Роялти в добыче полезных ископаемых это
Глава 39. РОЯЛТИ
Статья 289. Общие положения о роялти
1. Роялти является платежом, выплачиваемым недропользователем в
отдельности по каждому виду (по всем видам) добываемых на территории
Республики Таджикистан полезных ископаемых, независимо от того, были
ли они поставлены (отгружены) покупателям (получателям) или использо-
ваны на собственные нужды.
2. Установленное в контракте на недропользование роялти уплачива-
ется в денежной форме, за исключением случаев, предусмотренных частью
3 настоящей статьи.
3. В ходе осуществления деятельности по контракту денежная форма
выплаты роялти, по решению Правительства Республики Таджикистан, на
основании дополнительного соглашения недропользователя с компетентным
органом, может быть временно, полностью или частично, заменена на на-
туральную форму выплаты, эквивалентную денежной форме. При заключении
(подписании) дополнительного соглашения о натуральной форме выплаты
роялти должны соблюдаться положения, предусмотренные статьей 295 нас-
тоящего Кодекса.
Статья 290. Плательщики
Плательщиками роялти являются недропользователи, осуществляющие
добычу полезных ископаемых, включая извлечение полезных ископаемых из
техногенных минеральных образований, независимо от того, имела ли мес-
то их поставка (отгрузка) в отчетном периоде.
Статья 291. Порядок установления роялти
1. Размер роялти определяется исходя из объекта налогообложения,
базы исчисления и ставки.
2. Для исчисления роялти:
1) объектом налогообложения по всем видам полезных ископаемых яв-
ляется объем добычи полезных ископаемых или объем первого товарного
продукта, полученного из фактически добытых полезных ископаемых, ис-
численный в соответствующих натуральных единицах измерения.
При этом первым товарным продуктом могут быть:
а) собственно полезные ископаемые:
— нефть, природный газ и газовый конденсат;
— уголь и горючие сланцы;
— товарные руды;
— подземные воды, в том числе прошедшие первичную обработку;
— слюда, асбест, сырье для производства строительных материалов;
— нерудное сырье для металлургии:
б) драгоценные металлы и (или) химически чистые металлы в песке,
руде, концентрате;
в) концентраты черных, цветных, редких и радиоактивных металлов,
горно-химического сырья;
г) драгоценные камни, камнесамоцветное и пьезооптическое сырье,
прошедшее первичную обработку;
д) по другим полезным ископаемым — минеральное сырье, прошедшее
первичную обработку;
2) базой исчисления роялти является стоимость полезных ископае-
мых, определяемая в соответствии со статьей 292 настоящего Кодекса;
3) ставка роялти устанавливается в каждом контракте индивидуально
исходя из экономической эффективности проекта отдельно по каждому виду
(по всем видам) полезных ископаемых, за исключением общераспространен-
ных полезных ископаемых и подземных вод. в порядке, определенном Пра-
вительством Республики Таджикистан с учетом положений частей 3, 4 и 5
настоящей статьи. При этом минимальная ставка роялти по любому виду
полезных ископаемых должна быть не менее 0,5 процента.
3. Ставки роялти по углеводородам устанавливаются по скользящей
(ступенчатой) шкале как процент, определяемый в зависимости от объемов
добычи в натуральных единицах измерения и (или) от стоимости объемов
добычи по одному из двух следующих методов:
1) от объема накопленной добычи и (или) стоимости объема накоп-
ленной добычи углеводородов за весь период деятельности, предусмотрен-
ный контрактом;
2) от объема накопленной добычи и (или) стоимости объема накоп-
ленной добычи за каждый отдельный год деятельности по контракту.
4. Ставки роялти по твердым полезным ископаемым, включая золото,
серебро, платину, другие драгоценные металлы и драгоценные камни, ус-
танавливаются в фиксированном процентном выражении на весь период
действия контракта.
5. Ставки роялти по общераспространенным полезным ископаемым и
подземным водам являются едиными для всех недропользователей и уста-
навливаются Правительством Республики Таджикистан в процентах.
Роялти по общераспространенным полезным ископаемым и подземным
водам уплачиваются недропользователем независимо от того, поставлены
ли они потребителям или использованы для собственных нужд, за исключе-
нием нижеприведенных в настоящей части случаев.
Роялти не уплачиваются:
1) физическими лицами по подземным водам, добываемым на земельных
участках, закрепленных за ними в пользование или в пожизненное насле-
дуемое пользование, при условии, что данные воды не поставляются на
сторону и не используются на производство и технологические нужды при
осуществлении предпринимательской деятельности;
2) государственными организациями, осуществляющими добычу подзем-
ных вод для собственных хозяйственных нужд;
3) недропользователями при обратной закачке попутно добытых под-
земных вод для поддержания пластового давления.
6. В случае добычи по одному контракту нескольких видов полезных
ископаемых роялти устанавливаются и уплачиваются по каждому виду по-
лезных ископаемых.
7. Размер роялти, подлежащий уплате в бюджет, определяется как
сумма произведений стоимости каждого из добытых недропользователем за
налоговый период полезных ископаемых на соответствующие ставки роялти.
Статья 292. Порядок определения стоимости добытых полезных иско-
паемых
1. В целях исчисления размера роялти, подлежащего уплате в бюд-
жет, стоимость добытых недропользователем за налоговый период полезных
ископаемых, за исключением золота, серебра и платины, определяется ис-
ходя из средневзвешенной цены поставки за налоговый период добытых по-
лезных ископаемых или первого товарного продукта, полученного из добы-
тых полезных ископаемых, без учета косвенных налогов.
2. Стоимость добытых недропользователем за налоговый период золо-
та, серебра и платины исчисляется исходя из средних цен этих металлов,
сложившихся за налоговый период на Лондонской бирже металлов в соот-
ветствии с порядком, установленным уполномоченным государственным ор-
ганом по согласованию с Министерством финансов Республики Таджикистан.
Статья 293. Порядок уплаты роялти
1. Налоговым (отчетным) периодом по определению и уплате роялти
является календарный месяц.
2. Декларация (расчет) по роялти представляется недропользовате-
лем по форме и в порядке, установленным уполномоченным государственным
органом по согласованию с компетентным органом, налоговому органу по
месту своего учета до десятого числа месяца, следующего за отчетным
периодом.
3. Роялти по всем видам полезных ископаемых уплачивается не позд-
нее 15 числа месяца, следующего за отчетным периодом.
Статья 294. Определение стоимости добытых полезных ископаемых при
отсутствии реализации (поставок)
1. В случае отсутствия реализации первого товарного продукта в
налоговом периоде за средневзвешенную цену реализации (без учета кос-
венных налогов), за исключением золота, серебра, платины и общерасп-
ространенных полезных ископаемых и подземных вод, для исчисления стои-
мости добытых полезных ископаемых принимается средневзвешенная цена
реализации (без учета косвенных налогов) товарного продукта последнего
периода, в котором имела место реализация (поставка).
2. При полном отсутствии реализации первого товарного продукта,
за исключением золота, серебра и платины, для исчисления стоимости до-
бытых полезных ископаемых за налоговый период за средневзвешенную цену
реализации принимаются фактически сложившиеся затраты на добычу полез-
ных ископаемых.
При этом недропользователь обязан произвести последующую коррек-
тировку сумм начисленных роялти в том налоговом периоде, когда имела
место первая реализация, исходя из фактической цены реализации (без
учета косвенных налогов) первого товарного продукта.
3. При отсутствии реализации общераспространенных полезных иско-
паемых в налоговом периоде или в случае их полного использования для
собственных нужд за средневзвешенную цену реализации первого товарного
продукта принимается фактически сложившаяся сумма затрат недропользо-
вателя на их добычу и первичную обработку, увеличенная на условную
рентабельность в размере 10 процентов от суммы вышеуказанных затрат.
В случае использования подземных вод в качестве основного компо-
нента выпускаемой продукции и (или) услуг за средневзвешенную цену ре-
ализации первого товарного продукта в налоговом периоде принимается
фактически сложившаяся сумма затрат недропользователя на их добычу и
первичную обработку, увеличенная на условную рентабельность в размере
10 процентов от суммы вышеуказанных затрат.
Статья 295. Порядок установления и выплаты роялти в натуральной
форме
1. В случае заключения дополнительного соглашения к контракту на
уплату роялти в натуральной форме, до момента его подписания в обяза-
тельном порядке проводится правовая и налоговая экспертиза соглашения.
2. Натуральная форма выплаты роялти должна быть эквивалентна ус-
тановленной в контракте для платежей роялти денежной форме выплаты.
3. При установлении натуральной формы выплаты роялти в дополни-
тельном соглашении обязательно указывается:
1) получатель от имени государства части продукции, приходящейся
на роялти (далее — «получатель»);
2) пункт и условия поставки.
4. Сроки передачи недропользователем продукции, передаваемой в
счет уплаты роялти, в дополнительных соглашениях должны соответство-
вать срокам уплаты роялти, установленным в контракте на недропользова-
ние для выплаты в денежной форме.
При этом недропользователь передает продукцию получателю не позд-
нее срока уплаты платежей роялти, установленного контрактом на недро-
пользование.
5. Получатель в срок уплаты платежей роялти, установленный конт-
рактом на недропользование для выплаты в денежной форме, перечисляет в
бюджет сумму роялти в денежной форме, исчисленную недропользователем в
соответствии с условиями контракта, а также самостоятельно осуществля-
ет контроль за своевременностью и полнотой передачи ему недропользова-
телем соответствующего объема продукции в натуральной форме.
6. Недропользователь и получатель по форме и в порядке, установ-
ленным уполномоченным государственным органом, представляют в соот-
ветствующий налоговый орган отчетность об уплате роялти в натуральной
форме в сроки, установленные контрактом.
7. За нарушение сроков и полноты перечисления в бюджет средств за
полученную продукцию в счет уплаты роялти получатель несет ответствен-
ность в соответствии с законодательством Республики Таджикистан.
Источник
Федеральным законом №126-ФЗ вторая часть Налогового кодекса была дополнена главой 26 «Налог на добычу полезных ископаемых». Внесены также соответствующие поправки в другие законодательные акты Российской Федерации, в частности, в закон «О недрах».
Таким образом, была серьезно изменена система налогообложения добывающих отраслей.
Новый налог — налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — заменил с 2002 года три действовавших к тому моменту уже около 10 лет платежа: плату за пользование недрами (роялти), отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы и акциз на нефть и газовый конденсат.
Порядок исчисления и уплаты данного налога базируется на действовавшем порядке исчисления платы за пользование недрами при добыче полезных ископаемых. Налоговые ставки установлены дифференцированно по видам полезных ископаемых в процентах от стоимости добытых полезных ископаемых. Установленные налоговые ставки определены на основе средних фактических ставок роялти и половины действовавших ставок отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы . По нефти утвержденная ставка налога учитывает также величину акциза.
Для обложения добычи нефти было сделано существенное исключение: налоговой базой в соответствии с принятым законом является объем продукции в натуральном выражении, а налоговая ставка установлена в размере 340 руб. за 1 тонну. Специфическая ставка налога по нефти корректируется с учетом уровня мировых цен на нефть и изменения валютного курса рубля.
Замена трех действовавших платежей одним налогом на добычу полезных ископаемых теоретически и практически представляется вполне оправданной.
Вводимый налог фактически выполняет функции роялти (платежа собственнику ресурсов за право разработки запасов). Введение НДПИ позволяет упростить налоговую систему и привести ее в соответствие с мировой практикой. Установление же специфической ставки налога на добычу нефти (на период отладки механизма применения рыночных цен для целей исчисления налогов) позволит преодолеть негативные налоговые последствия трансфертного ценообразования.
В результате реформы поступления в бюджетную систему существенно увеличились:
Так, если совокупные платежи, акциз на нефть, платежи за пользование недрами и отчисления на ВМСБ в 2000 и 2002 году составили 1,6% выручки, то заменивший их НДПИ в 2002 — уже 2,5%.
Наряду с дополнениями в Налоговый и Бюджетный кодексы предусмотрено внесение ряда принципиальных изменений и дополнений в другие законодательные акты, в том числе в закон Российской Федерации «О таможенном тарифе». В частности, поправками к данному закону впервые законодательно установлены предельные размеры вывозных таможенных пошлин на углеводороды, изменяющиеся в зависимости от уровня мировых цен.
Поправками к закону «О недрах», принятыми Федеральным законом № 126-ФЗ, установлена система специальных неналоговых платежей за пользование недрами, к которым отнесены: разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии; регулярные платежи за пользование недрами; плата за геологическую информацию о недрах; сбор за участие в конкурсе (аукционе) и сбор за выдачу лицензий.
Основной целью проведенной работы являлось построение модели оценки налоговых обязательств нефтяного сектора, а также попытка анализа налоговой нагрузки на него.
Для этого был построен финансовый баланс сектора, основанный на оценке
1) так называемой доходной базы отрасли, или прихода средств, т. е. того объема средств, который получили компании отрасли в условиях конъюнктуры цен 2002 года при фактических объемах реализации нефти и нефтепродуктов с учетом изменения объема дебиторской задолженности;
2) расходной базы отрасли, или расхода средств, то есть того объема средств, который был истрачен предприятиями отрасли на добычу, транспортировку, переработку нефти, реализацию и транспортировку нефтепродуктов, администрирование бизнеса, налоги, инвестиции, дивиденды и так далее, исходя из транспортных тарифов, ставок и структуры налогов, существовавшего уровня издержек и т. д. с учетом изменения объемов кредиторской задолженности.
Основными принципами при формировании оценок являлись:
— достоверность данных (данные по возможности проверялись по нескольким источникам);
— эквивалентность отражения доходов и расходов (включение в расходы затрат на операции с отражением выручки по этим операциям в составе доходов);
— формирование расходов на налоговые платежи исходя из внутренних расчетов по модели на основании параметров действовавшей налоговой системы и прочих необходимых данных.
По причине крайней противоречивости и недостаточности информации о различных показателях деятельности нефтяного сектора результаты расчетов не претендуют на абсолютную точность. По указанным причинам целью расчетов не являлось точное сведение баланса доходов и расходов нефтяного сектора. В то же время использование целого ряда источников и различных экспертных оценок полученных результатов, а также сравнение с результатами расчетов, осуществленных различными методами, позволяют надеяться на достаточную адекватность полученных результатов оценки фактической ситуации в секторе.
Некоторые позиции расчетов могут быть улучшены после получения дополнительной информации и необходимых данных. В частности, это касается расчета амортизации, расчета затрат на транспортировку нефтепродуктов при реализации на внутреннем рынке России, показателей изменения дебиторской и кредиторской задолженности. Следует, однако, отметить, что корректировка данных показателей, по-видимому, не окажет существенного влияния на результаты расчетов.
Расчет налоговой нагрузки на нефтяной сектор показал, что в 2002 году (в условиях действовавшей налоговой системы и среднегодовой цены на нефть марки URALS в $23,95 за баррель) поступления в бюджетную систему от нефтяных компаний составили около $20 млрд, что представляет собой около 35% от их валовой выручки. При этом сумма специальных налогов (т. е. тех налогов, которые взимаются только с предприятий, входящих в нефтяной сектор) составила, по нашим оценкам, $15,5 млрд, или 76% от общей суммы уплаченных налогов.
Условный расчет изменения налоговой нагрузки при изменении цен на нефть показал, что при снижении цены на нефть до $15 за баррель происходит сокращение налоговой нагрузки до 19% выручки в случае учета связи динамики цен на нефтепродукты с ценами на нефть и до 22% — без него. При снижении цен на нефть до $18,5 за баррель нагрузка снижается до 27% и 28% соответственно.
Оценка последствий изменения налоговой системы в 2003 году (отмена налога на пользователей автодорог и повышение ставок акцизов на нефтепродукты) показала, что налоговые обязательства нефтяного сектора (в условиях конъюнктуры цен 2002 года) увеличивается всего на 6,1% по сравнению с 2002 годом, а показатель налоговой нагрузки на выручку сектора составит 36%.
В случае если среднегодовая цена на нефть составит, по итогам 2003 года, $15 за баррель, показатель налоговой нагрузки снизится до 23% без учета взаимосвязи цен на нефтепродукты и цен на нефть и до 26% — с учетом таковой. При снижении цены на нефть до $18,5 за баррель эти показатели составят 29% и 30% соответственно.
Расчеты для 2004 года (в котором предполагается снижение ставки НДС до 18%, повышение ставки НДПИ до 357 руб. за тонну и отмена налога с продаж) показали, что в условиях конъюнктуры цен 2002 года налоговые обязательства сектора выросли бы по сравнению с уровнем 2002 год на 10,6%, при этом обязательства по специальным налогам увеличились бы на 8,7%.
При среднегодовой цене на нефть, равной $15 за баррель, налоговая нагрузка на выручку составит 24% без учета взаимосвязи цен на нефтепродукты и на нефть и до 26% — с учетом, а равной $18,5 за баррель — 29% и 30% соответственно.
Налоговая нагрузка на российскую вертикально интегрированную нефтяную отрасль представляется сопоставимой с аналогичными показателями для крупнейших транснациональных нефтяных компаний,
хотя в зависимости от выбранного показателя (налоги на единицу выручки, на тонну нефти и т. д.) положение российского нефтяного сектора может выглядеть относительно лучше или относительно хуже в зависимости от структуры производства и географии добычи конкретной иностранной компании, с которой проводится сопоставление.
По нашим расчетам, для достижения в 2010 году добычи нефти в объеме 400–500 млн тонн потребуется от $76 млрд до $117,5 млрд инвестиций за весь срок до 2010 года ($9,5–14,7 млрд в год), в том числе вложений исключительно в добычу — $35–55 млрд.
Источник