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
К , установленных подпунктами 2 и
3 пункта 1 настоящей статьи,
д
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 К ,
д
чем применяемые налогоплательщиком
по указанной залежи в
соответствии с абзацем первым
настоящего пункта, сумма налога,
исчисленная по этой нефти,
подлежит перерасчету с учетом
коэффициента К , определенного
в соответствии с данными
д
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
применен коэффициент К в
д
соответствии с данными
заключения, указанного в абзаце первом
настоящего пункта. Исчисленная в
результате пересчета сумма налога
подлежит уплате в бюджеты бюджетной
системы Российской Федерации с
применением ставки пени, равной
одной трехсотой действующей в этот
период ставки рефинансирования
Центрального банка Российской
Федерации.
(Пункт 8 введен Федеральным
законом от 28 июня 2014 г. N
187-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N
26, ст. 3393)
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 (пункт 9
введен Федеральным законом от 24
ноября 2014 г. N 366-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2014, N 48, ст. 6647).
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 К из коэффициентов,
д
установленных подпунктами 2 - 4
пункта 1 настоящей статьи для
каждой такой залежи в
отдельности, при соблюдении всех условий,
установленных настоящей статьей
применительно к каждой такой залежи
(пункт 10 введен Федеральным законом
от 30 ноября 2016 г. N 401-ФЗ
- Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N 49, ст.
6844).
(Статья 342-2 введена
Федеральным законом от 23 июля 2013 г. N
213-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2013, N
30, ст. 4046)
Статья 342-3. Порядок
определения и применения коэффициента,
характеризующего
территорию добычи
полезного
ископаемого
1. Коэффициент,
характеризующий территорию добычи полезного
ископаемого (К ),
применяется участником регионального
тд
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 (в
ред. Федерального закона от 29
ноября 2014 г. N 380-ФЗ - Собрание
законодательства Российской
Федерации, 2014, N 48, ст. 6661;
Федерального закона от 23 мая
2016 г. N 144-ФЗ - Собрание
законодательства Российской
Федерации, 2016, N 22, ст. 3092).
2. (Пункт 2 утратил силу на
основании Федерального закона от
23 мая 2016 г. N 144-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 22, ст. 3092)
3. (Пункт 3 утратил силу на
основании Федерального закона от
23 мая 2016 г. N 144-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 22, ст. 3092)
4. Коэффициент К принимается
равным 0 до начала применения
тд
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
статьей 284-4 настоящего Кодекса (в
ред. Федерального закона от 29
ноября 2014 г. N 380-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2014, N 48, ст. 6661).
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
статьей 284-4 настоящего Кодекса для
резидента территории
опережающего социально-экономического
развития, коэффициент К принимается
равным (в ред. Федерального
тд
закона от 29 ноября 2014 г. N
380-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N 48,
ст. 6661; Федерального закона от
23 мая 2016 г. N 144-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 22, ст. 3092):
1) 0 - в течение первых
двадцати четырех налоговых периодов;
2) 0,2 - с двадцать пятого
по сорок восьмой включительно
налоговый период;
3) 0,4 - с сорок девятого по
семьдесят второй включительно
налоговый период;
4) 0,6 - с семьдесят третьего
по девяносто шестой включительно
налоговый период;
5) 0,8 - с девяносто седьмого
по сто двадцатый включительно
налоговый период;
6) 1 - в последующие налоговые
периоды.
(Статья 342-3 введена
Федеральным законом от 30 сентября 2013
г. N 267-ФЗ - Собрание
законодательства Российской Федерации, 2013,
N 40, ст. 5037)
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
проектов
1. Коэффициент,
характеризующий территорию добычи полезного
ископаемого (К ),
применяется участником регионального
тд
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 объему
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 Ктд принимается равным:
1) 0 - в течение первых двадцати
четырех налоговых периодов;
2) 0,2 - с двадцать пятого
по сорок восьмой включительно
налоговый период;
3) 0,4 - с сорок девятого по
семьдесят второй включительно
налоговый период;
4) 0,6 - с семьдесят третьего
по девяносто шестой включительно
налоговый период;
5) 0,8 - с девяносто седьмого
по сто двадцатый включительно
налоговый период;
6) 1 - в последующие налоговые
периоды.
3. В случае, если налоговый
период, указанный в пункте 1
настоящей статьи, приходится на
период после 1 января 2031 года,
коэффициент К принимается равным
1.
тд
(Статья 342-3-1 введена
Федеральным законом от 23 мая 2016 г.
N 144-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N
22, ст. 3092)
Статья 342-4. Порядок расчета
базового значения единицы
условного топлива
(Е ), коэффициента,
ут
характеризующего
степень сложности добычи газа
горючего природного
и (или) газового конденсата
из залежи
углеводородного сырья (К ), и
с
показателя,
характеризующего расходы на
транспортировку
газа горючего природного (Т )
г
1. Базовое значение
единицы условного топлива (Е )
ут
рассчитывается налогоплательщиком
самостоятельно при добыче газа
горючего природного (за
исключением попутного газа) и (или)
газового конденсата для
участка недр, содержащего залежь
углеводородного сырья, по следующей
формуле:
0,15 х К х (Ц х
Д + Ц х (1-Д ))
гп г
г к г
E =
________________________________________,
ут (1-Д ) х 42
+ Д х 35
г г
(в ред. Федерального закона от
30 ноября 2016 г. N 401-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 49, ст.
6844)
где Ц - цена газа горючего
природного, определяемая в целях
г
настоящей статьи в соответствии с
пунктом 4 настоящей статьи;
Д - коэффициент, характеризующий
долю добытого газа горючего
г
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;
Ц - цена газового конденсата,
определяемая в целях настоящей
к
статьи в соответствии с пунктом 2
настоящей статьи;
К - коэффициент,
характеризующий экспортную доходность
гп
единицы условного топлива,
определяемый в соответствии с пунктами
17 и 18 настоящей статьи (абзац
введен Федеральным законом от 28
ноября 2015 г. N 325-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2015, N 48, ст. 6691).
Рассчитанное в порядке,
определенном настоящим пунктом,
базовое значение единицы условного
топлива (Е ) округляется до
УТ
четвертого знака в соответствии с
действующим порядком округления
(абзац введен Федеральным
законом от 3 июля 2016 г. N 242-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 27, ст.
4175).
2. Цена газового конденсата
(Ц ) рассчитывается в целях
к
настоящей статьи по следующей
формуле:
Ц =(Ц х 8 - П ) х Р,
к н
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;
П - условная ставка вывозной
таможенной пошлины на газовый
н
конденсат, определяемая в
порядке, установленном пунктом 16
настоящей статьи;
Р - среднее за истекший
налоговый период значение курса
доллара США к рублю Российской
Федерации, определяемое в порядке,
установленном пунктом 3 статьи 342
настоящего Кодекса.
Рассчитанная в порядке,
определенном настоящим пунктом,
средняя за истекший налоговый период
цена газового конденсата (Ц )
к
округляется до 4-го знака в
соответствии с действующим порядком
округления.
(Пункт 2 в ред. Федерального
закона от 24 ноября 2014 г. N
366-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N
48, ст. 6647)
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 (Д ), рассчитывается по
г
следующей формуле:
35
х Г
о
Д =
_________________,
г 35 х
Г + 42 х К
о о
где Г - количество добытого за
истекший налоговый период на
о
участке недр газа горючего
природного (за исключением попутного
газа), выраженное в тысячах
кубических метров;
К - количество добытого за
истекший налоговый период на
о
участке недр газового конденсата, выраженное
в тоннах.
Рассчитанный в порядке,
определенном настоящим пунктом,
коэффициент Д округляется до
4-го знака в соответствии с
г
действующим порядком округления.
4. Цена газа горючего
природного (Ц ) рассчитывается в целях
г
настоящей статьи по следующей
формуле:
Ц = Ц х О + Ц х (1 - О ),
г в в э в
где Ц - средняя по Единой
системе газоснабжения расчетная
в
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 Ц
в
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;
О - коэффициент,
характеризующий долю реализации газа
в
потребителям Российской Федерации
в общем объеме реализованного
организацией газа, определяемый в
порядке, установленном пунктом 5
настоящей статьи;
Ц - расчетная цена газа горючего
природного при поставках за
э
пределы территорий государств -
участников Содружества Независимых
Государств, рассчитываемая по
следующей формуле:
100% - С
тп
Ц = Ц х (__________) - Р ,
э дз 100% дз
где Ц - расчетная цена
реализации газа за пределы территорий
дз
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;
С - ставка вывозной
таможенной пошлины на газ горючий
тп
природный, выраженная в процентах,
которая была установлена для
истекшего налогового периода;
Р - расходы на
транспортировку и хранение газа за пределами
дз
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 Р
рассчитывается федеральным органом
дз
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 Р
дз
определяется налогоплательщиком
самостоятельно в порядке,
установленном Правительством
Российской Федерации.
Рассчитанная в порядке,
определенном настоящим пунктом, цена
газа горючего природного (Ц )
округляется до 4-го знака в
г
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 (Ц ) округляется до
четвертого знака в соответствии с
Э
действующим порядком округления
(абзац введен Федеральным законом
от 3 июля 2016 г. N 242-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2016, N 27, ст. 4175).
(Пункт 4 в ред. Федерального
закона от 24 ноября 2014 г. N
366-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N
48, ст. 6647)
5. Коэффициент,
характеризующий долю реализации газа
потребителям Российской Федерации
в общем объеме реализованного
организацией газа (О ),
устанавливается равным:
в
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 (в ред. Федерального
закона от 30 ноября 2016 г. N
401-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N 49,
ст. 6844);
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 (К ), составляет менее
гпн
0,35. Значение коэффициента К
определяется в соответствии с
гпн
пунктом 6 настоящей статьи;
2) 1 - для налогоплательщиков,
не указанных в подпункте 1
настоящего пункта.
6. Значение коэффициента К ,
указанного в пункте 5 настоящей
гпн
статьи, определяется
налогоплательщиком самостоятельно по следующей
формуле:
35
х Г
со
К =
__________________________________,
гпн 35 х (Г + Г )
+ 42 х (Н + К )
со
п о со
где Г - количество добытого
газа горючего природного (за
со
исключением попутного газа),
выраженное в тысячах кубических
метров;
Г - количество добытого
попутного газа, выраженное в тысячах
п
кубических метров;
Н - количество добытой нефти
обезвоженной, обессоленной и
о
стабилизированной, выраженное в
тоннах;
К - количество добытого
газового конденсата, выраженное в
со
тоннах.
Показатели Г , Г , Н , К
определяются за истекший налоговый
со п о со
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 (К ),
принимается равным минимальному
с
значению из значений
коэффициентов К , К , К , К , К ,
вг р гз ас орз
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 (К ), определяется
налогоплательщиком в порядке,
вг
установленном настоящим пунктом.
В случае, если степень
выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр
(С ) больше 0,7 и меньше или
вг
равна 0,9, коэффициент К
рассчитывается по следующей формуле:
вг
К = 2,75 - 2,5
x C ,
вг вг
В случае, если степень
выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр
(С ) больше 0,9, коэффициент
вг
К принимается равным 0,5.
вг
В случае, если степень
выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр
(С ) меньше или равна 0,7,
вг
коэффициент К принимается равным
1.
вг
9. Коэффициент,
характеризующий географическое расположение
участка недр, содержащего залежь
углеводородного сырья (К ),
р
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 (С ) впервые
вг
превысила 1 процент (но не ранее 1
января 2014 года), коэффициент
К рассчитывается по следующей формуле:
р
К = 0,066 х n + 0,144,
р
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 (С ) впервые
вг
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 (С )
вг
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 (С )
вг
впервые превысила 1 процент (но
не ранее 1 января 2014 года),
коэффициент К принимается равным 1;
р
2) в случае, если
участок недр, содержащий залежь
углеводородного сырья, расположен
полностью или частично на
территории Астраханской области,
коэффициент К принимается равным
р
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 К принимается равным
0,1, начиная с 1 января 2034 года
р
для указанных участков недр
коэффициент К принимается равным 1;
р
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 К :
р
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:
К = 0,1 х (n - 15),
р
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 К принимается равным 1.
р
(Пункт 9 в ред. Федерального
закона от 24 ноября 2014 г. N
366-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N
48, ст. 6647)
10. Коэффициент,
характеризующий глубину залегания залежи
углеводородного сырья (К ),
принимается равным одному из следующих
гз
значений:
в случае, если
минимальная глубина залегания залежи
углеводородного сырья меньше или
равна 1 700 метрам, коэффициент
К принимается равным 1;
гз
в случае, если
минимальная глубина залегания залежи
углеводородного сырья больше 1 700
метров и меньше или равна 3 300
метрам, коэффициент К принимается
равным 0,64;
гз
в случае, если
минимальная глубина залегания залежи
углеводородного сырья больше 3
300 метров, коэффициент К
гз
принимается равным 0,5 при
добыче газового конденсата и равным
результату деления числа 0,5 на
значение коэффициента К ,
гп
определяемого в соответствии с
пунктами 17 и 18 настоящей статьи,
при добыче газа горючего природного
(в ред. Федерального закона от
27 ноября 2017 г. N 335-ФЗ -
Собрание законодательства Российской
Федерации, 2017, N 49, ст. 7307).
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 (К ), принимается
гз
равным 1.
11. Коэффициент,
характеризующий принадлежность участка недр,
содержащего залежь углеводородного
сырья, к региональной системе
газоснабжения (К ), определяется
налогоплательщиком в порядке,
ас
установленном настоящим пунктом.
В случае, если участок недр,
содержащий залежь углеводородного
сырья, является ресурсной базой
исключительно для региональной
системы газоснабжения, коэффициент
К принимается равным 0,1.
ас
В случаях, не указанных в
абзаце втором настоящего пункта,
коэффициент К принимается равным
1.
ас
12. Коэффициент,
характеризующий особенности разработки
отдельных залежей участка
недр (К ), определяется
орз
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 К рассчитывается по
следующей формуле:
орз
К = 0,053 х n
+ 0,157,
орз
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 К
принимается равным 1.
орз
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 (в ред.
Федерального закона от 5 апреля
2016 г. N 102-ФЗ - Собрание
законодательства Российской
Федерации, 2016, N 15, ст. 2064).
13. Для целей настоящей статьи
степень выработанности запасов
газа горючего природного
конкретного участка недр (С )
вг
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 (в ред. Федерального
закона от 5 апреля 2016 г. N
102-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N
15, ст. 2064).
14. Показатель, характеризующий
расходы на транспортировку
газа горючего природного (Т ),
определяется налогоплательщиком
г
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
Т принимается равным 0.
г
Показатель Т рассчитывается по
следующей формуле:
г
Р
г 1
Т = 0,5 х Т х (___) х (__),
г р 100 О
г
где Т - разница между средним
фактическим значением тарифа на
р
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 Т доводится через
официальные источники информации
р
уполномоченным федеральным органом
исполнительной власти в области
регулирования тарифов.
При отсутствии указанной
информации в официальных источниках
показатель Т рассчитывается
налогоплательщиком самостоятельно.
р
Если значение показателя Т ,
определенное в соответствии с
р
настоящим пунктом, составляет менее
0, то показатель Т принимается
р
равным 0;
Р - среднее расстояние
транспортировки газа горючего
г
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 Р
рассчитывается федеральным органом
г
исполнительной власти в области
регулирования тарифов и размещается
на его официальном сайте в
информационно-телекоммуникационной сети
"Интернет" в случае, если
показатель Т не равен нулю.
р
При отсутствии указанной
информации на официальном сайте
указанного органа в
информационно-телекоммуникационной сети
"Интернет" и величине
показателя Т , не равной нулю, показатель Р
р г
принимается равным 2000;
О - коэффициент, определяемый
как отношение количества газа
г
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 (в ред. Федерального закона
от 30 ноября 2016 г. N 401-ФЗ -
Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N 49, ст.
6844).
Коэффициент О определяется
и доводится через официальные
г
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 О принимается равным 4.
г
Для налогоплательщиков, не
являющихся в течение всего
налогового периода организациями -
собственниками объектов Единой
системы газоснабжения и
(или) организациями, в которых
непосредственно и (или) косвенно
участвуют собственники объектов
Единой системы газоснабжения и
суммарная доля такого участия
составляет более 50 процентов
(за исключением организаций, в
которых одним из участников с долей
не менее 50 процентов является
российская организация, в которой
непосредственно и (или) косвенно
участвуют собственники объектов
Единой системы газоснабжения и
суммарная доля такого участия
составляет менее 15 процентов),
коэффициент О принимается равным
минус 1 (в ред. Федерального
закона от 30 ноября 2016 г. N
401-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N 49,
ст. 6844).
г
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 К равно
0, показатель, характеризующий
р
расходы на транспортировку
газа горючего природного (Т ),
г
принимается равным 0.
(Пункт 14 в ред. Федерального
закона от 24 ноября 2014 г. N
366-ФЗ - Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N
48, ст. 6647)
15. Корректирующий
коэффициент К устанавливается равным
км
результату деления числа 6,5 на
значение коэффициента К ,
гп
определяемого в соответствии с
пунктами 17 и 18 настоящей статьи
(пункт 15 введен Федеральным законом
от 24 ноября 2014 г. N 366-ФЗ
- Собрание законодательства
Российской Федерации, 2014, N 48, ст.
6647; в ред. Федерального закона
от 30 ноября 2016 г. N 401-ФЗ -
Собрание законодательства
Российской Федерации, 2016, N 49, ст.
6844).
16. В целях настоящей
статьи условная ставка вывозной
таможенной пошлины на газовый
конденсат (П ) рассчитывается
н
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,
