Ставки по налогу на добычу полезных ископаемых

Вид полезного ископаемого	Налоговая ставка
Калийные соли	3,8 %
Торф, апатит-нефелиновые и фосфоритовые руды, уголь каменный, уголь бурый и горючие сланцы	4,0 %
Руды черных металлов	4,8 %
Горно-химическое неметаллическое сырье (за исключением калийных солей, апатит-нефелиновых и фосфоритовых руд); соль природная и чистый хлористый натрий; радиоактивные металлы; теплоэнергетические и промышленные воды; неме­таллическое сырье, используемое в основном в строительной индустрии	5,5 %
Горнорудное неметаллическое сырье; битуминозные породы; полезные ископаемые, не включенные в другие группировки	6,0 %
Кондиционный продукт пьезооптического сырья, особо чистого кварцевого сырья и камнесамоцветного сырья; драгоценные металлы (извлечение драгоценных металлов из коренных (руд­ных), россыпных и техногенных месторождений с получением концентратов и других полупродуктов, содержащих драгоцен-
ные металлы), а также драгоценные металлы, являющиеся полезными компонентами многокомпонентной комплексной руды, за исключением золота	6,5 %
Подземные минеральные воды	7,5 %
Редкие металлы, как образующие собственные месторождения, так и являющиеся попутными компонентами в рудах других полезных ископаемых; золото; природные алмазы, другие дра­гоценные и полудрагоценные камни; цветные металлы; много­компонентная комплексная товарная руда, а также полезные компоненты комплексном руды, за исключением драгоценных металлов	8,0 %
Газ горючий природный из газовых месторождений и газовый конденсат из газоконденсатных месторождений; нефть, газо­вый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений	147 руб. за 1000 кубических метров

 

Налогоплательщики, осуществившие за счет собственных средств поиск и разведку разрабатываемых ими месторождений полезных ископаемых или полностью возместившие все расходы государства на поиск и разведку соответствующего количества запасов этих полезных ископаемых, уплачивают налог в отношении полезных ископаемых, добытых на соответствующем лицензионном участ­ке, с коэффициентом 0,7.

Сумма налога по добытым полезным ископаемым, в отношении которых установлены адвалорные (в процентах) налоговые ставки, исчисляется как соответствующая налоговой ставке процентная доля налоговой базы. Общая сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода по видам добытых полезных ископае­мых.

Налог уплачивается раздельно по каждому виду добытых полез­ных ископаемых. В течение налогового периода в бюджет уплачи­ваются авансовые платежи. Суммы ежемесячных авансовых плате­жей по налогу, подлежащие уплате в бюджет в течение налогового периода, исчисляются как 1/3 общей суммы налога за предыдущий налоговый период. Разница между общей суммой налога, исчислен­ной по итогам налогового периода, и суммой авансовых по налогу, уплаченных в течение налогового периода, подлежит уплате в бюджет по итогу налогового периода.

Положительная разница между суммой авансовых платежей по налогу, уплаченных в течение налогового периода, и общей сум­мой налога, исчисленной по итогам налогового периода, призна­ется суммой излишне уплаченного налога и подлежит возврату (за­чету) налогоплательщику.

Сумма налога, под­лежащая уплате по итогу налогового периода, уплачивается не позднее последнего дня месяца, следующего за истекшим налого­вым периодом.

Обязанность представления налоговой декларации у нало­гоплательщиков возникает за тот налоговый период, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых. Налоговая дек­ларация представляется не позднее последнего дня месяца, следую­щего за истекшим налоговым периодом.[13]

 

 

1.4 Необходимость и перспективы применения системы дифференциального налогообложения добычи полезных ископаемых

В настоящий момент в России уплата рентных платежей осуществляется в виде налога на добычу полезных ископаемых. Налог на добычу полезных ископаемых - это один из наиболее важных платежей, уплачиваемых недропользователем в бюджет Российской Федерации. Порядок расчета горной ренты, величина ее изъятия государством влияет как на экономику отдельных предприятий недропользователей, так и на всю экономику России в целом. Анализ показывает, что дальнейшее развитие общества связано с постоянным обеспечением его природными ресурсами. Это приводит наряду с разработкой месторождений углеводородного сырья, находящихся на разных стадиях эксплуатации, к необходимости увеличения в разработке природных ресурсов, находящихся в районах удаленных от промышленной и социальной инфраструктур, на континентальном шельфе морей, на больших глубинах, что приводит к росту цен на продукцию горнодобывающей промышленности.

Применение горной ренты и ее размер увеличивает или снижает прибыль организаций, эксплуатирующих месторождения. И может привести к тому, что разработка месторождений станет не рентабельной.

Сохранение НДПИ в его нынешнем виде, по мнению многих экономистов, недопустимо, так как не способствует развитию экономики предприятий и недропользователей и развития в целом. Поэтому введение дифференцированных платежей при пользовании недрами просто необходимо. Для обеспечения объективности при дифференцировании рентных платежей за пользование недрами необходимо на научной основе организовать и постоянно вести независимый, подчеркиваю, мониторинг условий пользования недрами и их изменений, как в разрезе субъектов, так и в целом в России, который должен явиться основой для расчета и прогнозирования рентных платежей на перспективу.

В настоящее время недра остаются исключительно у государства. Недропользователи обязаны сполна направить в бюджет государства налоги за право использования ими месторождений. Месторождения в зависимости от качественных и количественных характеристик могут отличаться рентными особенностями, быть разной доходности.

Налог на добычу компании платят одинаковый. Таким образом, НДПИ эффективно исполняет фискальную функцию, он эффективно администрируемый, но не обеспечивает создание равных условий для инвесторов, работающих с месторождениями, резко отличающимися своими параметрами.

Попытка изъятия сверхдоходов с помощью модернизации налога на прибыль сопряжена с очевидной опасностью введения запретительных мер для инновационной деятельности из-за того, что природа этого налога не позволяет отделить горную ренту от так называемой "инновационной", которую получают недропользователи за счет применения новейших, более эффективных методов добычи и оптимального управления.

Имеет смысл пойти по пути отказа от месторождений, где нет соответствующей инфраструктуры, но их запасы учтены в принятой энергетической стратегии. Оставив неизвлеченными запасы в разрабатываемых месторождениях, не будут создано полноценного рынка: на него не придут участники, будет отсутствовать конкуренция, продолжится отставание в геологоразведочных и поисковых работах.

Все названное приводит к существенному ухудшению минерально-сырьевой базы Российской Федерации.

Необходимо совершенно четко определить:

- нужна ли дифференциация налогов и платежей при пользовании недрами, которая учитывала бы различие экономико-географических, технологических условий разработки месторождений или существующая система налогообложения является достаточной.

- если дифференциация необходима, то в какой форме лучше ее реализовать - через введение новой системы рентных платежей или ввод дифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых, или иные механизмы.

- важно также определить механизм перехода от существующей, налоговой по форме, системы к системе рентных платежей или дифференциации НДПИ.

- необходимо определить институциональные и организационные изменения необходимы для обеспечения введения и функционирования системы рентных платежей. Здесь требуются предложения по созданию условий для объективной оценки, аудиту стоимости запасов и основных средств, а также предложения по распределению полномочий между профильными органами исполнительной власти, между федеральным центром и субъектами федерации.

Правительство РФ внесло в Государственную Думу законопроекты, изменяющие методику расчета экспортных пошлин на нефть и налога на добычу полезных ископаемых. Предложенный механизм, как и ранее, не устанавливает различий при налогообложении для месторождений с отличающимися условиями разработки и призван обеспечить дополнительный доход федерального бюджета при благоприятной конъюнктуре нефтяного рынка.

Рассматривая этот вопрос необходимо рассматривать в целом всю фискальную нагрузку, совокупную фискальную нагрузку на данный сектор экономики, включая как налоговую составляющую, так и неналоговую. Налоговая составляющая в меньшей степени подвергается индивидуальной дифференциации.

Неналоговая составляющая, то есть те платежи, которые у нас могут носить договорной характер, характер взаимоотношений собственника недр с недропользователем, эти платежи могут носить индивидуальный характер и, соответственно, подлежат гораздо более сильной дифференциации.

Когда речь идет о дифференциации, транспортная составляющая должна учитываться в полном объеме. Это - вопросы тарифов на перекачку нефти, тарифов перевозки железнодорожным транспортом. Когда обсуждается увеличение налоговой нагрузки - также важно учитывать влияние на экономику проекта транспортной составляющей: близость магистральных трубопроводов, возможность их использования, железнодорожный транспорт и так далее. Месторождение может быть и выработанное и небольшое, но если оно находится в выгодных географических условиях, когда близко расположена вся инфраструктура, то в этих условиях экономика проектов выгоднее.

Учитывая мировой опыт для каждого месторождения или отдельного объекта недропользования должна быть рассчитана налоговая шкала взамен НДПИ, которая отражает его геолого-экономические характеристики.

Необходимо определить объемы прироста запасов на лицензионных участках или определенных отчислений в централизованный фонд на воспроизводство минерально-сырьевой базы в зависимости от ежегодных объемов добычи, предусмотренных проектом разработки месторождений.

Хан Герман, исполнительный директор нефтяной компании «ТНК-БП» считает: «Несмотря на налоговое увеличение, которое сегодня предлагается Правительством, мы считаем, что, в общем-то, отрасль сумеет такого рода нагрузку вынести, хотя надо отдать должное и нельзя не сказать о том, что нагрузка эта на сегодняшний день близка к предельной и по своим основным показателям приближается к общей налоговой нагрузке ряда ближневосточных нефтяных стран, где, конечно же, и условия добычи, и себестоимость, и транспортная составляющая гораздо ниже. Но, тем не менее, пока с этим можно мириться»

Система рентных платежей должна иметь общегосударственный характер. Она должна органично вписываться в новую систему недропользования, а не конфликтовать с Налоговым кодексом. Новая система не должна требовать радикального усложнения налогового администрирования.[14]

 

                                        

 

 

Глава 2. Общая характеристика и особенности применения налога полезных ископаемых при добыче газа

2.1 История и проблемы развития газовой отрасли в РФ

Сегодня невозможно представить жизнь без природного газа: "голубая конфорка" радикально изменила быт, условия существования людей. Газ служит источником тепла, электроэнергии, моторным топливом, сырьем нефтехимии. Но первоначально газ получали методом сухой перегонки из каменного угля - для освещения домов и улиц.

Первые газовые фонари зажглись в России на Аптекарском острове Санкт-Петербурга (1819 год). Позднее по инициативе зарубежных предпринимателей возникло общество газового освещения северной столицы с монополией на промышленное производство и продажу газа. К концу XIX в. кроме Москвы и Санкт-Петербурга были газифицированы Киев, Харьков, Ростов-на-Дону, Одесса, Рига, Вильно, Тверь и Казань. Газ постепенно начинают использовать для нужд промышленности: варки стекла, закалки металла, опалки тканей. В Баку - крупнейшем нефтедобывающем районе Российской Империи - утилизировалось 33 млн. куб. м. природного газа (1917 год).

Экономика Советского Союза потребляла ежегодно 10-15 млн. куб. м газа в начале 30-х годов, а десятилетие спустя эта цифра выросла до 3392 млн. куб. м (США добывали 50 млрд. куб. м газа).

История "большого газа" в Советском Союзе начинается с пуском в эксплуатацию магистрального газопровода Саратов-Москва протяженностью 843 километра. 11 июля 1946 г. на столичные заводы, электростанции, в дома москвичей впервые поступил саратовский газ.

1966 год ознаменовался важной вехой: открывается «сибирский период» развития отечественной газовой промышленности. Список крупнейших месторождений мира пополнился названием «Уренгой». «Голубое топливо» из Сибири стало поступать в столицу и другие города, а 5 ноября 1982 г. в Тюменской области добыт первый триллион кубометров газа. Газовики Сибири произвели в 1983 г. более половины топлива страны.

Во второй половине 70-х годов добыча природного газа в Советском Союзе выросла в 4,8 раза, а в 1984 г. СССР вышел на первое место в мире по его добыче - 587 млрд. куб. м в год. Был сооружен газопровод Уренгой – Ужгород. Во Франции состоялась церемония открытия трансконтинентального газопровода Западная Сибирь - Западная Европа протяженностью свыше 20 тыс. километров.

К 1986 г. Единая Система Газоснабжения страны включала примерно 160 тыс. километров магистральных газопроводов, около 350 компрессорных станций, более 270 промысловых установок комплексной подготовки газа с несколькими тысячами скважин и десятками подземных хранилищ. Максимальный рекорд добычи газа на территории бывшего Советского Союза - свыше 815 млрд. кубометров (1992 год).

Созданное в 1948 г. Главное управление по добыче природного газа явилось первой формой государственно-производственной организации работников газовой отрасли. Оно действовало в структуре Миннефтепрома.

В 1956 г. это управление преобразовано в Главное управление газовой промышленности при Совете министров СССР (Главгаз). В 1963 г. создан Государственный производственный комитет по газовой промышленности СССР.

В 1989 г. на основе Министерства газовой промышленности был образован Государственный газовый концерн "Газпром". На его базе создается в 1993 г. Российское акционерное общество "Газпром" – РАО «Газпром», переименованное в 1998 г. в Открытое акционерное общество "Газпром" – ОАО «Газпром».

Газовая промышленность России традиционно формировалась как централизованная система. Ее основу составляют базовые элементы Единой системы газоснабжения, предприятия «Газпрома», расположенные в большинстве субъектов Российской Федерации. [15]

С рождением ОАО «Газпром» в условиях эпохи перехода к рыночным отношениям резко возросла роль компании в жизни российских регионов. В настоящее время хозяйство «Газпрома» - это крупный производственный комплекс, включающий десятки тысяч километров распределительных газопроводов, всю необходимую инфраструктуру. Через ЕСГ и газопроводы-отводы природным газом обеспечиваются 645 городов, более 13 тыс. поселков и сельских населенных пунктов, 10 тыс. коммунально-бытовых и 1150 промышленных предприятий, две с половиной тысячи котельных.

Сложилась развитая система взаимодействия «Газпрома» с субъектами Российской Федерации, позволяющая решать в тесном контакте с местными администрациями многие производственные, финансовые, социальные и организационные вопросы.

Сегодня в связи со стоящей перед «Газпромом» задачей расширения ЕСГ на Восток налаживаются контакты с «новыми» для компании регионами, идет совместная разработка Государственной программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе соответствующей Программы «Газпрома».

Важной формой взаимоотношений Общества с регионами являются соглашения о сотрудничестве и договоры, заключаемые в их развитие по конкретным направлениям деятельности.

Соглашения, составляющие юридическую и экономическую базу взаимодействия «Газпрома» с регионами, подписаны с 72 субъектами Российской Федерации. Они основаны на действующих федеральных законах, нормативных правовых актах РФ и нормативных правовых актах субъектов Российской Федерации.

Региональная политика ОАО «Газпром» является инструментом, позволяющим добиваться создания экономических, организационных и правовых условий, обеспечивающих нормальное функционирование системы газоснабжения на основе взаимовыгодного сотрудничества компании с многочисленными российскими территориями.

В районах Восточной Сибири и Дальнего Востока страны расположены значительные ресурсы углеводородного сырья потенциально достаточные для удовлетворения потребителей в природном газе.

Разведанные запасы природного газа в восточных регионах составляют около 8% от разведанных запасов в России, прогнозные ресурсы – около 25% от прогнозных ресурсов газа по России.

Степень геологической изученности сырьевой базы этих регионов остается еще низкой. Подтвержденные запасы газа месторождений в Восточной Сибири имеют преимущественно местное значение за исключением двух крупных месторождений - Ковыктинского в Иркутской области и Чаяндинского в Республике Саха (Якутия). Эти месторождения содержат в промышленных количествах гелий.

К настоящему времени крупными владельцами разведанных запасов газа являются ОАО "Компания "РУСИА Петролеум" с участием иностранных инвесторов и ряд российских недропользователей (Якутгазпром, Норильскгазпром, Тас-Юряхнефть, Востсибнефтегаз). В нераспределенном фонде находится до 30% запасов газа по категории А+В+С1.

Программа предусматривает формирование газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке страны на базе разработки и освоения следующих базовых месторождений:

-Ковыктинского ГКМ (Иркутская область);

-Собинско-Пайгинского НГКМ (Красноярский край и Эвенкийский автономный округ);

-Юрубчено-Тохомского НГКМ (Красноярский край и Эвенкийский автономный округ);

-месторождения Сахалинской области;

-Чаяндинского НГКМ (Республика Саха (Якутия).

По мере завершения разведки этих месторождений Программой предусматривается проведение поисково-разведочных работ по выявлению новых месторождений углеводородов, прежде всего, в районах трасс сооружения магистральных газопроводов

К настоящему времени сложившаяся политика цен на газ привела к перекосу ценовых соотношений. В результате цены на газ у потребителей ниже цен угля в 1,5-2,0 раза и мазута в 4-5 раз. В тоже время на развитых рынках (например, европейском) цены газа практически равны ценам мазута и в 1,6 раза выше цен угля.

Целями ценовой политики в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока страны является формирование:

-оптимальных соотношений цен на газ и другие энергоресурсы с учетом потребительских свойств и эффективности их использования;

-системы цен, отвечающей условиям обеспечения эффективного социально-экономического развития восточных регионов и одновременно требованиям рыночных механизмов.

Для создания здесь эффективно функционирующего рынка необходим переход от системы государственного регулирования цен к формированию договорных цен на газ, складывающихся с учетом спроса - предложения и конкуренции с другими энергоносителями. Появление новых производителей газа в восточных регионах создаст конкурентный рынок, на котором торговля газом будет осуществляться по прямым контрактам производителей с покупателями.

Сопоставление расчетных цен на газ (прогнозный метод строился из расчета замещения газом мазута и привозных углей) в Восточной Сибири и Дальнем Востоке страны с прогнозными ценами показало, что:

прогнозные средневзвешенные цены, рассчитанные на тонну условного топлива из соотношения мазут - 1,0; газ - 0,8, подтверждают возможность устойчивого сбыта газа по цене, определенной затратным методом, и наличие большого запаса эластичности цены для различных видов потребителей;

некоторые районы в субъектах Российской Федерации будут нуждаться в применении механизма дотации потребителям или системы налоговых льгот. Прогнозные цены в таких территориях должны уточняться после получения детальной информации о возможных инвестициях в угольную промышленность.

При реализации Программы имеются реальные предпосылки для создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке страны развитого рынка ТЭР, обеспечения перехода от системы государственного регулирования к формированию договорных цен на газ, складывающихся под влиянием спроса - предложения и конкуренции различных видов энергоносителей.[16]

 

 

2.2 Основные элементы налога на добычу полезных ископаемых при добыче газа

Объект налога на добычу полезных ископаемых при добыче природного газа — это природный газ, добытый из недр на территории РФ на участке недр, предос­тавленном налогоплательщику в пользование в соответствии с за­конодательством РФ;

- добытый из недр за пределами территории РФ, если эта добы­ча осуществляется на территориях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации (а также арендуемых у иностранных госу­дарств или используемых на основании международного догово­ра) на участке недр, предоставленном налогоплательщику в поль­зование.

Различают:

- газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений;

- газовый конденсат из газоконденсатных место­рождений, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей;

- газ горючий при­родный из газовых и газоконденсатных месторождений;

- газ горю­чий природный из нефтяных (газонефтяных, нефтегазовых) и неф­тегазоконденсатных месторождений (далее — попутный газ);

Плательщики налога на добычу природного газа — орга­низации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями природного газа в соответствии с законодательством РФ, под­лежащие постановке на учет в качестве налогоплательщика по месту нахождения участка недр, предоставленного налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.[17]

Как известно, в Рос­сии на рынке газа практически монопольно выступает ОАО "Газпром", который со­вместно со своими дочерними и зависи­мыми обществами, осуществляет 85-90% добычи газа, контролирует более 60% разведанных запасов газа России, владе­ет 70% лицензий на разработку газовых месторождений. ОАО "Газпром" добывает также порядка 10-11 млн т нефти и кон­тролирует более 99% акций крупнейшего нефтехимического холдинга "Сибур", на долю которого приходится около 47% об­щероссийского производства синтетичес­кого каучука, 48% - производства шин, 25% полиэтилена. "Газпром" владеет ак­тивами многих других предприятий, в том числе и непрофильного характера, что, по нашему мнению, не может не отвлекать крупнейшую организацию от выполнения ее основных задач.

Поставки газа за пределы границ бывшего СССР осуществляются практи­чески монопольно ОАО "Газпром" через свое 100% предприятие "Газэкспорт". Для экспорта газа "Газпром" создал за грани­цей разветвленную сеть совместных ком­паний, филиалов и дочерних организаций, специальную инфраструктуру, позволяю­щую успешно реализовать намеченные к продаже экспортные фонды.

Кроме "Газпрома", добычу газа в России осуществляют крупные вертикаль­но-интегрированные нефтяные компании (ВИНК), а также многочисленная группа так называемых независимых газовых компаний.

ВИНК в 2003 г. добыли 40,5 млрд куб м, в которые входят как природный, так и попутный газ. Лидерами добычи были ОАО НК "Сургутнефтегаз", ОАО НК "Рос­нефть" и ОАО НК "ЛУКойл". Добыча при­родного газа независимыми газодобыва­ющими компаниями составила в 2003 г. 39,6 млрд куб м. Таким образом, вне "Газ­прома" в России в 2003 г. было добыто более 80 млрд куб м газа, это обеспечило 13% общероссийской добычи.

Для ОАО "Газпром" ставка НДПИ в соответствии с принятым решением составит 107 руб. за 1 тыс. куб. м. В свою очередь правительство настаивало на ставке НДПИ в размере 107 руб. для всех производителей природного газа, вне зависимости от вида газа. При этом экспортная пошлина должна составить около 28%.[18]

 

 

2.3 Порядок исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых при добыче газа

В каждой отрасли применяется специфическая первичная и сводная учетная документация, формы которой могут иметь различные наименования. В нефтегазодобывающей промышленности используется отчетная диспетчерская информация - месячные рапорта, оперативные сводки, сводки по добыче, транспортировке нефти и газа, а также иные формы, в том числе утвержденные инструкцией по учету нефти Министерства нефтяной промышленности РД 39-30-627-81. Необходимая для налогообложения информация содержится в актах приема-сдачи газа, в технологической карте по добыче газа, в исполнительном балансе газа и иных документах.

НДПИ уплачивается отдельными платежными документами по каждому коду бюджетной классификации и по каждому месту постановки налогоплательщика на учет в качестве налогоплательщика НДПИ. Необходимо обратить внимание на правильность указания в платежном документе отдельных реквизитов. По общему правилу в платежном документе указывается код по ОКАТО административно-территориального образования, на территории которого находится налоговый орган по месту представления налоговой декларации.

Но нередко бюджетными законами субъектов РФ предусматривается зачисление части НДПИ в доходы местных бюджетов. В этом случае налогоплательщик должен указать код по ОКАТО административно-территориального образования, на территории которого осуществляется добыча полезных ископаемых.

Что касается ИНН и КПП налогового органа, то в необходимо указывать реквизиты того налогового органа, в котором налогоплательщик состоит на учете в качестве налогоплательщика в данном субъекте РФ. Налогоплательщик, который состоит на учете в межрегиональной инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам, указывает ИНН и КПП данной инспекции. [19]

Порядок зачисления НДПИ зависит от вида полезного ископаемого.

НДПИ по природному газу полностью зачисляется в федеральный бюджет.

Таможенные пошлины на газ. Таможенные пошлины на природ­ный газ фактически были введены в конце 1999 г. и составили 5% от таможенной стоимости, или не менее 2,5 евро/т. В начале 2001 г. пошлины были увеличены до 10%, но в середине года вновь снижены до уровня 5%. В течение 2002-2003 гг. ставка таможенной пошлины не менялась и оставалась равной 5%. С 1 января 2004 г. ставка таможен­ной пошлины резко увеличилась и составила 30% таможенной сто­имости, что должно компенсировать отмену акциза на газ. Таким обра­зом, правительство переносит налоговую нагрузку на экспортируемую часть производства.

Некоммерческая организация Союз не­зависимых производителей газа («Союз-газ») считает, что увеличение ставки НДПИ для газодобывающих предприятий сделает невозможным рост добычи газа компания­ми, не входящими в структуру «Газпрома». Эксперты «Союзгаза» заявляют, что второе за последний год повышение НДПИ самым негативным образом отразится на развитии отрасли в целом. По оценкам специалистов, при повышении НДПИ на 26% объем ин­вестиций в развитие газодобычи снизится почти наполовину. Это означает, что пред­приятия, не входящие в «Газпром», постав­ляя природный газ только на внутренний рынок, будут вынуждены отказаться от сво­их планов как по увеличению добычи, так и по наращиванию объемов поставок.

Сегодня независимые газодобывающие компании имеют лицензии на добычу 30% газа, а обеспечивают пока только 10% отече­ственного рынка газа. Увеличение ставки НДПИ ставит под угрозу срыва выполнение правительством Энергетической стратегии развития России до 2020 года, в соответствии с которой практически весь прирост отечественной добычи в течение ближайших 20 лет должен быть обеспечен за счет деятель­ности независимых производителей.

Налоговая база определяется как количество добытого природного газа отдельно по каждому его виду.

Количество добытого газа определяется налогоплательщиком самостоятельно.

Налоговая база определяется отдельно по каждому виду добытого полезного иско­паемого. При определении налоговой базы по добытым полезным ископаемым, в отношении которых установлены различные нало­говые ставки, налоговая база определяется отдельно по каждому виду добытых полезных ископаемых, облагаемых по разным нало­говым ставкам.[20]

Таблица 2.

Ставки налога

Ставка	Применяется при добыче:
Ставка 0%	полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых. попутного газа;
Ставка 16,5%	углеводородного сырья
Ставка 17,5%	газового конденсата из всех видов месторождений углеводородного сырья
Ставка 147 рублей за 1 000 кубических метров газа	газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья.

 

Природный горючий газ и попутный нефтяной газ из нефтяных (газонефтяных, нефтегазовых) месторождений подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 Налогового кодекса Российской Федерации (НК РФ) определены в качестве видов добытого полезного ископаемого.

При этом в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ в отношении газа горючего природного из нефтяных месторождений и попутного нефтяного газа из нефтяных месторождений установлена налоговая ставка ноль процентов.

В отношении газа горючего природного и попутного нефтяного газа из газонефтяных и нефтегазовых месторождений следует также применять налоговую ставку ноль процентов, поскольку исходя из положений статьи 337 НК РФ газонефтяные и нефтегазовые месторождения отнесены к нефтяным месторождениям.

Налог уплачивается не позднее 25-го числа месяца, следующего за истекшим налоговым периодом по месту нахождения каждого участка недр. По полезным ископаемым, добытым за пределами РФ, налог уплачивается по месту нахождения организации или месту жительства индивидуального предпринимателя.

Обязанность представления налоговой декларации возникает начиная с того налогового периода, в котором начата фактическая добыча полезных ископаемых.

Налоговая декларация представляется не позднее последнего дня месяца, следующего за истекшим налоговым периодом (ст.344, 345 НК РФ)

Налоговая декларация представляется в налоговые органы по месту нахождения (месту жительства) налогоплательщика.[21]