Конденсат судебная практика

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

СТ 342.4 НК РФ.

1. Базовое значение единицы условного топлива (Еут) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно при добыче газа горючего природного (за исключением попутного газа) и (или) газового конденсата для участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, по следующей формуле:

Еут = 0,15 x (Цг х Дг + Цк х (1 — Дг)) / (1 — Дг) х 42 + Дг х 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 истекшем налоговом периоде на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящей статьи;

Цк — цена газового конденсата, определяемая в целях настоящей статьи в соответствии с пунктом 2 настоящей статьи.

Кгп — коэффициент, характеризующий экспортную доходность единицы условного топлива, определяемый в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящей статьи.

Рассчитанное в порядке, определенном настоящим пунктом, базовое значение единицы условного топлива (ЕУТ) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

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

Цк = (Ц х 8 — Пн) х Р

где Ц — средняя за истекший налоговый период цена нефти сорта «Юралс» за баррель, выраженная в долларах США, определяемая в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 настоящего Кодекса;

Пн — условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат, определяемая в порядке, установленном пунктом 16 настоящей статьи;

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

Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, средняя за истекший налоговый период цена газового конденсата (Цк) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

3. Коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего природного (за исключением попутного газа) в общем количестве газа горючего природного (за исключением попутного газа) и газового конденсата, добытых в истекшем налоговом периоде на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья (Дг), рассчитывается по следующей формуле:

Дг = 35 х Го / 35 х Го + 42 х Ко

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

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

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

4. Цена газа горючего природного (Цг) рассчитывается в целях настоящей статьи по следующей формуле:

Цг = Цв х Ов + Цэ х (1 — Ов)

где Цв — средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), рассчитываемая федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Указанная расчетная цена подлежит применению с 1-го числа первого месяца периода, на который регулируемые оптовые цены на газ утверждаются в установленном порядке. Средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), не позднее чем за пять дней до 1-го числа первого месяца указанного периода размещается на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет». При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» средняя по Единой системе газоснабжения расчетная цена на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации (кроме населения), определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Значение показателя Цв рассчитывается при каждом изменении регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации, полученное значение показателя применяется для целей налогообложения до следующего изменения регулируемых оптовых цен на газ в Российской Федерации;

Ов — коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа, определяемый в порядке, установленном пунктом 5 настоящей статьи;

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

Цэ = Цдз х (100% — Стп)/100% — Рдз

где Цдз — расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств. Указанная расчетная цена ежемесячно рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, размещается на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» не позднее 15-го числа налогового периода и подлежит применению в налоговом периоде ее размещения. При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» расчетная цена реализации газа за пределы территорий государств — участников Содружества Независимых Государств определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации;

Стп — ставка вывозной таможенной пошлины на газ горючий природный, выраженная в процентах, которая была установлена для истекшего налогового периода;

Рдз — асходы 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 рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, размещается на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» не позднее 1 марта календарного года и подлежит применению в течение двенадцати следующих подряд налоговых периодов начиная с 1 марта указанного календарного года. При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» величина Рдз определяется налогоплательщиком самостоятельно в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Рассчитанная в порядке, определенном настоящим пунктом, цена газа горючего природного (Цг) округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

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

5. Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа (Ов), устанавливается равным:

1) 0,64 — для налогоплательщиков, являющихся в течение всего налогового периода организациями — собственниками объектов Единой системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов, за исключением следующих налогоплательщиков:

налогоплательщиков — организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50 процентов является российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 15 процентов;

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

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

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

Кгпн = 35 х Гсо / 35 х (Гсо + Гп) + 42 х (Но + Ксо)

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;

Ксо — количество добытого газового конденсата, выраженное в тоннах.

Показатели Гсо, Гп, Но, Ксо определяются за истекший налоговый период применительно к добыче на всех участках недр, находящихся в пользовании налогоплательщика.

7. Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), принимается равным минимальному значению из значений коэффициентов Квг, Кр, Кгз, Кас, Корз, рассчитываемых для указанной залежи углеводородного сырья в порядке, установленном пунктами 8 — 12 настоящей статьи.

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

8. Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов газа конкретного участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (Квг), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) больше 0,7 и меньше или равна 0,9, коэффициент Квг рассчитывается по следующей формуле:

Квг = 2,75 — 2,5 х Свг

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

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

9. Коэффициент, характеризующий географическое расположение участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья (), определяется налогоплательщиком в следующем порядке:

1) в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на полуострове Ямал и (или) Гыданском полуострове в Ямало-Ненецком автономном округе, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр рассчитывается по следующей формуле:

Кр = 0,066 х n + 0,144

где n — порядковый номер календарного года, определяемый в целях настоящего подпункта
как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), увеличенная на 1.

В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.

По истечении ста сорока четырех налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного конкретного участка недр (Свг) впервые превысила 1 процент (но не ранее 1 января 2014 года), коэффициент Кр принимается равным 1;

2) В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Астраханской области, коэффициент Кр принимается равным 0,73;

3) если иное не установлено подпунктом 4 настоящего пункта, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично на территории Иркутской области, Красноярского края или Дальневосточного федерального округа либо в Охотском море, на период с 1 июля 2014 года по 31 декабря 2033 года коэффициент Кр принимается равным 0,1, начиная с 1 января 2034 года для указанных участков недр коэффициент Кр принимается равным 1;

4) для налогоплательщиков, указанных в подпункте 1 пункта 5 настоящей статьи, в случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, расположен полностью или частично в границах Иркутской области и (или) Республики Саха (Якутия) и дата начала промышленной добычи газа горючего природного на таком участке недр приходится на период начиная с 1 января 2018 года, коэффициент Кр:

принимается равным 0 начиная с налогового периода, следующего за налоговым периодом, в котором впервые выдана лицензия на пользование участком недр, и до истечения пятнадцати календарных лет, отсчитываемых последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на этом участке недр;

начиная с шестнадцатого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр, рассчитывается по следующей формуле:

где n в целях настоящего подпункта определяется как порядковый номер календарного года с шестнадцатого по двадцать четвертый годы, отсчитываемые последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр;

принимается равным 1 начиная с первого налогового периода двадцать пятого календарного года, отсчитываемого последовательно с 1 января года, на который приходится дата начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр.

Для целей настоящего подпункта датой начала промышленной добычи газа горючего природного на участке недр признается дата, на которую составлен государственный баланс запасов полезных ископаемых, согласно которому степень выработанности запасов газа горючего природного участка недр впервые превысила 1 процент;

5) при добыче газа горючего природного на участке недр, содержащем залежь углеводородного сырья, расположенном на территориях, не указанных в подпунктах 1 — 4 настоящего пункта, коэффициент Кр принимается равным 1.

Смотрите так же:  Состав аптечки при анафилактическом шоке 2019 приказ

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

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

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

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

Минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья определяется налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода.

При этом для залежей углеводородного сырья участков недр, расположенных на территориях, перечисленных в абзацах втором — восьмом пункта 9 настоящей статьи, коэффициент, характеризующий глубину залегания залежи углеводородного сырья (Кгз), принимается равным 1.

11. Коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья, к региональной системе газоснабжения (Кас), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.

В случае, если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья, является ресурсной базой исключительно для региональной системы газоснабжения, коэффициент Кас принимается равным 0,1.

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

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

В случае, если добыча газа горючего природного осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесенной к туронским продуктивным отложениям по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых, на период с 1 января 2014 года и до истечения ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз рассчитывается по следующей формуле:

Корз = 0,053 х n + 0,157

где n — порядковый номер года, определяемый в целях настоящего пункта как разность между годом налогового периода и годом, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, увеличенная на 1.

В случае, если в налоговом периоде степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья составляет менее 1 процента, порядковый номер года (n) принимается равным 1.

По истечении ста восьмидесяти налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент, коэффициент Корз принимается равным 1.

Для целей настоящего пункта степень выработанности запасов газа горючего природного залежи углеводородного сырья рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года, предшествующего году налогового периода, как частное от деления суммы накопленной добычи газа горючего природного (за исключением попутного газа) из залежи углеводородного сырья (включая потери при добыче) на начальные запасы газа горючего природного (за исключением попутного газа), определяемые как сумма начальных запасов газа горючего природного (за исключением попутного газа) всех категорий и накопленной добычи с начала разработки залежи углеводородного сырья.

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 (Тг), определяется налогоплательщиком ежегодно начиная с 1 января 2015 года и действует в течение двенадцати налоговых периодов, начинающихся с 1 января соответствующего года. На период до 1 января 2015 года показатель Тг принимается равным 0.

Показатель Тг рассчитывается по следующей формуле:

Тг = 0,5 х Тр х Рг/100 х 1/Ог

где Тр — разница между средним фактическим значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в году, предшествующем году налогового периода, определяемым как среднее арифметическое фактических значений тарифов на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации, действовавших в каждом месяце года, предшествующего году налогового периода, и расчетным значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного для года, предшествующего году налогового периода, определяемым как произведение среднего фактического значения тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации в 2013 году и коэффициента, учитывающего изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года.

Коэффициент, учитывающий изменение потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года, определяется как отношение коэффициента-дефлятора, установленного для года, предшествующего году налогового периода, к коэффициенту-дефлятору, установленному для 2013 года.

Показатель Тр доводится через официальные источники информации уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

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

Если значение показателя Тр, определенное в соответствии с настоящим пунктом, составляет менее 0, то показатель 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 Pr рассчитывается федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов и размещается на его официальном сайте в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» в случае, если показатель Тр не равен нулю.При отсутствии указанной информации на официальном сайте указанного органа в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» и величине показателя Тр, не равной нулю, показатель Pr 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 Кр равно 0, показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа горючего природного (Tr), принимается равным 0.

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

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, определенном настоящим пунктом, условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый конденсат (ПН) округляется до четвертого знака в соответствии с действующим порядком округления.

17. Коэффициент Кгп устанавливается равным 1 с 1 января 2020 года.

18. Коэффициент Кгп устанавливается равным:

1) 1,7969 — на период с 1 января по 30 сентября 2017 года включительно, 2,2738 — на период с 1 октября по 31 декабря 2017 года включительно, 1,4022 — на период с 1 января по 31 декабря 2018 года включительно, 1,4441 — на период с 1 января 2019 года по 31 декабря 2020 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 объеме добытого углеводородного сырья (Кгпн), составляет менее 0,35. Значение коэффициента Кгпн определяется в соответствии с пунктом 6 настоящей статьи;

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

Энциклопедия судебной практики. Налог на добычу полезных ископаемых. Добытое полезное ископаемое (Ст. 337 НК)

Энциклопедия судебной практики
Налог на добычу полезных ископаемых. Добытое полезное ископаемое
(Ст. 337 НК)

1. Общие положения порядка определения добытого полезного ископаемого

1.1. Полезные ископаемые признаются таковыми и облагаются НДПИ, если их качество соответствует ГОСТу

В статье 337 Налогового кодекса Российской Федерации термин «полезное ископаемое» используется для целей налогообложения в специальном значении — как полезное ископаемое, соответствующее определенному стандарту качества. Из этого следует, что возникновение объекта обложения налогом на добычу полезных ископаемых связывается не с моментом добычи собственно минерального сырья, а с моментом завершения всех технологических операций по извлечению из него полезного ископаемого и доведению его качества до определенного стандарта.

Смотрите так же:  Какие льготы имеет военный пенсионер

В силу пункта 1 статьи 337 НК РФ полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 статьи 337 НК РФ), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр минеральном сырье, первая по своему качеству соответствующая указанным в пункте 1 статьи 337 НК РФ стандартам.

Таким образом, возникновение объекта обложения НДПИ связывается не с моментом добычи собственно минерального сырья, а с моментом завершения всех технологических операций по извлечению из него полезного ископаемого и доведению его качества до определенного стандарта.

1.2. Отсутствие в организации утвержденного стандарта, регулирующего добычу продукции, не свидетельствует о том, что она не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Имеющимися в деле документами, действовавшими в спорном периоде нормами права подтверждается вывод судов о том, что для ЗАО добытым полезным ископаемым является полупродукт золотосодержащий.

То обстоятельство, что общество не утвердило соответствующий стандарт, регулирующий добычу продукции, первой по своему качеству отвечающей определению добытого полезного ископаемого в виде полупродукта, содержащего золото, который оно вправе добывать на основании лицензии, не может влечь освобождение налогоплательщика от налогообложения в соответствии с п. 1 ст. 337 НК РФ.

1.3. Технические условия организации применяются только в случае отсутствия ГОСТов на полезное ископаемое

Доводы инспекции о том, что при исчислении налога на добычу полезных ископаемых следует применять не только ГОСТы, но и технические условия, являются несостоятельными, поскольку из пункта 1 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации следует, что технические условия организации (предприятия) применяются только в случае отсутствия ГОСТов.

1.4. Стандарт организации, не соответствующий протоколу госкомиссии и лицензионному соглашению, при квалификации добытой продукции, как полезного ископаемого, не применяется

Согласно протоколу госкомиссии и лицензионному соглашению в балансовые запасы кварцитов входят кварциты марок КШ и КФ, кварцитов фракции менее 25 мм.

Поэтому является верным вывод суда апелляционной инстанции, что стандарт предприятия, согласно которому только кварциты крупностью более 25 мм признаются полезным ископаемым, в части исключения кварцитов крупностью менее 25 мм из числа полезных ископаемых не соответствует протоколу и лицензионному соглашению.

1.5. Добытая продукция, которая не может быть доведена до качества полезного ископаемого, таковым не признается

Суды признали, что газосодержащая смесь, сжигаемая на факелах, являлась той частью ресурсов, которую при существовавших условиях добычи и мощностях по подготовке невозможно подготовить до соответствующего ОСТа и технологического регламента и выполнить условия Налогового кодекса Российской Федерации для возникновения налоговой базы по НДПИ.

Поскольку комплекс технологических операций по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр не завершен ввиду существующей технологической невозможности, газосодержащая смесь в той части, в какой она направлена на факел, заявителем не реализовывалась и не использовалась для собственных нужд, суды посчитали, что отсутствует налоговая база по НДПИ, доначисление налога неправомерно.

Судами сделан вывод, что в данном случае сожженная на факеле газосодержащая смесь не является добытым полезным ископаемым, не отвечая требованиям п. 1 ст. 337 НК РФ.

1.6. Добытая продукция признается полезным ископаемым, облагаемым НДПИ, при завершении технологического цикла добычи, в который транспортировка не входит

Окончанием процесса добычи нефти глава 26 Кодекса определяет доведение качества нефти до соответствия требованиям ГОСТа на участке недр, предоставленном в пользование, то есть получение ОАО первой товарной нефти по завершении технологического цикла по ее добыче на разрабатываемом месторождении.

Поэтому вывод судов трех инстанций о том, что применительно к вопросам налогообложения технологический процесс доведения нефти до требований ГОСТа завершается не самим ОАО, выполняющим комплекс технологических операций по извлечению полезного ископаемого из недр и доведению его до требований ГОСТа, а иным лицом, участвующим в его транспортировке (другим обществом), неправомерен.

1.7. Продукция, полученная в результате переработки полезного ископаемого, не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

При определении объекта НДПИ судам следует иметь в виду: поскольку в силу абзаца второго пункта 1 статьи 337 НК РФ не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого и являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности, не признается по общему правилу полезным ископаемым и продукция, в отношении которой были осуществлены предусмотренные соответствующими стандартами технологические операции, не являющиеся операциями по добыче (извлечению) полезного ископаемого из минерального сырья (например, операции по очистке от примесей, измельчению, насыщению и т.д.).

При определении объекта налога на добычу полезных ископаемых судам следует иметь в виду: поскольку в силу абзаца второго пункта 1 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом пределе) полезного ископаемого и являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности, не признается по общему правилу полезным ископаемым и продукция, в отношении которой были осуществлены предусмотренные соответствующими стандартами технологические операции, не являющиеся операциями по добыче (извлечению) полезного ископаемого из минерального сырья (например, операции по очистке от примесей, измельчению, насыщению и т.д.).

1.8. При переработке добытой продукции с целью доведения ее до стандарта полезного ископаемого объектом обложения НДПИ является продукция, полученная в результате переработки

Согласно технологической схеме, представленной обществом на камеральную проверку, первичная переработка полезного ископаемого включает добычу железной руды, участок дробления, участок обогащения, участок сушки, отгрузку концентрата на напольный склад или потребителям.

Технологический процесс общества представляет собой единую технологическую линию, которая заключается получением товарного продукта, соответствующего по качеству техническим условиям — железорудного концентрата (ТУ 14-5243-1-97). Комплекс технологических операций по первичной переработке минерального сырья (обогащение) заключается в удалении посторонних примесей, что не изменяет химического состава основного соединения металла.

Арбитражный суд признал правильным вывод налогового органа о том, что добытым полезным ископаемым, то есть первой по своему качеству продукцией, получаемой из добываемого минерального сырья, является железорудный концентрат.

Довод общества о том, что добываемым полезным ископаемым, первым по своему качеству соответствующим стандарту предприятия СТП 5243-1-17.12-2001, является железная руда, был проверен судом и обоснованно отклонен.

1.9. Наличие в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть установлено лишь тогда, когда в этом сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом

Положение пункта 1 статьи 337 НК РФ о том, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

В п. 1 постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.12.2007 N 64 «О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости» (далее — Постановление N 64), разъяснено, что при применении п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации судам надлежит исходить из того, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, что означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

Согласно разъяснениям, изложенным в пункте 1 постановлении Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации 18 декабря 2007 года N 64 «О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости», положение пункта 1 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации о том, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

Как указано в пункте 1 постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.12.2007 N 64 «О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости», положение пункта 1 статьи 337 НК РФ о том, что добытым полезным ископаемым признается продукция, которая содержится в минеральном сырье и отвечает определенным стандартам, означает: вывод о наличии в добытом минеральном сырье полезного ископаемого может быть сделан только в случае, когда в названном сырье содержится продукция, характеризуемая определенными физическими свойствами (либо иными существенными природными свойствами) и (или) химическим составом, предусмотренными соответствующим стандартом.

1.10. Тара, упаковка, маркировка не признаются составной частью извлеченного из недр полезного ископаемого, а представляют собой самостоятельные имущественные объекты, производимые вне технологических стадий добычи (извлечения) полезного ископаемого

Тара, упаковка, маркировка, обязательное наличие которых при реализации добытого полезного ископаемого потребителям может быть предусмотрено названными в пункте 1 статьи 337 НК РФ стандартами, по смыслу пункта 1 статьи 336, статьи 337 НК РФ не являются составной частью извлеченного из недр полезного ископаемого, а представляют собой самостоятельные имущественные объекты, производимые вне технологических стадий добычи (извлечения) полезного ископаемого.

2. Признание полезными ископаемыми, облагаемыми НДПИ, различных видов продукции

2.1. Рядовой уголь, соответствующий стандарту, является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Суды установили, что обществом в проверяемом периоде производилась отгрузка угля каменного марок СС (0-300), Д (0-200), угля рядового марки Б (0-300) без дополнительной очистки, дробления, обогащения в неизменном виде.

Добытый обществом уголь марок СС (0-300), Д (0-200) и Б (0-300), содержащий в себе уголь в чистых угольных пачках, является первым по своему качеству соответствующим государственному стандарту продуктом, который без переработки непосредственно с разреза, в виде горной массы отгружался на реализацию.

2.2. Нефть и газовый конденсат являются отдельными видами полезных ископаемых

Пункт 1, абз. 3 подп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, конкретизируя в целях определенности налоговых отношений понятие полезного ископаемого, а также устанавливая его виды для целей обложения налогом на добычу полезных ископаемых, позволяют рассматривать нефть и газовый конденсат как отдельные виды добытых полезных ископаемых, в отношении которых установлен разный порядок формирования налоговой базы и предусмотрены разные налоговые ставки названного налога.

2.3. Газ природный отсепарированный, реализуемый до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения, не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Газ природный отсепарированный (ТУ 51-287-2000) не соответствует определению добытого полезного ископаемого, данному в подп. 3 п. 2 ст. 337 Кодекса. Газ горючий природный (ГОСТ 5542-87) и сера техническая газовая жидкая (ГОСТ 127.1-93), отвечающие требованиям, предъявляемым Кодексом к добытому полезному ископаемому, получаются только на газоперерабатывающем заводе.

Таким образом, налогоплательщик реализует минеральное сырье — газ природный отсепарированный (ТУ 51-287-2000) до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.

Следовательно, налогообложению подлежат в соответствии со ст. 337, 339 Кодекса полезные ископаемые: газ горючий природный и сера, содержащиеся в минеральном сырье — газе природном отсепарированном.

2.4. Стабильный газовый конденсат не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Суды пришли к правильному выводу о том, что общество не осуществляет промысловую подготовку газового конденсата как отдельного вида товарной продукции (либо направление его на переработку для получения стабильного газового конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки как отдельного вида полезного ископаемого), газовый конденсат не соответствует первому стандарту качества для отдельного добытого полезного ископаемого — СТО 51-528-2011, а потому газовый конденсат не может быть признан добытым полезным ископаемым по смыслу ст. 337 Кодекса.

2.5. Газовый конденсат, добытый вместе с нефтью, при отсутствии их разделения в технологических документах организации признается нефтью

Заявитель считает, что инспекция в нарушение положений пункта 1 статьи 337 НК РФ не подтвердила, что «переквалифицированный» объем добытого обществом газового конденсата является нефтью, соответствующей требованиям ГОСТа на нефть 51858-2002.

Отказывая обществу в удовлетворении требований в данной части, суды исходили из того, что добытый заявителем вместе с нефтью газовый конденсат является нефтью, и его следовало облагать по нефтяной ставке.

Исследовав проект разработки месторождения, суды установили, что им не утверждена технология промысловой подготовки, технические условия добычи газового конденсата, данные показатели утверждены только в отношении добываемой нефти; проектные технико-экономические показатели разработки месторождения ориентированы на добычу нефти.

В связи с чем суды правомерно исходили из того, что не выполняется основное условие для признания его в целях налогообложения НДПИ отдельным от нефти видом полезного ископаемого.

2.6. Негабаритный камень (окол), на который отсутствуют стандарты, не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Смотрите так же:  Какой материнский капитал сейчас

Общество в проверяемый период осуществляло добычу и реализацию блоков-заготовок из габбро-диабаза 1-4 групп, то есть продукцию, качество которой соответствует требованиям ГОСТа 9479-98, а также требованиям стандарта предприятия СП-002-2002.

Наряду с этим общество добывало и некондиционные блоки, которые, как было установлено судами при рассмотрении дела, представляли собой окол, вывозимый в отвал, часть из которого обществу удавалось реализовать.

Однако, как обоснованно отметили суды первой и апелляционной инстанций, на такую продукцию, как некондиция (окол), отсутствуют государственные стандарты, стандарты отрасли, региональные и международные стандарты, а также стандарты общества, которые бы действовали в проверяемый период.

Довод налогового органа о том, что некондиция (окол) как готовая продукция может быть отнесена к государственному стандарту ГОСТа 9479-98, обоснованно отклонен судами первой и апелляционной инстанций, поскольку не представлено каких-либо доказательств, что направлявшаяся в отвал некондиция (окол) отвечает по своим параметрам характеристикам блоков-заготовок, отраженных в этом стандарте.

2.7. Некондиционные породы скальной вскрыши не являются полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

По данным геологического отчета некондиционные породы скальной вскрыши в расчете качества не учитывались, так как последние статистически (через коэффициент продуктивности) исключались из подсчета запасов как внутренняя вскрыша.

В письме территориального агентства по недропользованию указано, что породы скальной вскрыши, вынимаемые на участке, не относятся к полезным ископаемым.

Следовательно, судами двух инстанций сделан правильный вывод, что внутренняя скальная вскрыша не относится к минеральному сырью, из которого в результате предусмотренных техническим проектом разработки месторождения технологических операций извлекается полезное ископаемое цементный известняк, на добычу которого выдана лицензия на право пользования недрами.

2.8. Щебень, полученный в результате переработки добытого полезного ископаемого (доломита, строительного камня и пр.), не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Согласно разрешительной и технической документации на разработку участков месторождения добываемым обществом полезным ископаемым, первым по своему качеству является строительный камень — доломит, который содержится в горной массе доломитового мрамора и добывается посредством первичной обработки указанного минерального сырья путем вскрышных и буровзрывных работ.

Поскольку согласно дополнениям к проекту разработки месторождения доломитовых мраморов и технологической карте процесса дробления и сортировки доломитовых мраморов производство доломитового щебня предусматривает вывоз полезного ископаемого из карьера к дробильно-сортировочной установке и его дальнейшее измельчение и сортировку, суды пришли к правильным выводам о том, что данные операции находятся за пределами технологического процесса разработки карьера и направлены на получение нового вида продукции, соответствующего иным качественным характеристикам относительно добываемого доломита, следовательно, полученный в результате дальнейшей переработки дробленый доломит (щебень) не является полезным ископаемым по смыслу пункта 1 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации.

2.9. Полезным ископаемым, облагаемым НДПИ, является песчано-гравийная смесь, а не продукты переработки

Учитывая положения Государственного стандарта Союза ССР «Смеси песчано-гравийные для строительных работ. Техническое условия», утвержденного и введенного в действие постановлением Госстроя СССР от 22.06.1979 N 92, стандарт к добываемому природному ископаемому — «Природные смеси песчано-гравийные Ташебинского месторождения для последующей переработки. Технические условия», утвержденный техническим руководителем горных работ налогоплательщика, суды первой и апелляционной инстанций пришли к правильному выводу о том, что под добытым полезным ископаемым следует понимать природную песчано-гравийную смесь в разрыхленном состоянии, извлеченную из недр, и являющуюся продукцией, первой по своему качеству (физическим, химическим и техническим показателям) соответствующей требованиям указанных выше стандартов.

2.10. Гравий и щебень, получаемые из добытой песчано-гравийной смеси, являются полезными ископаемыми, облагаемыми НДПИ, если они соответствуют стандарту как первая по своему качеству продукция

Добываемый филиалом предприятия на месторождении песчано-гравийный материал (песок, гравий, щебень из гравия) используется без дополнительной обработки в производстве строительных работ филиала и реализуется другим потребителям.

Согласно протоколу заседания территориальной комиссии по запасам полезных ископаемых при региональном геологическом центре Министерства природных ресурсов Российской Федерации добываемые на месторождении гравий и щебень из гравия отвечают требованиям ГОСТа 8267-93 «Щебень и гравий из плотных горных пород для строительных работ. Технические условия» к маркам по дробимости 200-400, износу И3 — И4, по морозостойкости — F-25; после отсева гравийной составляющей пески отвечают требованиям ГОСТа 8736-93 «Песок для строительных работ. Технические условия» к строительным пескам II класса.

Таким образом, первой по своему качеству продукцией разработки месторождения и содержащейся в фактически добытой песчано-гравийной смеси являлись гравий и щебень из гравия, соответствующие государственному стандарту Российской Федерации.

2.11. При переработке многокомпонентной руды с целью извлечения из нее металлов в форме концентратов полезными ископаемыми, облагаемыми НДПИ, являются полезные компоненты руды

Поскольку государственный, отраслевой, региональный или международный стандарты на добываемую обществом многокомпонентную комплексную руду отсутствуют, обществом разработаны и утверждены стандарты предприятия на добываемую полиметаллическую руду. Данным стандартом определено, что руда предназначена для переработки с целью извлечения из нее свинцового, цинкового концентрата и серебросодержащего коллективного флотационного концентрата на обогатительной фабрике общества, представляющей самостоятельный комплекс относительно основного технологического процесса по добыче руды. Извлеченная из недр руда направлялась на обогащение внутри организации, в результате чего получались свинцовый и цинковый концентраты, которые впоследствии реализовывались потребителям.

Как установлено судами, направляемая обществом на технологический передел многокомпонентная комплексная руда является продукцией горнодобывающей промышленности, а не обрабатывающей промышленности.

Таким образом, кассационная инстанция поддерживает выводы судов о том, что полезные компоненты многокомпонентной комплексной руды, извлекаемые обществом для получения концентратов в результате переработки многокомпонентной комплексной руды, являются видом полезного ископаемого и в соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 336 НК РФ являются объектом налогообложения НДПИ. Отсюда общество правильно определяло в качестве вида добытого полезного ископаемого именно полезные компоненты многокомпонентной комплексной руды, полученные в результате переработки многокомпонентной комплексной руды на обогатительной фабрике общества.

2.12. При переработке многокомпонентной руды с целью извлечения из нее металлов в форме концентратов полезными ископаемым, облагаемым НДПИ, является руда

Судами установлено, что общество осуществляло разработку месторождения многокомпонентных руд открытым способом.

Поскольку государственный, отраслевой, региональный или международный стандарт на добываемую многокомпонентную руду отсутствует, обществом разработан и утвержден стандарт предприятия на добываемую на руднике открытым способом многокомпонентную руду.

Данным стандартом определено, что многокомпонентная руда предназначена для переработки с целью извлечения из нее молибдена и меди в одноименные концентраты на обогатительной фабрике общества, представляющей самостоятельный комплекс относительно основного технологического процесса по добыче руды.

Учитывая содержание пункта 1 статьи 337 Кодекса, а также установленные судами фактические обстоятельства, свидетельствующие о переработке этой руды с целью извлечения из нее металлов (молибдена и меди) в форме концентратов, в результате которой создается новый продукт с иными полезными свойствами, вывод судов первой и кассационной инстанций о том, что добываемая обществом многокомпонентная руда является продукцией горнодобывающей промышленности и разработки карьеров и потому относится к объекту налогообложения, является правомерным.

2.13. Забалансовая руда, добываемая в составе многокомпонентной комплексной руды и соответствующая стандарту организации, является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых обществом определена многокомпонентная комплексная руда.

Между тем стандарт организации, разработанный на руду медно-молибденовую СТО 42604901-001-2003, содержит четыре сорта добытой в карьере руды, в том числе забалансовые руды.

Учитывая, что при производстве вскрышных работ из недр извлекается полезное ископаемое и иное обществом не доказано, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу об обязанности налогообложения обществом забалансовых руд, являющихся полезным ископаемым, соответствующим стандарту организации.

2.14. Серебро, полученное на аффинажном заводе из лигатурного золота, не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Предметом налогообложения НДПИ являются поименованные в статье 337 НК РФ полезные ископаемые, добытые исключительно из недр.

Исходя из анализа данной нормы закона, учитывая отсутствие у акционерного общества лицензии на добычу серебра и подтвержденный факт добычи шлихового и лигатурного золота, которое соответствовало установленным для него стандартам, суды пришли к правильному выводу о том, что налогоплательщик самостоятельно не извлекал серебро из золота в лигатуре и не обладал для этого техническими возможностями, а обращался на аффинажный завод. Поэтому суд кассационной инстанции поддерживает выводы судов о том, что серебро не являлось для ОАО добытым полезным ископаемым в понятии, установленном статьями 336, 337 НК РФ.

2.15. Если техническими документами организации установлено, что первой по качеству продукцией является золото лигатурное, то именно оно является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Согласно техническим проектам на разработку месторождений приказу общества стандартом качества конечной готовой продукции для передачи на переработку аффинажным предприятиям является золото лигатурное, соответствующее условиям ТУ-117-2-7-75 и концентрат гравитационный золотосодержащий, соответствующий условиям ТУ 117-2-8-75.

В соответствии с Общероссийским классификатором экономической деятельности, продукции и услуг (ОК 004-93), утвержденным постановлением Госстандарта России от 06.08.1993 N 17, производимое при разработке месторождений «золото лигатурное» относится к концентратам и другим полупродуктам.

Таким образом, результатом разработки ОАО россыпных месторождений, определяющим объект налогообложения, является добытое полезное ископаемое — золотосодержащий концентрат, которое учитывалось обществом в качестве объекта налогообложения при расчете НДПИ в соответствии с подпунктом 13 пункта 2 статьи 337 НК РФ.

2.16. Минеральная вода, соответствующая стандарту и не требующая переработки, является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ, и в случае ее обработки после добычи

Общество осуществляет добычу подземных минеральных вод лечебно-питьевого назначения на основании лицензии. В соответствии с бальнеологическим заключением научно-исследовательского института курортологии и физиотерапии добываемая минеральная вода является разновидностью минеральных вод XXII группы. Данная группа минеральных вод предусмотрена государственным стандартом 13273-88 «Воды минеральные питьевые, лечебные и лечебно-столовые». При этом проведение какой-либо дополнительной ее переработки (обогащение, технологический передел) указанными документами не предусмотрено.

Следовательно, исходя из смысла статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации продукция (минеральная вода), содержащаяся в фактически добытой обществом жидкости, которая по своим качествам соответствует определенному стандарту, относится к полезным ископаемым.

Ссылка заявителя на государственный стандарт 17.1.1.04-80 является ошибочной. Стандарт не устанавливает, в каких случаях минеральная вода может быть признана полезным ископаемым.

Каких-либо доказательств, подтверждающих факт переработки добытой минеральной воды путем обогащения либо технологического передела, налоговым органом не приведено. Им не доказано, что осуществляемая обработка добытой минеральной воды сернокислым серебром, насыщение двуокисью углерода является ее фактически обогащением или технологическим переделом.

Таким образом, довод налогового органа о том, что в результате проведения указанной обработки минеральной воды создается новый продукт и реализуется не добытое полезное ископаемое, а иной потребительский товар, является необоснованным.

2.17. Строительный песок, полученный из отходов горнодобывающего производства, не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Суды правильно указали на то, что в соответствии с положениями ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации и постановления N 64 полученный заявителем из отходов горнодобывающего производства строительный песок не признается полезным ископаемым, в связи с чем в данном случае отсутствуют объект налогообложения и событие налогового правонарушения.

2.18. Уголь марки ДГОМСШ не является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Суды обоснованно указали, что товарный продукт ДГОМСШ, соответствующий ГОСТам 51586-2000 и 51588-2000, фактически является новым продуктом, полученным в результате рассортировки угля, и не является первым по качеству соответствующим установленным стандартам, в связи с чем в силу пункта 1 статьи 337 НК РФ уголь марки ДГОМСШ не может являться объектом налогообложения НДПИ.

2.19. Гравитационный концентрат является полезным ископаемым, облагаемым НДПИ

Согласно общероссийских ТУ 117-2-8-75 «Концентрат гравитационный золотосодержащий», предъявляющих требования к содержанию золота в концентрате гравитационном не менее 50 г/т, переданный обществом в рамках договора подряда на ОАО концентрат в полной мере соответствует техническим требованиям, предъявляемым к концентрату гравитационному.

С учетом фактических обстоятельств, а также положений пункта 1 и подпункта 13 пункта 2 статьи 337, пунктов 2, 7 статьи 339 НК РФ суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что гравитационный концентрат отвечает признакам полезного ископаемого, определенного для целей налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых в спорные налоговые периоды 2012 года.

Актуальная версия заинтересовавшего Вас документа доступна только в коммерческой версии системы ГАРАНТ. Вы можете приобрести документ за 54 рубля или получить полный доступ к системе ГАРАНТ бесплатно на 3 дня.

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.

В «Энциклопедии судебной практики. Налоговый кодекс РФ» собраны и систематизированы правовые позиции судов по вопросам применения статей Налогового кодекса Российской Федерации.

Каждый материал содержит краткую характеристику позиции суда, наиболее значимые фрагменты судебных актов, а также гиперссылки для перехода к полным текстам.

Материал приводится по состоянию на 1 июля 2018 г.

См. информацию об обновлениях Энциклопедии судебной практики

При подготовке «Энциклопедии судебной практики. Налоговый кодекс РФ» использованы авторские материалы, предоставленные ЗАО «Центр экономических экспертиз «Налоги и финансовое право», а также кандидатом юридических наук С. Хаванским, С. Кошелевым, М. Михайлевской.

108shagov.ru. Все права защищены. 2019