ООО «Суворов-Групп»
Профсоюзная ул., дом 93а 117279 Москва +7 495 532 54 57
Адрес «Юридический кабинет Суворова Андрея» ул. Профсоюзная, дом 93а, офис 2Б
Доп материалы
Статья 339. Порядок определения количества добытого полезного ископаемого
Суворов-Групп
    217
  1. Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
    (в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
    Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто.
    (абзац введен Федеральным законом от 22.07.2008 N 158-ФЗ)
    В целях настоящей главы массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.
    (абзац введен Федеральным законом от 22.07.2008 N 158-ФЗ)
    Количество добытых многокомпонентных комплексных руд на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края, определяется в единицах массы, при этом массы полезных компонентов в составе многокомпонентной комплексной руды не определяются.
    (абзац введен Федеральным законом от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
  2. Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.
    (в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
    Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
    (в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
  3. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
    (в ред. Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
    Фактическими потерями полезного ископаемого (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
    (абзац введен Федеральным законом от 29.05.2002 N 57-ФЗ, в ред. Федерального закона от 23.07.2013 N 213-ФЗ)
  4. При извлечении драгоценных металлов из коренных (рудных), россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется по данным обязательного учета при добыче, осуществляемого в соответствии с законодательством Российской Федерации о драгоценных металлах и драгоценных камнях.
    Не подлежащие переработке самородки драгоценных металлов учитываются отдельно и в расчет количества добытого полезного ископаемого, установленного абзацем первым настоящего пункта, не включаются. При этом налоговая база по ним определяется отдельно.
  5. При извлечении драгоценных камней из коренных, россыпных и техногенных месторождений количество добытого полезного ископаемого определяется после первичной сортировки, первичной классификации и первичной оценки необработанных камней. При этом уникальные драгоценные камни учитываются отдельно и налоговая база по ним определяется отдельно.
  6. Количество добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 337 настоящего Кодекса как полезные компоненты, содержащиеся в добытой многокомпонентной комплексной руде, за исключением многокомпонентной комплексной руды, добытой на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края, определяется как количество компонента руды в химически чистом виде.
    (п. 6 в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
  7. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено пунктом 8 настоящей статьи, полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
    При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
    (п. 7 введен Федеральным законом от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
  8. При реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.
    (п. 8 введен Федеральным законом от 29.05.2002 N 57-ФЗ)
  9. При определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в подпунктах 2 — 4 пункта 1 статьи 342.2 настоящего Кодекса, значение коэффициента Кд для которых составляет менее 1, а также указанных в абзаце девятом пункта 3 статьи 342 настоящего Кодекса, значение коэффициента Кц для которых равно нулю, должны соблюдаться все следующие требования:
    (в ред. Федеральных законов от 24.11.2014 N 366-ФЗ, от 23.11.2020 N 374-ФЗ)
    1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи (залежах) углеводородного сырья;
    (пп. 1 в ред. Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ)
    КонсультантПлюс: примечание.
    Пп. 2 п. 9 ст. 339 (в ред. ФЗ от 23.11.2020 N 374-ФЗ) распространяется на правоотношения, возникшие с 01.01.2017. Об уточненных декларациях за период, приходящийся на 2017 — 2020 гг., см. указанный закон.
    2) измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой работающей скважине в течение налогового периода. Количество измерений, проводимых в течение налогового периода, определяется как деление количества дней работы скважины в налоговом периоде на число семь и округляется до целого значения в соответствии с действующим порядком округления, но не реже одного раза в данном налоговом периоде;
    (пп. 2 в ред. Федерального закона от 23.11.2020 N 374-ФЗ)
    3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной осуществляется на основании данных, указанных в подпунктах 1 и 2 настоящего пункта.
    (п. 9 введен Федеральным законом от 23.07.2013 N 213-ФЗ)
  10. Определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, фактических потерь при ее добыче, а также определение физико-химических свойств добываемой скважинной жидкости в целях применения подпункта 2 пункта 9 настоящей статьи осуществляется в соответствии с порядком учета нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.
    (п. 10 в ред. Федерального закона от 23.11.2020 N 374-ФЗ)

Комментарий к статье.

Комментируемая ст. 339 Налогового кодекса РФ устанавливает порядок количества добытого полезного ископаемого.
В соответствии с п. 1 ст. 339 Налогового кодекса РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
В единицах массы нетто определяется количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.
В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса РФ количество добытого полезного ископаемого определяется следующими методами:
а) прямым (посредством применения измерительных средств и устройств)
б) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом.
При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Исходя из количества добытого полезного ископаемого определяется налоговая база по НДПИ в отношении:
а) угля;
б) углеводородного сырья, за исключением углеводородного сырья, указанного в пп. 2 п. 2 ст. 338 Налогового кодекса РФ;
в) многокомпонентных комплексных руд, добываемых на участках недр, расположенных полностью или частично на территории Красноярского края.
Количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.
В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
При этом в единицах массы нетто определяется количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.
Массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.
Приказом Ростехрегулирования от 7 декабря 2004 года N 99-ст была утверждена «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений. ГОСТ Р 8.595-2004», в соответствии с которой массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу (п. 4.7).
Количество добытого полезного ископаемого определяется:
— прямым методом, т.е. посредством применения измерительных средств и устройств;
— или косвенным методом (т.е. расчетным путем, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье).
При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями (за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной) признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются его запасы, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Указанное можно представить следующим образом:

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

Фактические потери при прямом методе рассчитываются следующим образом:

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

Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
В случае если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод. То есть косвенный метод применяется только в том случае, если воспользоваться прямым методом в рамках используемой технологии невозможно, и, следовательно, такое применение должно подтверждаться техническим проектом разработки месторождения. При этом саму величину добытого сырья определяют измерительными приборами.
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого нужно утвердить в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применять в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого.
Пунктом 7 ст. 339 Налогового кодекса РФ установлено, что при определении количества добытой нефти учитывается, если иное не предусмотрено п. 8 ст. 339 Налогового кодекса РФ, полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией на право пользования недрами.
При этом п. 8 ст. 339 Налогового кодекса РФ предусмотрены две ситуации, позволяющие определять количество добытого полезного ископаемого, если оно не доведено до соответствующего стандарта качества:
а) при реализации минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых;
б) при использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.
В соответствии с положениями п. 9 ст. 339 Налогового кодекса РФ при определении количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче в отношении нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, указанных в пп. 1 — пп. 4 п. 1 ст. 342.2 Налогового кодекса РФ, значение коэффициента Кд для которых составляет менее 1, а также указанных в пп. 21 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса РФ, должны соблюдаться все следующие требования:
1) учет количества добытой нефти осуществляется по каждой скважине, работающей на залежи (залежах) углеводородного сырья;
2) измерение количества добываемой скважинной жидкости и определение ее физико-химических свойств осуществляются по каждой скважине, работающей на залежи углеводородного сырья, не реже 4 раз в месяц;
3) определение количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной осуществляется на основании данных, указанных в пп. 1 и 2 п. 9 ст. 339 Налогового кодекса РФ.
Пунктом 10 ст. 339 Налогового кодекса РФ установлено, что определение пользователем недр количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а также фактических потерь при ее добыче осуществляется в соответствии с порядком учета нефти, утверждаемым Правительством Российской Федерации.
В соответствии с п. 18 Правил учета нефти, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 N 451 «Об утверждении Правил учета нефти» (далее — Правила), в целях определения массы нетто нефти, добытой из скважины (группы скважин) в отчетный период, измерение количества нефтегазоводяной смеси (далее — суточная производительность) и определение содержания воды в нефтегазоводяной смеси (в процентах) с учетом времени работы скважины производится не реже 1 раза в месяц, если иное не установлено законодательством Российской Федерации о налогах и сборах.
При этом п. 2 Правил нефтегазоводяная смесь определяется как смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения. Понятия «нефтегазоводяная смесь» и «скважинная жидкость» равнозначны.
В отношении добытой нефти, облагаемой как с применением, так и без применения коэффициента Кд, в соответствии с пунктом 9 Правил масса нетто нефти определяется с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний.
Таким образом, определение массы нетто нефти, добытой в отчетный период по каждой скважине, а также периодичность измерений количества и состава нефтегазоводяной смеси являются основными условиями определения обязательств по НДПИ при добыче нефти, в том числе в целях применения коэффициента Кд при исчислении НДПИ (письмо Минфина России от 25.07.2016 N 03-06-06-01/43384).

Поделиться с друзьями
Подпишитесь в соц сетях

Публикуем ссылку на статью, как только она выходит. Отдельно даём знать о важных изменениях в законах.

Получайте статьи почтой

Присылаем статьи пару раз в неделю. Подписываясь, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности.

    Важно знать!
    В связи с частыми изменениями в законодательстве информация порой устаревает быстрее, чем мы успеваем ее обновить на сайте.
    Все случаи очень индивидуальны и зависят от множества факторов.
    Знание базовых основ желательно, но не гарантирует решение именно вашей проблемы.
    Поэтому, для вас работают бесплатные эксперты-консультанты!
    Расскажите о вашей проблеме, и мы поможем ее решить! Задайте вопрос прямо сейчас!
    Анонимно
    Профессионально
    Задать вопрос юристу бесплатно
    Задавайте вопрос
    удобным для Вас способом
    Ответим на вопрос в соц. сетях
    Ответим на вопрос в мессенджерах

      Ответим на вопрос по электронной почте

        Введите Ваш вопрос
        Далее