённого в году, предшествующем году налогового периода;

3) в случае, если значение коэффициента Kд для залежи углеводородного сырья составляет менее 1 и степень выработанности запасов указанной залежи углеводородного сырья более 1, коэффициент Kдв принимается равным 0,3;

4) коэффициент Kдв для залежи углеводородного сырья принимается равным значению коэффициента Kв, определяемому для участка недр, содержащего эту залежь, в порядке, установленном абзацами первым — восьмым пункта 2 статьи 342.5 настоящего Кодекса, если одновременно соблюдаются следующие условия:

указанная в настоящем подпункте залежь углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Kдв, находится на участке недр, содержащем иные залежь или залежи углеводородного сырья, значение коэффициента Kд для которых составляет менее 1;

значение коэффициента Kд по залежи углеводородного сырья, для которой определяется значение коэффициента Kдв в соответствии с настоящим подпунктом, равно 1;

5) в случае, если участок недр не содержит залежей углеводородного сырья, для которых значение коэффициента Kд составляет менее 1, коэффициент Kдв при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, расположенных в пределах указанного участка недр, принимается равным 1.

4. Коэффициент Kдв, рассчитанный в порядке, определённом 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 утверждённого 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 всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретной залежи углеводородного сырья на дату утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых.

6. В целях применения коэффициента Kд в размерах, установленных подпунктами 2 — 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 2 — 4 пункта 1 настоящей статьи;

учёт нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 — 4 пункта 1 настоящей статьи, осуществляется с учётом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 настоящего Кодекса;

нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы нефти по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 года либо запасы нефти которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года и степень выработанности запасов которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет:

при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, указанных в подпункте 4 пункта 1 настоящей статьи, — менее 13 процентов;

при добыче нефти из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, — менее 3 процентов.

При несоблюдении условий, установленных настоящим пунктом, коэффициент Kд принимается равным 1.

7. Для целей определения значений коэффициента Kд, 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, утверждённом в году, предшествующем году налогового периода, определённые в порядке, устанавливаемом уполномоченными Правительством Российской Федерации федеральными органами исполнительной власти, если иное не установлено пунктом 8 настоящей статьи.

8. При постановке запасов нефти по конкретной залежи углеводородного сырья на государственный баланс запасов полезных ископаемых (изменении значений показателей проницаемости и (или) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по конкретной залежи углеводородного сырья) на основании утверждённого в отношении такой залежи углеводородного сырья федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в течение всех налоговых периодов, начинающихся с 1-го числа месяца, следующего за месяцем утверждения указанного заключения, и до окончания календарного года, следующего за годом утверждения указанного заключения, для целей определения значений коэффициента Kд, установленных подпунктами 2 и 3 пункта 1 настоящей статьи, используются показатели проницаемости и (или) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья, указанные в таком заключении, при условии определения указанных показателей в порядке, предусмотренном пунктом 7 настоящей статьи.

При этом, если по данным указанного заключения показатели проницаемости и (или) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья представляют собой интервал значений, для целей настоящей статьи используется среднее арифметическое минимального и максимального значений этого интервала.

В случае, если на основании показателей проницаемости и (или) эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по соответствующей залежи углеводородного сырья, указанных в государственном балансе запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, следующего за годом утверждения заключения, указанного в абзаце первом настоящего пункта, в отношении нефти, добываемой из этой залежи, подлежат применению более высокие значения коэффициента Kд, чем применяемые налогоплательщиком по указанной залежи в соответствии с абзацем первым настоящего пункта, сумма налога, исчисленная по этой нефти, подлежит перерасчёту с учётом коэффициента Kд, определённого в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, следующего за годом утверждения заключения, указанного в абзаце первом настоящего пункта, начиная с налогового периода, в котором впервые был применён коэффициент Kд в соответствии с данными заключения, указанного в абзаце первом настоящего пункта. Исчисленная в результате пересчёта сумма налога подлежит уплате в бюджеты бюджетной системы Российской Федерации с применением ставки пени, равной одной трёхсотой действующей в этот период ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации.

9. В целях настоящей главы стратиграфические характеристики (система, отдел, горизонт, пласт) залежей углеводородного сырья для целей их отнесения к баженовским, абалакским, хадумским, доманиковым продуктивным отложениям, а также к продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых утверждаются федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере изучения, использования, воспроизводства и охраны природных ресурсов, по согласованию с Министерством финансов Российской Федерации.

10. В случае, если в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, добыча нефти осуществляется из скважины, работающей одновременно на нескольких залежах углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 — 4 пункта 1 настоящей статьи, при добыче нефти из всех таких залежей применяется наибольшее значение коэффициента Kд из коэффициентов, установленных подпунктами 2 — 4 пункта 1 настоящей статьи для каждой такой залежи в отдельности, при соблюдении всех условий, установленных настоящей статьёй применительно к каждой такой залежи.

Статья 342.3. Порядок определения и применения коэффициента, характеризующего территорию добычи полезного ископаемогоПравить

1. Коэффициент, характеризующий территорию добычи полезного ископаемого (Kтд), применяется участником регионального инвестиционного проекта, удовлетворяющего требованию, установленному подпунктом 1 пункта 1 статьи 25.8 настоящего Кодекса, и направленного на добычу полезных ископаемых, или организацией, получившей статус резидента территории опережающего социально-экономического развития в соответствии с Федеральным законом «О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации», начиная с налогового периода, в котором организация внесена в реестр участников региональных инвестиционных проектов или получила статус резидента территории опережающего социально-экономического развития соответственно.

2 — 3. Утратили силу.

4. Коэффициент Kтд принимается равным 0 до начала применения участником регионального инвестиционного проекта, направленного на добычу полезных ископаемых, налоговой ставки налога на прибыль организаций, установленной пунктом 1.5 статьи 284 настоящего Кодекса, в соответствии с пунктом 2 статьи 284.3 настоящего Кодекса, а также резидентом территории опережающего социально-экономического развития налоговой ставки, установленной пунктом 1.8 статьи 284 настоящего Кодекса, в соответствии со статьёй 284.4 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 для участника регионального инвестиционного проекта, удовлетворяющего требованию, установленному подпунктом 1 пункта 1 статьи 25.8 настоящего Кодекса, или в соответствии со статьёй 284.4 настоящего Кодекса для резидента территории опережающего социально-экономического развития, коэффициент Kтд принимается равным:

1) 0 — в течение первых двадцати четырёх 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.

6. Начиная с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором разница между суммой налога, исчисленного без применения коэффициента Kтд, и суммой налога, исчисленного с применением коэффициента Kтд менее 1, определённых нарастающим итогом начиная с налогового периода, указанного в пункте 2 статьи 284.3 настоящего Кодекса для участника регионального инвестиционного проекта, удовлетворяющего требованию, установленному подпунктом 1 пункта 1 статьи 25.8 настоящего Кодекса, и налогового периода, указанного в пункте 3 статьи 284.4 настоящего Кодекса для организации, получившей статус резидента территории опережающего социально-экономического развития в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 29 декабря 2014 года № 473-ФЗ «О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации», превысит величину, равную объёму осуществлённых капитальных вложений, указанных в инвестиционной декларации, коэффициент Kтд принимается равным 1.

Статья 342.3-1. Порядок определения и применения коэффициента, характеризующего территорию добычи полезного ископаемого, для участников региональных инвестиционных проектов, для которых не требуется включение в реестр участников региональных инвестиционных проектовПравить

1. Коэффициент, характеризующий территорию добычи полезного ископаемого (Kтд), применяется участником регионального инвестиционного проекта, указанным в подпункте 2 пункта 1 статьи 25.9 настоящего Кодекса, начиная с налогового периода, в котором впервые одновременно соблюдены следующие условия:

1) появились основания для определения налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых в отношении таких полезных ископаемых;

2) налогоплательщиком — участником регионального инвестиционного проекта выполнено требование к минимальному объёму капитальных вложений, установленное подпунктом 4.1 пункта 1 статьи 25.8 настоящего Кодекса;

3) налогоплательщик — участник регионального инвестиционного проекта обратился в налоговый орган с заявлением о применении налоговой льготы, указанным в пункте 1 статьи 25.12-1 настоящего Кодекса.

2. В течение ста двадцати налоговых периодов считая с налогового периода, указанного в пункте 1 настоящей статьи, коэффициент Kтд принимается равным:

1) 0 — в течение первых двадцати четырёх 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.

3. В случае, если налоговый период, указанный в пункте 1 настоящей статьи, приходится на период после 1 января 2031 года, коэффициент Kтд принимается равным 1.

4. Начиная с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором разница между суммой налога, исчисленного без применения коэффициента Kтд, и суммой налога, исчисленного с применением коэффициента Kтд менее 1, определённых нарастающим итогом начиная с налогового периода, указанного в абзаце первом пункта 2 статьи 284.3-1 настоящего Кодекса, превысит величину, равную объёму осуществлённых капитальных вложений, указанных в заявлении, предусмотренном пунктом 1 статьи 25.12-1 настоящего Кодекса, коэффициент Ктд принимается равным 1.

Статья 342.4. Порядок расчёта базового значения единицы условного топлива (Eут), коэффициента, характеризующего степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Kс), и показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Tг)Править

1. Базовое значение единицы условного топлива (Eут) 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:

Eут =   0,15 × Kгп × (Цг × Дг + Цк × (1 − Дг))  ,
(1 − Дг) × 42 + Дг × 35

где 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 истёкшем 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.

Рассчитанное в порядке, определённом настоящим пунктом, базовое значение единицы условного топлива (Eут) округляется до четвёртого знака в соответствии с действующим порядком округления.

2. Цена газового конденсата (Цк) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:

Цк = (Ц × 8 − Пн) × Р,

где Ц — средняя за истёкший 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;

P — среднее за истёкший налоговый период значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, определяемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса.

Рассчитанная в порядке, определённом настоящим пунктом, средняя за истёкший 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 истёкшем налоговом периоде на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья (Дг), рассчитывается по следующей формуле:

Дг =  35 × Го ,
 35 × Го + 42 × Kо 

где Го — количество добытого за истёкший налоговый период на участке недр газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;

Kо — количество добытого за истёкший налоговый период на участке недр газового конденсата, выраженное в тоннах.

Рассчитанный в порядке, определённом 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 × Ов + Цэ × (1 − Ов),

где Цв — средняя по Единой системе газоснабжения расчётная 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 расчётная 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 расчётная 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 расчётная 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 объёме реализованного организацией газа, определяемый в порядке, установленном пунктом 5 настоящей статьи;

Цэ — расчётная цена газа горючего природного при поставках за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств, рассчитываемая по следующей формуле:

Цэ = Цдз ×   100% − Стп   − Рдз,
100%

где Цдз — расчётная цена реализации газа за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств. Указанная расчётная 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 её размещения. При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» расчётная 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 истёкшего 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 1 000 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, определённом настоящим пунктом, цена газа горючего природного (Цг) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Рассчитанная в порядке, определённом настоящим пунктом, расчётная цена газа горючего природного при поставках за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств (Цэ) округляется до четвёртого знака в соответствии с действующим порядком округления.

5. Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объёме 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;

налогоплательщиков, для которых рассчитываемый по итогам налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объёме добытого углеводородного сырья (Kгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Kгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;

2) 1 — для налогоплательщиков, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта.

6. Значение коэффициента Kгпн, указанного в пункте 5 настоящей статьи, определяется налогоплательщиком самостоятельно по следующей формуле:

Kгпн =  35 × Гсо ,
 35 × (Гсо + Гп) + 42 × (Но + Kсо )

где 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;

Kсо — количество добытого газового конденсата, выраженное в тоннах.

Показатели Гсо, Гп, Но, Kсо определяются за истёкший 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 (Kс), принимается равным минимальному значению из значений коэффициентов Kвг, Kр, Kгз, Kас, Kорз, рассчитываемых для указанной залежи углеводородного сырья в порядке, установленном пунктами 8 — 12 настоящей статьи.

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент Kс 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 (Kвг), 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 Kвг рассчитывается по следующей формуле:

Kвг = 2,75 − 2,5 × Свг.

В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,9, коэффициент Kвг принимается равным 0,5.

В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) меньше или равна 0,7, коэффициент Kвг принимается равным 1.

9. Коэффициент, характеризующий географическое расположение участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Kр), 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 четырёх 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 Kр рассчитывается по следующей формуле:

Kр = 0,066 × 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 (n) принимается равным 1.

По истечении ста сорока четырёх 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 Kр принимается равным 1;

2) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Астраханской области, коэффициент Kр 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 Kр принимается равным 0,1, начиная с 1 января 2034 года для указанных участков недр коэффициент Kр 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 Kр:

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:

Kр = 0,1 × (n − 15),

где n в целях настоящего подпункта определяется как порядковый номер календарного года с шестнадцатого по двадцать четвёртый 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 признаётся 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 Kр принимается равным 1.

10. Коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Kгз), принимается равным одному из следующих значений:

в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья меньше или равна 1 700 метрам, коэффициент Kгз принимается равным 1;

в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 1 700 метров и меньше или равна 3 300 метрам, коэффициент Kгз принимается равным 0,64;

в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья больше 3 300 метров, коэффициент Kгз принимается равным 0,5 при добыче газового конденсата и равным результату деления числа 0,5 на значение коэффициента Kгп, определяемого в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи, при добыче газа горючего природного.

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 (Kгз), принимается равным 1.

11. Коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, к региональной системе газоснабжения (Kас), 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 Kас принимается равным 0,1.

В случаях, не указанных в абзаце втором настоящего пункта, коэффициент Kас принимается равным 1.

12. Коэффициент, характеризующий особенности разработки отдельных залежей участка недр (Kорз), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если добыча газа горючего природного осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесённой 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 Kорз рассчитывается по следующей формуле:

Kорз = 0,053 × 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 Kорз 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.

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.

14. Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Tг), 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 Tг принимается равным 0.

Показатель Tг рассчитывается по следующей формуле:

Tг = 0,5 × Tр ×  Рг ×  1 ,
 100   Ог 

где Tр — 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 расчётным 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 Tр доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

При отсутствии указанной информации в официальных источниках показатель Tр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно.

Если значение показателя Tр, определённое в соответствии с настоящим пунктом, составляет менее 0, то показатель Tр 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 Tр не равен нулю.

При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» и величине показателя Tр, 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.

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 Ог принимается равным минус 1.

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 Kр равно 0, показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Tг), принимается равным 0.

15. Корректирующий коэффициент Kкм устанавливается равным результату деления числа 6,5 на значение коэффициента Kгп, определяемого в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи.

16. В целях настоящей статьи условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (Пн) 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, определённом настоящим пунктом, условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (Пн) округляется до четвёртого знака в соответствии с действующим порядком округления.

17. Коэффициент Kгп устанавливается равным 1 с 1 января 2022 года.

18. Коэффициент Kгп 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:

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 объёме добытого углеводородного сырья (Kгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Kгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;

2) 1 — для налогоплательщиков, не указанных в подпункте 1 настоящего пункта.

Статья 342.5. Порядок определения показателя, характеризующего особенности добычи нефти (Дм)Править

1. Показатель, характеризующий особенности добычи нефти (Дм), рассчитывается по следующей формуле:

Дм = Kндпи × Kц × (1 − Kв × Kз × Kд × Kдв × Kкан) − Kк − Kабдт − Kман × Свн,

где Kндпи равно 530 — с 1 января по 31 декабря 2015 года включительно, 559 — на период с 1 января 2016 года;

Kц — коэффициент, который определяется в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Kд и Kдв — коэффициенты, которые определяются в соответствии со статьёй 342.2 настоящего Кодекса;

Kв, Kз и Kкан — коэффициенты, которые определяются в порядке, установленном соответственно пунктами 2, 3 и 4 настоящей статьи;

Если иное не указано в настоящем пункте, Kк устанавливается равным 357 на период с 1 января по 31 декабря 2018 года включительно, 428 на период с 1 января 2019 года по 31 декабря 2021 года включительно, 0 с 1 января 2022 года. При этом Kк устанавливается равным 0 при добыче нефти, указанной в абзацах восьмом и девятом пункта 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Kабдт — коэффициент, который определяется в порядке, установленном пунктом 11 настоящей статьи;

Kман — коэффициент, который определяется в порядке, установленном пунктом 7 настоящей статьи;

Свн — коэффициент, который характеризует добычу сверхвязкой нефти и определяется в порядке, установленном пунктом 10 настоящей статьи.

2. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр Kв, определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Kв рассчитывается по следующей формуле:

Kв = 3,8 − 3,5 ×   N  ,
V

где N — сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в году, предшествующем году налогового периода;

V — начальные извлекаемые запасы нефти, утверждённые в установленном порядке с учётом прироста и списания запасов нефти и определяемые как сумма извлекаемых запасов всех категорий на 1 января 2006 года и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. В случае, если запасы нефти по конкретному участку недр не были поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2006 года, начальные извлекаемые запасы нефти (V) определяются на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, следующего за годом, в котором запасы нефти по этому участку недр впервые поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых.

В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1, коэффициент Kв принимается равным 0,3.

В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент Kв принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) в целях настоящей статьи рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утверждённого государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр, включая потери при добыче (N), на начальные извлекаемые запасы нефти (V).

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент Kв округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

В случае, если значение коэффициента Kд для конкретной залежи (залежей) углеводородного сырья составляет менее 1, коэффициент Kв для участка недр, содержащего в себе указанную залежь (залежи) углеводородного сырья, принимается равным 1.

3. Коэффициент Kз, характеризующий величину запасов конкретного участка недр, определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если величина начальных извлекаемых запасов нефти (Vз) по конкретному участку недр меньше 5 млн тонн и степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр, определяемая в порядке, установленном настоящим пунктом, меньше или равна 0,05, коэффициент Kз рассчитывается по следующей формуле:

Kз = 0,125 × Vз + 0,375,

где Vз — начальные извлекаемые запасы нефти (в млн. тонн) с точностью до 3-го знака после запятой, утверждённые в установленном порядке с учётом прироста и списания запасов нефти и определяемые как сумма извлекаемых запасов всех категорий на 1 января года, предшествующего году налогового периода, и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в году, предшествующем году налогового периода.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена до 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января 2012 года на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в 2011 году, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (Vз) конкретного участка недр.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз), лицензия на право пользования которым предоставлена начиная с 1 января 2012 года, определяется по состоянию на 1 января года, в котором предоставлена лицензия на право пользования недрами, на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утверждённого в году, предшествующем году получения лицензии на право пользования недрами, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (Vз) конкретного участка недр.

В случае, если запасы нефти поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых в году, предшествующем году налогового периода, или в году налогового периода, сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) и начальные извлекаемые запасы нефти (Vз) для применения коэффициента Kз определяются налогоплательщиком самостоятельно на основании заключения государственной экспертизы запасов нефти, утверждённого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, и после утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых уточняются в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если в соответствии с настоящим пунктом величина начальных извлекаемых запасов (Vз) конкретного участка недр превышает или равна 5 млн тонн и (или) степень выработанности запасов (Свз) конкретного участка недр превышает 0,05, коэффициент Kз принимается равным 1.

В случае, если сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (N) превышает начальные извлекаемые запасы нефти (Vз), использованные при расчёте коэффициента Kз по формуле, приведённой в настоящем пункте, к сумме превышения применяется коэффициент Kз, равный 1.

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент Kз округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Порядок определения коэффициента Kз по формуле, приведённой в настоящем пункте, не применяется в отношении нефти, облагаемой по ставке 0 рублей, установленной пунктом 1 статьи 342 настоящего Кодекса. При этом коэффициент Kз принимается равным 1.

4. Коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти (Kкан), принимается равным 1, за исключением случаев, указанных в настоящем пункте. Коэффициент Kкан принимается равным 0 в отношении:

1) сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа ∙ с и менее 10 000 мПа ∙ с (в пластовых условиях);

2) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 25 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2016 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2007 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2007 года меньше или равна 0,05, если иное не установлено абзацем четвёртым настоящего подпункта;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2015 года меньше или равна 0,05 и в отношении которых дата государственной регистрации лицензии на право пользования недрами приходится на период до 31 декабря 2011 года — для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или на период до 31 декабря 2006 года — для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых;

истечение десяти лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение пятнадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзацах третьем и четвёртом настоящего подпункта;

3) нефти на участках недр, расположенных севернее Северного полярного круга полностью или частично в границах внутренних морских вод и территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 35 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2018 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2009 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2009 года меньше или равна 0,05, если иное не установлено абзацем четвёртым настоящего подпункта;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2015 года меньше или равна 0,05 и в отношении которых дата государственной регистрации лицензии на право пользования недрами приходится на период до 31 декабря 2011 года — для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или на период до 31 декабря 2006 года — для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых;

истечение десяти лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение пятнадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзацах третьем и четвёртом настоящего подпункта;

4) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в Азовском море, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 10 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2015 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2009 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2009 года меньше или равна 0,05;

истечение семи лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение двенадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзаце третьем настоящего подпункта;

5) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Ненецкого автономного округа, полуострове Ямал в Ямало-Ненецком автономном округе, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 15 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2015 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2009 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2009 года меньше или равна 0,05, если иное не установлено абзацем четвёртым настоящего подпункта;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2015 года меньше или равна 0,05 и в отношении которых дата государственной регистрации лицензии на право пользования недрами приходится на период до 31 декабря 2014 года — для лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или на период до 31 декабря 2009 года — для лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых;

истечение семи лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение двенадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзацах третьем и четвёртом настоящего подпункта;

6) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в Чёрном море, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 20 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2012 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2012 года меньше или равна 0,05;

истечение десяти лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение пятнадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзаце третьем настоящего подпункта;

7) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в Охотском море, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 30 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2012 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2012 года меньше или равна 0,05;

истечение десяти лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение пятнадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзаце третьем настоящего подпункта;

8) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично севернее 65 градуса северной широты полностью или частично в границах Ямало-Ненецкого автономного округа, за исключением участков недр, расположенных полностью или частично на территории полуострова Ямал в границах Ямало-Ненецкого автономного округа, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 25 млн тонн на участке недр;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2012 года и степень выработанности запасов (Св) которых на 1 января 2012 года меньше или равна 0,05;

истечение десяти лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение пятнадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзаце третьем настоящего подпункта;

9) нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в Каспийском море, до 1-го числа месяца, следующего за месяцем наступления хотя бы одного из следующих обстоятельств:

достижение накопленного объёма добычи нефти 15 млн тонн на участке недр, за исключением накопленного объёма добычи нефти на новых морских месторождениях углеводородного сырья на данном участке недр;

наступление 31 декабря 2021 года для участков недр, лицензия на право пользования которыми выдана до 1 января 2009 года и степень выработанности запасов (Св) которых, определённая без учёта начальных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи нефти, утверждённых в установленном порядке для новых морских месторождений углеводородного сырья на данном участке недр, на 1 января 2009 года меньше или равна 0,05;

истечение семи лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами для целей разведки и добычи полезных ископаемых или истечение двенадцати лет с даты государственной регистрации лицензии на право пользования недрами одновременно для геологического изучения (поиска, разведки) и добычи полезных ископаемых для участков недр, не указанных в абзаце третьем настоящего подпункта.

5. Степень выработанности запасов (Св) конкретного участка недр в целях применения коэффициента Kкан, равного 0, по основаниям, предусмотренным пунктом 4 настоящей статьи, рассчитывается налогоплательщиком на основании данных утверждённого государственного баланса запасов полезных ископаемых в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи и с учётом особенностей, установленных настоящим пунктом.

Начальные извлекаемые запасы нефти на участке недр, лицензия на право пользования которым выдана до 1 января 2007 года, определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2006 года, если иное не установлено абзацами пятым — седьмым настоящего пункта.

Начальные извлекаемые запасы нефти на участке недр, лицензия на право пользования которым выдана до 1 января 2009 года, определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2008 года, если иное не установлено абзацами вторым или пятым — седьмым настоящего пункта.

Начальные извлекаемые запасы нефти на участке недр, лицензия на право пользования которым выдана до 1 января 2012 года, определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2011 года, если иное не установлено абзацами вторым, третьим или пятым — седьмым настоящего пункта.

При определении степени выработанности запасов (Св) конкретного участка недр на 1 января 2015 года начальные извлекаемые запасы нефти на участке недр определяются как сумма извлекаемых запасов всех категорий и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых:

на 1 января 2013 года — для участков недр, лицензия на право пользования которыми впервые выдана до 1 января 2013 года;

на 1 января 2015 года — для участков недр, лицензия на право пользования которыми впервые выдана после 1 января 2013 года.

6. Для целей определения коэффициента Kкан при переоформлении (многократном переоформлении) лицензии на право пользования участком недр под датой государственной регистрации такой лицензии понимается дата государственной регистрации первоначальной лицензии на право пользования участком недр.

7. Если иное не указано в настоящем пункте, коэффициент Kман определяется по следующей формуле:

Kман = ЭП × Р × Kкорр − ФМ,

где ЭП — коэффициент, рассчитываемый в порядке, установленном пунктом 8 настоящей статьи;

P — среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, рассчитываемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Kкорр — коэффициент, определяемый в порядке, установленном пунктом 6 статьи 193 настоящего Кодекса;

ФМ — коэффициент, рассчитываемый в порядке, установленном пунктом 9 настоящей статьи.

При добыче углеводородного сырья на новых морских месторождениях, по которым истёк срок, установленный подпунктами 1 — 4 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса, в течение которого налоговая база по углеводородному сырью, добытому на указанных месторождениях (за исключением газа природного горючего), определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, и применяются налоговые ставки, установленные пунктом 2.1 статьи 342 настоящего Кодекса, начиная с налогового периода, в котором в отношении указанных месторождений начато применение налоговых ставок, установленных подпунктами 9 и 10 пункта 2 статьи 342 настоящего Кодекса, значение коэффициента Кман принимается равным нулю:

до 31 марта 2032 года (включительно) — для месторождений, указанных в подпунктах 1 и 2 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

до 31 марта 2042 года (включительно) — для месторождений, указанных в подпункте 3 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

без ограничения срока — для месторождений, указанных в подпункте 4 пункта 6 статьи 338 настоящего Кодекса.

Значение коэффициента Kман также принимается равным нулю при добыче газового конденсата на месторождениях, указанных в примечании 9 к единой Товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности Евразийского экономического союза, по состоянию на 1 января 2018 года.

8. В целях настоящей статьи коэффициент ЭП 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;

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, равном 35 процентам 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, равном сумме 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, равном сумме 29,2 доллара США за 1 тонну и 30 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».

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент ЭП округляется до первого десятичного знака в меньшую сторону.

9. Коэффициент ФМ, характеризующий наступление особых обстоятельств, принимается равным нулю для всех налоговых периодов, за исключением налоговых периодов, для которых настоящим пунктом установлен иной порядок расчёта указанного коэффициента.

Если иное не установлено настоящим пунктом, в течение налоговых периодов, в которых действует решение Правительства Российской Федерации, принятое в соответствии с пунктом 6.2 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе», коэффициент ФМ рассчитывается по следующей формуле:

ФМ = (П − ЭП × (1 − Kкорр)) × P,

где П — ставка вывозной таможенной пошлины на нефть сырую, действовавшая в налоговом периоде и выраженная в долларах США за 1 тонну;

ЭП, Kкорр, P — коэффициенты, определяемые в порядке, установленном настоящей статьёй.

Рассчитанный в порядке, определённом настоящим пунктом, коэффициент ФМ округляется до первого десятичного знака в меньшую сторону в соответствии с действующим порядком округления.

Коэффициент ФМ принимается равным нулю при добыче нефти на участках недр, отвечающих требованиям, установленным подпунктами 1 и 4 пункта 5 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».

10. Коэффициент Свн принимается равным:

0,1 — при добыче сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10 000 мПа•с и более (в пластовых условиях), при выполнении условий и в течение сроков, установленных настоящим пунктом;

1 — при любых иных обстоятельствах, кроме указанных в абзаце втором настоящего пункта.

Коэффициент Свн, равный 0,1, применяется при добыче сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью 10 000 мПа ∙ с и более (в пластовых условиях), в налоговых периодах, заканчивающихся до 31 декабря 2022 года включительно, если иное не установлено настоящим пунктом.

Предельный срок применения коэффициента Свн, равного 0,1, установленный абзацем четвёртым настоящего пункта, не применяется в отношении сверхвязкой нефти, указанной в абзаце втором настоящего пункта, добытой из отдельной залежи участка недр, при соблюдении в отношении такой залежи одного из следующих условий:

объём накопленной добычи нефти, добытой из соответствующей залежи углеводородного сырья, на 1 января 2015 года составляет не более 1000 тонн и степень выработанности запасов нефти, добываемой из соответствующей залежи углеводородного сырья, в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2015 года составляет не более 1 процента;

запасы нефти залежи углеводородного сырья впервые поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2015 года.

В целях настоящего пункта степень выработанности запасов нефти конкретной залежи углеводородного сырья рассчитывается в порядке, установленном пунктом 5 статьи 342.2 настоящего Кодекса.

11. Коэффициент Kабдт определяется по следующей формуле:

Kабдт = Наб × Иаб + Ндт × Идт,

где Наб — коэффициент, характеризующий надбавку за автомобильный бензин, устанавливается равным:

125 — для налоговых периодов, начинающихся с 1 января 2019 года по 31 декабря 2019 года включительно;

105 — для налоговых периодов, начинающихся после 1 января 2020 года включительно;

Иаб — бинарный коэффициент для автомобильного бензина, принимает значение 0 для налоговых периодов, в которых коэффициент Даб, рассчитываемый в порядке, установленном пунктом 27 статьи 200 настоящего Кодекса, принимает значение менее или равное 0, при иных значениях коэффициента ДАБ принимает значение 1;

Ндт — коэффициент, характеризующий надбавку за дизельное топливо, устанавливается равным:

110 — для налоговых периодов, начинающихся с 1 января 2019 года по 31 декабря 2019 года включительно;

92 — для налоговых периодов, начинающихся после 1 января 2020 года включительно;

Идт — бинарный коэффициент для дизельного топлива, принимает значение 0 для налоговых периодов, в которых коэффициент Ддт, рассчитываемый налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном пунктом 27 статьи 200 настоящего Кодекса, принимает значение менее или равное 0, при иных значениях коэффициента Ддт принимает значение 1.

Статья 342.6. Порядок определения коэффициента, характеризующего уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (Kндд)Править

1. Коэффициент, характеризующий уровень налогообложения нефти, добываемой на участках недр, в отношении которой исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (Kндд), определяется по следующей формуле:

Kндд = 0,5 × (Цнефть − 15) × Р × 7,3 × Kг − ЭП × Р,

где Цнефть — средний за налоговый период уровень цен нефти сорта «Юралс», выраженный в долларах США за баррель, определяемый в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Р — среднее за налоговый период значение курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации, определяемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Kг — коэффициент, характеризующий период времени, прошедший с даты начала промышленной добычи нефти на участке недр, определяемый в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи;

ЭП — ставка вывозной таможенной пошлины на нефть, выраженная в долларах США за тонну нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, установленная на календарный месяц, соответствующий налоговому периоду, в отношении нефти, добытой на участке недр, в порядке, определённом Законом Российской Федерации «О таможенном тарифе».

В случае, если значение коэффициента Kг меньше единицы, для целей определения Kндд значение ЭП принимается равным 0. Положения настоящего абзаца не применяются в отношении нефти, добытой на участках недр, указанных в подпункте 4 пункта 1 статьи 333.45 настоящего Кодекса.

2. Коэффициент, характеризующий период времени, прошедший с даты начала промышленной добычи нефти на участке недр (Kг), определяется в следующих размерах:

1) 1 — для нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на участках недр, указанных в подпункте 3 пункта 1 статьи 333.45 настоящего Кодекса;

2) для нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на участках недр, указанных в подпунктах 1 и 2 пункта 1 статьи 333.45 настоящего Кодекса:

0,4 — с 1-го числа календарного месяца, начиная с которого в отношении соответствующего участка недр исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, по 31 декабря (включительно) года, в котором истекает пять последовательных календарных лет, непосредственно следующих за годом начала промышленной добычи нефти на этом участке недр;

0,6 — с 1 января по 31 декабря (включительно) года, следующего за годом, в котором истекает пять последовательных календарных лет, непосредственно следующих за годом начала промышленной добычи нефти на соответствующем участке недр;

0,8 — с 1 января по 31 декабря (включительно) года, следующего за годом, в котором истекает шесть последовательных календарных лет, непосредственно следующих за годом начала промышленной добычи нефти на соответствующем участке недр;

1 — с 1 января года, следующего за годом, в котором истекает семь последовательных календарных лет, непосредственно следующих за годом начала промышленной добычи нефти на соответствующем участке недр;

3) для нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на участках недр, указанных в подпункте 4 пункта 1 статьи 333.45 настоящего Кодекса:

0,5 — с 1-го числа календарного месяца, начиная с которого в отношении соответствующего участка недр исчисляется налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья, по 31 декабря (включительно) года, в котором истекает один календарный год, непосредственно следующий за календарным годом начала промышленной добычи нефти на этом участке недр;

0,75 — с 1 января по 31 декабря (включительно) года, следующего за годом, в котором истекает один календарный год, непосредственно следующий за календарным годом начала промышленной добычи нефти на соответствующем участке недр;

1 — с 1 января года, следующего за календарным годом, в котором истекает два календарных года, непосредственно следующих за годом начала промышленной добычи нефти на соответствующем участке недр.

3. В целях настоящей статьи годом начала промышленной добычи нефти на участке недр признаётся календарный год, на 1 января которого в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых степень выработанности запасов нефти такого участка недр впервые превысила 1 процент.

При этом степень выработанности запасов нефти конкретного участка недр определяется в порядке, установленном подпунктом 1 пункта 5 статьи 333.43 настоящего Кодекса.

4. Рассчитанный в порядке, определённом настоящей статьёй, коэффициент КНДД округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Если значение коэффициента Kндд, определённое в соответствии с настоящей статьёй, составляет менее 0, то коэффициент Kндд принимается равным 0.

Статья 343. Порядок исчисления и уплаты налогаПравить

1. Сумма налога по добытым полезным ископаемым, если иное не предусмотрено настоящей статьёй, исчисляется как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы.

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.

2. Сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода по каждому добытому полезному ископаемому, если настоящей статьёй 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 статьёй 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.

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.

4. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьёй 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.

5. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьёй 343.2 настоящего Кодекса, сумма налога, исчисленная налогоплательщиком в соответствии с настоящей статьёй по итогам налогового периода по нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на участках недр, указанных в пунктах 3 и 3.1 статьи 343.2 настоящего Кодекса, уменьшается на сумму указанного налогового вычета. При превышении определённой за налоговый период суммы налогового вычета по участкам недр, указанным в пунктах 3 и 3.1 статьи 343.2 настоящего Кодекса, над суммой налога, исчисленной по этим участкам недр в соответствии с настоящей статьёй по итогам этого налогового периода, сумма налогового вычета принимается равной сумме налога, исчисленной по этим участкам недр.

6. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьёй 343.3 настоящего Кодекса, сумма налога, исчисленная налогоплательщиком в соответствии с настоящей статьёй по итогам налогового периода по газу горючему природному из всех видов месторождений углеводородного сырья, добытому на участке недр, расположенном полностью или частично в Чёрном море, уменьшается на величину указанного налогового вычета.

7. При применении налогоплательщиком налогового вычета, установленного статьёй 343.4 настоящего Кодекса, сумма налога, исчисленная налогоплательщиком в соответствии с настоящей статьёй по итогам налогового периода по газовому конденсату из всех видов месторождений углеводородного сырья, уменьшается на сумму указанного налогового вычета.

Статья 343.1. Порядок уменьшения суммы налога, исчисленного при добыче угля, на расходы, связанные с обеспечением безопасных условий и охраны трудаПравить

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 подтверждённых расходов, осуществлённых (понесённых) 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 статьёй, 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 отражён в учётной 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 статьёй, рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно как произведение суммы налога, исчисленного при добыче угля на каждом участке недр за налоговый период, и коэффициента Kт, определяемого в порядке, установленном настоящей статьёй.

3. Коэффициент Kт определяется для каждого участка недр в соответствии с порядком, устанавливаемым Правительством Российской Федерации, с учётом степени метанообильности участка недр, на котором осуществляется добыча угля, а также с учётом склонности угля к самовозгоранию в пласте на участке недр, на котором осуществляется добыча угля. Значение коэффициента Kт, рассчитанное в соответствии с настоящей статьёй для каждого участка недр, устанавливается в принятой налогоплательщиком учётной политике для целей налогообложения. Значение коэффициента Kт не может превышать 0,3.

4. В случае, если фактическая сумма расходов, осуществлённых (понесённых) налогоплательщиком в налоговом периоде и связанных с обеспечением безопасных условий и охраны труда при добыче угля, превышает предельную сумму налогового вычета, определённую 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, осуществлённых (понесённых) 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, осуществлённые (понесённые) 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 статьёй, устанавливаются в учётной 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 статьёй, начиная с того налогового периода, когда у них возникает обязанность по исчислению налога.

Статья 343.2. Порядок уменьшения суммы налога, исчисленной при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, на сумму налогового вычетаПравить

1. Налогоплательщик имеет право уменьшить общую сумму налога, исчисленную в соответствии со статьёй 343 настоящего Кодекса при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, на установленные настоящей статьёй налоговые вычеты.

2. Утратил силу.

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 × Kп.

Налоговый вычет, исчисленный в соответствии с настоящим пунктом, применяется с 1 января 2012 года по 31 декабря 2018 года включительно.

3.1. При добыче нефти на участках недр, расположенных полностью в границах Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа — Югры, лицензия на пользование недрами которых выдана до 1 января 2016 года и начальные извлекаемые запасы нефти каждого из которых составляют 450 миллионов тонн или более по состоянию на 1 января 2016 года, сумма налогового вычета за налоговый период определяется в совокупности по указанным в настоящем пункте участкам недр и составляет 2 917 миллионов рублей.

Налоговый вычет, исчисленный в соответствии с настоящим пунктом, применяется с 1 января 2018 года по 31 декабря 2027 года включительно.

3.2. При добыче нефти на участках недр, содержащих географические объекты, указанные в подпункте 4 пункта 5 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе», и при условии, что в отношении такой нефти налогообложение производится по налоговой ставке, указанной в подпункте 9 пункта 2 статьи 342 настоящего Кодекса, сумма налогового вычета за налоговый период (Кпн}}) определяется по каждому такому участку недр по следующей формуле:

Kпн = Kман × Vэн,

где Kман — коэффициент, определяемый в порядке, установленном пунктом 7 статьи 342.5 настоящего Кодекса;

Vэн — количество нефти сырой, добытой на участке недр после 1 января 2019 года включительно и вывезенной в налоговом периоде за пределы территории Российской Федерации с применением ставки вывозной таможенной пошлины, рассчитываемой в порядке, установленном подпунктом 2 пункта 6 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».

Для целей применения налогового вычета, установленного настоящим пунктом, применяются порядок подтверждения факта добычи нефти сырой на участках недр и порядок контроля количества нефти сырой, в отношении которой могут применяться особые формулы расчёта ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую, установленные пунктом 7 статьи 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».

4. В целях применения пунктов 2 и 3 настоящей статьи коэффициент, характеризующий размер ставки вывозной таможенной пошлины на нефть сырую (Kп), определяется в следующем порядке:

1) коэффициент Kп 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 Kп 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 статьёй, 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 учётом 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.

8. В целях пунктов 3 и 3.1 настоящей статьи начальные извлекаемые запасы нефти определяются как сумма извлекаемых запасов нефти всех категорий на 1 января 2011 года и 1 января 2016 года соответственно и накопленной добычи нефти с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2011 года и 1 января 2016 года соответственно.

Статья 343.3. Порядок уменьшения суммы налога, исчисленной при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, добытого на участке недр, расположенном полностью или частично в Чёрном мореПравить

1. Налогоплательщик в налоговые периоды с 1 января 2018 года по 31 декабря 2020 года вправе уменьшить общую сумму налога, исчисленную при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, добытого на участке недр, расположенном полностью или частично в Чёрном море, на величину налогового вычета, определяемого и применяемого в порядке, установленном настоящей статьёй (далее в настоящей статье — налоговый вычет).

2. Налоговый вычет применяется в налоговом периоде при одновременном выполнении следующих условий в отношении участка недр, расположенного полностью или частично в Чёрном море, на котором осуществляется добыча газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья:

в отношении такого участка недр не применяется коэффициент Kас, установленный пунктом 11 статьи 342.4 настоящего Кодекса;

месторождение углеводородного сырья участка недр, на котором осуществляется добыча газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, не относится к новым морским месторождениям углеводородного сырья.

3. Налоговый вычет вправе применять налогоплательщики-организации, государственная регистрация которых осуществлена на территории Республики Крым или города федерального значения Севастополя в период до 1 января 2017 года.

4. Налоговый вычет определяется как величина фактически оплаченных налогоплательщиком в период с 1 января 2018 года по последнее число налогового периода (включительно), в котором применяется налоговый вычет, сумм расходов на приобретение, сооружение, изготовление, доставку объектов основных средств, отвечающих условиям, установленным пунктом 5 настоящей статьи, и доведение их до состояния, в котором они пригодны для использования.

Налоговый вычет не может превышать величину, равную произведению коэффициента 0,9 и общей суммы налога, которую он уменьшает.

Суммы фактически оплаченных расходов, указанных в абзаце первом настоящего пункта, не учтённые при налогообложении в налоговом периоде, могут быть учтены при определении налогового вычета в любом последующем налоговом периоде, указанном в пункте 1 настоящей статьи.

Суммы фактически оплаченных расходов, указанных в абзаце первом настоящего пункта, учтённые при налогообложении в налоговом периоде, не подлежат повторному включению в состав налогового вычета в иных налоговых периодах, а также на иных участках недр.

Классификация имущества в качестве объектов основных средств осуществляется на основании положений пункта 1 статьи 257 настоящего Кодекса.

В целях настоящей статьи оплатой (частичной оплатой) товаров (работ, услуг) и имущественных прав признаётся прекращение (частичное прекращение) встречного обязательства налогоплательщиком — приобретателем указанных товаров (работ, услуг) и имущественных прав перед продавцом, которое непосредственно связано с поставкой этих товаров (выполнением работ, оказанием услуг) и передачей имущественных прав.

5. Налоговый вычет предоставляется при условии, что объекты основных средств, указанные в настоящей статье, включены в инвестиционную программу развития газотранспортной системы Республики Крым и города федерального значения Севастополя, утверждённую уполномоченными исполнительными органами государственной власти Республики Крым и города федерального значения Севастополя.

6. В целях подтверждения выполнения условий, установленных настоящей статьёй, налогоплательщик одновременно с налоговой декларацией по налогу представляет в налоговый орган документы, подтверждающие фактическую оплату учтённых в соответствующем налоговом периоде при определении налогового вычета сумм расходов, указанных в пункте 4 настоящей статьи, а также документы, подтверждающие включение объектов основных средств в инвестиционную программу, указанную в пункте 5 настоящей статьи.

Статья 343.4. Порядок уменьшения суммы налога, исчисленного при добыче газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья, на сумму налогового вычета в связи с получением при переработке газового конденсата широкой фракции лёгких углеводородовПравить

1. Налогоплательщик имеет право уменьшить общую сумму налога, исчисленную в соответствии с настоящим Кодексом при добыче газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья, на сумму налогового вычета в порядке, установленном настоящей статьёй, при выполнении одновременно следующих условий:

1) добытый налогоплательщиком газовый конденсат направлен им и (или) иной российской организацией, обладающей правом владения и (или) пользования и (или) распоряжения в отношении этого газового конденсата, на переработку на технологическом оборудовании, принадлежащем российской организации;

2) из добытого налогоплательщиком газового конденсата на технологическом оборудовании, принадлежащем российской организации, в процессе его переработки получена широкая фракция лёгких углеводородов;

3) факт получения широкой фракции лёгких углеводородов из добытого налогоплательщиком газового конденсата документально подтверждён в порядке, установленном настоящей статьёй.

2. В целях подтверждения выполнения условий, предусмотренных пунктом 1 настоящей статьи, налогоплательщик представляет в налоговый орган вместе с декларацией по налогу следующие документы:

1) в случае получения широкой фракции лёгких углеводородов при переработке добытого газового конденсата на технологическом оборудовании, принадлежащем российской организации, — копии первичных учётных документов, подтверждающих факт направления добытого газового конденсата на переработку, его количество, а также подтверждающих оприходование (постановку на бухгалтерский учёт) готовой продукции — широкой фракции лёгких углеводородов, полученной в текущем налоговом периоде из добытого газового конденсата;

2) в случае передачи добытого газового конденсата на переработку в соответствии с договором, предусматривающим оказание российской организацией услуг налогоплательщику по переработке добытого газового конденсата с получением широкой фракции лёгких углеводородов, — копию договора налогоплательщика с указанной организацией, копии первичных учётных документов, подтверждающих факт направления добытого газового конденсата указанной организации на переработку, а также подтверждающих оприходование (постановку на бухгалтерский учёт) готовой продукции — широкой фракции лёгких углеводородов, полученной в текущем налоговом периоде из добытого газового конденсата;

3) в случае реализации добытого газового конденсата без переработки, если налогоплательщику известно, что такой газовый конденсат в дальнейшем направляется иными организациями на переработку с получением широкой фракции лёгких углеводородов, — копию договора купли-продажи добытого газового конденсата, копии первичных учётных документов (в том числе первичных учётных документов третьих лиц, если такие лица признают доходы (расходы) от реализации этого газового конденсата без переработки или перерабатывают его (направляют его на переработку), подтверждающих факт направления такого газового конденсата на переработку (в том числе третьими лицами), его количество, а также первичных учётных документов, подтверждающих факт получения из такого газового конденсата широкой фракции лёгких углеводородов (в том числе третьими лицами) в виде готовой продукции, копии первичных учётных документов, подтверждающих оприходование (постановку на бухгалтерский учёт) готовой продукции — широкой фракции лёгких углеводородов, полученной в текущем налоговом периоде из добытого газового конденсата.

3. Сумма налогового вычета определяется налогоплательщиком самостоятельно по итогам каждого налогового периода по следующей формуле:

Bгк = Kшфлу × Mгк × B,

где Kшфлу — коэффициент извлечения широкой фракции лёгких углеводородов при переработке газового конденсата, в том числе добытого налогоплательщиком, определяемый за истёкший налоговый период организацией, осуществляющей такую переработку, как отношение количества полученной за истёкший налоговый период широкой фракции лёгких углеводородов к общему количеству переработанного в истёкшем налоговом периоде газового конденсата. Значение коэффициента округляется до четвёртого знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления. Значение коэффициента доводится этой организацией до недропользователей, имеющих право на налоговый вычет в соответствии с настоящей статьёй, официальным письмом, подписанным руководителем или лицом, временно исполняющим обязанности руководителя и назначенным в установленном порядке. В случае, установленном подпунктом 1 пункта 2 настоящей статьи, значение коэффициента определяется налогоплательщиком самостоятельно;

Mгк — количество добытого налогоплательщиком газового конденсата, переработанного на технологическом оборудовании по его переработке для получения широкой фракции лёгких углеводородов (в том числе третьими лицами), определённое налогоплательщиком самостоятельно, выраженное в тоннах и округлённое до четвёртого знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления;

B — ставка налогового вычета в рублях на 1 тонну широкой фракции лёгких углеводородов, полученной из газового конденсата, добытого налогоплательщиком, рассчитываемая по следующей формуле:

В = 147 + (n − 1) × 147,

где n — порядковый номер налогового периода, отсчитываемый последовательно с 1 января 2018 года, учитывая, что порядковый номер налогового периода, начинающегося 1 января 2018 года, равен 1.

Начиная с тридцать шестого налогового периода (n = 36), отсчитываемого в порядке, установленном настоящим пунктом, значение ставки налогового вычета (B) принимается равной 5 280.

4. Рассчитанная в порядке, определённом настоящей статьёй, сумма налогового вычета при добыче газового конденсата (Bгк) округляется до второго знака после запятой в соответствии с действующим порядком округления.

5. Для целей настоящей статьи к широкой фракции лёгких углеводородов также относится пропан-бутан технический, если в отношении его не выполняются следующие условия:

1) пропан-бутан технический получен при переработке газового конденсата на технологическом оборудовании, впервые введённом в эксплуатацию до 1 января 2018 года;

2) пропан-бутан технический получен (выделен) из широкой фракции лёгких углеводородов, ранее извлечённой при переработке газового конденсата.

Статья 344. Сроки уплаты налогаПравить

Сумма налога, подлежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истёкшим налоговым периодом.

Статья 345. Налоговая декларацияПравить

1. Обязанность представления налоговой декларации у налогоплательщиков возникает начиная с того налогового периода, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых.

Налоговая декларация представляется налогоплательщиком в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика.

2. Налоговая декларация представляется не позднее последнего числа месяца, следующего за истёкшим налоговым периодом.

Статья 345.1. Порядок представления сведений органами управления государственным фондом недр, а также органами, осуществляющими контроль и надзор в сфере природопользованияПравить

1. Федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, включающие следующие сведения:

1) наименование пользователя недр, идентификационный номер налогоплательщика и код причины постановки на учёт;

2) реквизиты лицензии на право пользования недрами;

3) сведения о накопленной добыче нефти (включая потери при добыче) и начальных извлекаемых запасах нефти, утверждённых в установленном порядке, с учётом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) всех категорий по каждому конкретному участку недр, а также по каждой конкретной залежи углеводородного сырья, указанной в подпунктах 1 — 4 пункта 1 статьи 342.2 настоящего Кодекса;

4) сведения о добыче антрацита, угля коксующегося, угля бурого и угля, за исключением антрацита, угля коксующегося и угля бурого, и фактических потерях при добыче (в разрезе пластов);

5) показатели проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья;

6) наименование продуктивных отложений, к которым отнесена залежь углеводородного сырья;

7) сведения о накопленной добыче каждого вида углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья (включая потери при добыче) и его начальных запасах (для нефти — начальных извлекаемых запасах), утверждённых в установленном порядке, с учётом прироста и списания запасов полезного ископаемого (за исключением списания запасов добытого полезного ископаемого и потерь при добыче) всех категорий по каждому месторождению (залежи) углеводородного сырья;

8) сведения о месторождениях в соответствии с пунктом 6 статьи 338 настоящего Кодекса;

9) минимальную глубину залегания залежи углеводородного сырья;

10) сведения о накопленной добыче газа горючего природного (за исключением попутного газа), включая потери при добыче, и начальных запасах всех категорий по каждому конкретному участку недр.

2. Данные представляются после выпуска государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.

Статья 346. Утратила силу.Править


PD-icon.svg Это произведение не охраняется авторским правом.
В соответствии со статьёй 1259 Гражданского кодекса Российской Федерации не являются объектами авторских прав официальные документы государственных органов и органов местного самоуправления муниципальных образований, в том числе законы, другие нормативные акты, судебные решения, иные материалы законодательного, административного и судебного характера, официальные документы международных организаций, а также их официальные переводы, произведения народного творчества (фольклор), сообщения о событиях и фактах, имеющие исключительно информационный характер (сообщения о новостях дня, программы телепередач, расписания движения транспортных средств и тому подобное).
Россия