Статья 339. Порядок определения количества добытого полезного ископаемого

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

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

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

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

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

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

Фактическими потерями полезного ископаемого (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

4. При извлечении драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учета при добыче, осуществляемого в соответствии с законодательством Российской Федерации о драгоценных металлах и драгоценных камнях.

Не подлежащие переработке самородки драгоценных металлов учитываются отдельно и в расчет количества добытого полезного ископаемого, установленного абзацем первым настоящего пункта, не включаются. При этом налоговая база по ним определяется отдельно.

5. При извлечении драгоценных камней из коренных, россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется после первичной сортировки, первичной классификации и первичной оценки необработанных камней. При этом уникальные драгоценные камни учитываются отдельно и налоговая база по ним определяется отдельно.

6. Количество добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 337 настоящего Кодекса как полезные компоненты, содержащиеся в добытой многокомпонентной комплексной руде, определяется как количество компонента руды в химически чистом виде.

7. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено пунктом 8 настоящей статьи, полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).

При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

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 ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 — 4 пункта 1 статьи 342.2 настоящего Кодекса, значение коэффициента для которых составляет менее 1, а также указанных в подпункте 21 пункта 1 статьи 342 настоящего Кодекса, должны соблюдаться все следующие требования:

1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи (на залежах в случае, если в отношении всех таких залежей применяется одинаковый коэффициент ) углеводородного сырья;

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

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

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

Комментарий к Ст. 339 НК РФ

Комментируемая ст. 339 НК РФ устанавливает порядок количества добытого полезного ископаемого.

В соответствии с п. 1 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.

В единицах массы нетто определяется количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

В соответствии с п. 2 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется следующими методами:

а) прямым (посредством применения измерительных средств и устройств)

б) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в

извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом.

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

Исходя из количества добытого полезного ископаемого определяется налоговая база по НДПИ в отношении:

— угля;

— нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной;

— попутного газа;

— газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья.

Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.

В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.

При этом в единицах массы нетто определяется количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.

Массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Приказом Ростехрегулирования от 7 декабря 2004 г. N 99-ст был утвержден ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений», в соответствии с которым массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу (п. 4.7).

Количество добытого полезного ископаемого определяется:

— прямым методом, т.е. посредством применения измерительных средств и устройств;

— или косвенным методом (т.е. расчетным путем, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье).

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

Фактическими потерями (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются его запасы, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.

Указанное можно представить следующим образом:

Количество добытого Фактические потери, Количество добытого = полезного ископаемого, + возникшие при добыче. полезного ископаемого определенное прямым полезного ископаемого методом

Фактические потери при прямом методе рассчитываются следующим образом:

Количество фактически

Фактические Расчетное количество добытого полезного потери = полезного ископаемого, — ископаемого, определенное. полезного на которое уменьшаются по завершении полного ископаемого его запасы технологического цикла добычи

Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В случае если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод. То есть косвенный метод применяется только в том случае, если воспользоваться прямым методом в рамках используемой технологии невозможно, и, следовательно, такое применение должно подтверждаться техническим проектом разработки месторождения. При этом саму величину добытого сырья определяют измерительными приборами.

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого нужно утвердить в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применять в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого.

Обратим внимание, что ст. 339 НК РФ была дополнена п. п. 9 и 10. Их в ст. 339 НК РФ ввел Федеральный закон от 23 июля 2013 г. N 213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй НК Российской Федерации и статью 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе», разработанный в целях администрирования налога на добычу полезных ископаемых с учетом коэффициента, характеризующего степень сложности извлечения добываемой нефти из залежей углеводородного сырья.

В соответствии с положениями п. 9 ст. 339 НК РФ при определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в пп. 1 — 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ, значение коэффициента КД для которых составляет менее 1, должны соблюдаться все следующие требования:

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

2) измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже 4 раз в месяц;

3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной осуществляется на основании данных, указанных в пп. 1 и 2 п. 9 ст. 339 НК РФ.

Подпунктом 9 п. 2 ст. 342 НК РФ предусмотрено, что ставка НДПИ при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной умножается в том числе на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти КД . При этом данный коэффициент определяется в соответствии со ст. 342.2 НК РФ.

При этом по п. 6 ст. 342.2 НК РФ в целях применения коэффициента КД в размерах, установленных пп. 1 — 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ, 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 пп. 1 — 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ; учет нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в пп. 1 — 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ, осуществляется с учетом требований, установленных п. 9 ст. 339 НК РФ; нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 1 января 2012 г., и степень выработанности которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 г. составляет менее 3% либо запасы нефти по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 г.

При несоблюдении условий, установленных указанным пунктом, коэффициент КД принимается равным 1.

Согласно п. 10 ст. 339 НК РФ определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче осуществляется в соответствии с порядком учета нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.

В соответствии с п. 10 ст. 339 НК РФ Правительство РФ утвердило Правила учета нефти (Постановление Правительства РФ от 16 мая 2014 г. N 451 «Об утверждении Правил учета нефти»).

Также в целях применения Правил учета нефти были утверждены:

1) формы паспорта качества нефти, сводного месячного эксплуатационного рапорта, расчета массы нетто остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти, расчета фактических остатков нефти на объектах сбора и подготовки нефти. Эти формы были утверждены Приказом Минэнерго России от 15 августа 2014 г. N 529 «Об утверждении форм по учету нефти»;

2) порядок определения плотности нефти. Порядок определения плотности нефти утвержден Приказом Минэнерго России от 15 августа 2014 г. N 528 «Об утверждении Порядка определения плотности нефти».

Обратим внимание, что с 1 января 2015 г. некоторые положения п. 9 ст. 339 НК РФ изменяются. Так, абз. 1 и пп. 1 п. 9 ст. 339 НК РФ предусматривается, что при определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в пп. 2 — 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ, значение коэффициента КД для которых составляет менее 1, а также указанных в пп. 21 п. 1 ст. 342 НК РФ, должны соблюдаться все следующие требования:

1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи (на залежах в случае, если в отношении всех таких залежей применяется одинаковый коэффициент КД ) углеводородного сырья (пп. 1 п. 9 ст. 339 НК РФ в редакции Федерального закона от 24 ноября 2014 г. N 366-ФЗ «О внесении изменений в часть вторую НК Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации»);

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

3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной

осуществляется на основании вышеуказанных (в пп. 1 и 2 п. 9 ст. 339 НК РФ) данных.