Отрослевая политика государства в нефтегазовом комплексе России

В Иркутской  области2 (лицензия ИРК 23456 НЭ выдана 1 января 2007 года) в январе 2008 года добыто 120 т нефти. Фактические потери составили 1,5 т, норматив потерь - 3%.

Кроме того, налогоплательщик по лицензии ХМН 23456 ТЭ добыл 50 тонн (с учетом потерь) песка  природного строительного для использования  на технологические нужды.

Прямые  расходы по добыче полезных ископаемых составили 36100 руб.; стоимость остатка  незавершенного производства на 01.01.2008 – 7020 руб., на 01.02.2008 – 38540 руб. внереализационные  расходы, относящиеся к добытым  полезным ископаемым, - 3300 руб. косвенные  расходы, относящиеся к добытым  полезным ископаемым, - 27010 руб., косвенные  расходы, используемые для расчета  косвенных расходов, связанных с  добычей полезных ископаемых, - 1350 руб.

Общая сумма  прямых расходов по всем видам деятельности за налоговый период – 83500 руб.

Письмо  ФНС от 16 июля 2009г. №ШС – 22 – 3/573@ «О данных, необходимых для исчисления НДПИ в отношении нефти за июль 2009 г.»

ФНС доводит  для использования в работе данные, применяемые для расчета НДПИ в отношении нефти за июль 2009 г. средний уровень цен нефти сорта «Юранс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья – 68,22 долл. США за баррель.

Среднее значение курса доллара США к  рублю РФ установлено ЦБ РФ, за все  дни налогового периода 31,0270; значение коэффициента Кц = 6,3267.

По первому  участку недр (ХМН 12345 НЭ) предел для  нормативных потерь составит: (20+15) * 5% = 11,25

Фактические потери превышают данный предел, поэтому  в графе раздела 2 таблицы «Данные  о количестве добытого полезного  ископаемого по участкам недр». А  по коду 4000 (налогообложение по общеустановленной  налоговой ставке без применения коэффициента 0,7 гр.5) в графе 6 организация  должна записать 213,75т. (210т + 15т – 11,25 т). Это количество фактически добытого полезного ископаемого и сверхнормативные потери.

Степень выработанности запасов участка  недр составляет 0,88 (2 200 000 т. / 2 500 000т.). Это значение превышает уровень 0,8. На основании п.4 ст. 342 НК РФ значение коэффициента Кв по данному участку рассчитывается так:

 

Кв=3,8-3,5 * Nо /V, где

 

Nо – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (вкл. потери при добычи) по данным гос. баланса запасов полезных ископаемых, утвержденных в году, предшествующим году налоговой периода.

V – начальные  извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти.

 

Кв = 3,8-3,5 * (2 200 000 / 2 500 000) = 0,72.

 

Это значение отражается по графе 7 таблицы раздела 2.

На втором участке недр (ХМН 34567 НЭ) степень  выработанности равна 810 000т / 880 000т = 0,92 (>0,8).

Соответственно  так же, как и по первому участку  недр, будет применяться понижающий коэффициент Кв, который составит 0,5784. (3,8 – 3,5 * (810 000т / 880 000т)).

Поскольку поиск и разведка указанного месторождения  были осуществлены за счет средств  организации при расчете налогов  будет использоваться коэффициент 0,7.

Нормативный предел потерь по данному месторождению  составит:

 

(220т + 10т) * 4% = 9,2т.

 

Фактические потери превышают данный предел, поэтому  в гр. 4 по коду 1010 указывается 9,2т.

В графе 5 указывается код основания налогообложения по общеустановленной ставке – 2000 (налогообложение с применением коэффициента 0,7). По гр. 6 отражаются количество фактически добытой нефти – 220 т.

По нефти, добытой на третьем участке недр по лицензии ИРК 23456 НЭ применяется  льгота в соответствии с подпунктом 8 п.1 ст. 342 НК РФ. Код основания налогообложения  в данном случае – 1065. По данному  коду отражается все количество добытого полезного ископаемого – 121,5 т. Нормальные потери указывать не следует.

 

Строка 090: 3 300 + 27 010 + 1 350 * 36 100 / 83 500 = 30 893, 652 руб.

 

Далее заполняется  таблица (код строки 110), необходимый  для распределения суммы расходов по полезным ископаемым.

По графе 4 отражается общее количество добытого полезного ископаемого по всем кодам налогообложения.

По нефти  эта величина определяется так:

 

210т. + 15т. +220т. +10т. + 120т. +1,5т. = 576,5 т.

 

Всего с  учетом песка получится

 

576,5 т. + 50т. = 626,5 т. (в стр. 120)

 

Доля  песка в общем количестве добытых  полезных ископаемых равна 

 

50 т / 626,5 = 0,0798.

 

Эта величина определяется в графе 5.

А в графе 6 записывается сумма расходов по добыче песка:

 

35473,65 т. * 0,0798 = 2830,8 руб.

 

Соответственно  в разделе 2, заполненном в отношении  природного строительного песка  по строке 070 будет указана стоиомсть  единицы добытого полезного ископаемого: 2830,80 / 50т. = 56,62 руб. /т.

На заключительном этапе заполняется раздел 1.

По нефти  сумма налога составит (с учетом коэффициента 0,7:

 

213,75 т. * 419 руб. /т. * 6,3267 * 0,72 + 220т * 419 руб/т. *6,3267 *0,7 = 407971,35 + 646234,3 = 1054206 руб.

 

 

Теперь  эту сумму налога согласно требованиям 343-й ст. НК РФ следует распеределить  между участками недр пропорционально  количеству добытого полезного ископаемого  на каждом из них.

Общее количество добытой нефти уже было определено – 576,5т. Сумма налога, подлежащего  уплате в бюджет по месту нахождения первых двух участков недр (ОКАТО 89111111111) рассчитывается так:

 

[(210т+15т  +220т +10т): 576,5 т.] * 1 054 206 руб. = 832 027 руб.

 

Величина  налога, подлежащего уплате в бюджет по месту нахождения третьего участка  недр (38222222222 ОКАТО) определяется в аналогичном  порядке и составит:

 

(121,5 т.: 576,5т.) * 1 054 206 = 222 179 руб.

 

Несмотря  на то, что на территории Иркутской  области организацией добыта нефть, облагаемая только по налоговой ставке 0 руб., действующий порядок распределения  суммы налога предполагает, что в  данной области налог все равно  будет уплачиваться. Разумеется, за счет нефти, которая добыта в другом субъекте РФ.

По песку  сумма налога будет равна:

 

50 т. * 56,62 руб. /т. * 5,5% = 156 руб.

¹ Код ОКАТО 89111111111

² Код ОКАТО 38222222222

                                                  2012 Г.