<Письмо> ФНС России от 04.03.2021 N СД-4-3/2767@ "О налоге на добычу полезных ископаемых" (вместе с "Письмом" Минфина России от 02.03.2021 N 03-06-05-01/14423, "Письмом" Минэнерго России от 24.02.2021 N ПС-1968/09 "О рассмотрении письма")

Межрегиональной инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2 поручается довести указанное письмо до сведения налогоплательщиков.

Департамент налоговой политики рассмотрел письмо ФНС России по вопросу выработки методики определения физико-химических свойств скважинной жидкости в целях применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти (Кд), используемого при расчете ставки налога на добычу полезных ископаемых и сообщает следующее.

Минфин России письмом от 24.12.2020 N 03-06-05-01/113975 запросил позицию Минэнерго России по обозначенным в указанном письме ФНС России вопросам.

По результатам рассмотрения указанного письма ФНС России, Минэнерго России письмом от 25.02.2021 N ПС-1968/09 направило в Минфин России позицию Минэнерго России по вопросу определения физико-химических свойств скважинной жидкости в целях применения коэффициента Кд.

Учитывая изложенное, при подготовке разъяснений ФНС России по вопросу определения физико-химических свойств скважинной жидкости в целях применения коэффициента Кд следует учитывать позицию Минэнерго России, отраженную в письме от 25.02.2021 N ПС-1968/09 по данному вопросу.

Минэнерго России в соответствии с указанным письмом Минфина России рассмотрело проект письма по вопросу применения коэффициента, характеризующего степень сложности добычи нефти, в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти и в рамках компетенции сообщает.

В соответствии со статьей 337 Налогового кодекса Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 N 117-ФЗ (далее - НК РФ) добытым полезным ископаемым признается продукция, первая по своему качеству соответствующая положениям национального стандарта. В связи с принятием технического регламента Евразийского экономического союза "О безопасности нефти, подготовленной к транспортированию и (или) использованию" (далее - ТР ЕАЭС 045/2017) нефть добытая должна соответствовать указанному техническому регламенту и положениям национального стандарта.

Видом добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье, в том числе нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В соответствии с Правилами учета нефти, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 16.05.2014 N 451 (далее - Правила учета нефти), нефтегазоводяная смесь (скважинная жидкость) (далее - НГВС) - это смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

НГВС не является результатом завершения технологического процесса добычи нефти, не может быть признана добытым полезным ископаемым и, соответственно, не является предметом регулирования налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.

Касательно применения части 9 статьи 339 НК РФ следует отметить следующее.

Нефтегазодобывающие организации при добыче нефти осуществляют измерения и определения показателей НГВС на всех стадиях сбора и подготовки нефти в соответствии с технологическими регламентами, разработанными и утвержденными на основании проектов разработки и обустройства месторождений. Полученные результаты могут быть использованы при определении физико-химических свойств НГВС.

Также определение показателя плотности НГВС возможно осуществлять расчетным путем в соответствии с порядком определения плотности нефти, установленным пунктом 4 приказа Минэнерго России от 15.08.2014 N 528 "Об утверждении порядка определения плотности нефти" и ГОСТ 3900-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности".

Такие параметры НГВС, как температура и давление, возможно определить в соответствии с положениями межгосударственных стандартов ГОСТ ISO 5024-2013 "Нефтепродукты жидкие и газы нефтяные сжиженные. Измерения. Стандартные нормальные условия", ГОСТ 3900-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности", согласно которым результаты испытаний плотности приводятся к стандартным условиям (температура 20 °C (15 °C), абсолютное давление, составляющее 101325 Па (760 мм рт. ст.).

При проведении испытаний НГВС в соответствии с технологическими регламентами лаборатории (собственные либо аккредитованные), применяя (используя) стандарты, обязаны в соответствии с Федеральным законом от 29.06.2015 N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации" исполнять положения этих стандартов с указанием в документе, отображающем результаты испытаний, ссылок на них. В этом случае не требуется оформление документов, фиксирующих условия проведения испытаний.

Показатель "объем растворенного нефтяного газа" в НГВС возможно определять в порядке, аналогичном порядку определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти, утвержденному приказом Минэнерго России от 15.08.2014 N 530 "Об утверждении порядка определения коэффициентов, учитывающих наличие свободного и растворенного газа в нефти" . При нормальных условиях значение коэффициента, учитывающего наличие растворенного газа (Крг), согласно графику, приведенному в указанном порядке, стремится к единице. С учетом несущественности отклонения в расчетах по отношению к погрешности измерений количества НГВС его значение может быть принято за единицу. В этом случае значение показателя "объем растворенного нефтяного газа" составит 0. Соответственно, учитывая, что получаемая в рамках расчета величина содержания попутного нефтяного газа в НГВС будет близка к 0, то показатель "объем растворенного нефтяного газа" может не определяться и не приниматься в расчетах.

Определение физической величины показателя "масса балласта" НГВС может быть произведено на основании данных о массовой доле воды в НГВС.

Согласно Правилам учета нефти под физической величиной показателя "балласт нефти" следует понимать массу содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей, определенных по результатам лабораторных испытаний. Масса балласта нефти и масса нетто нефти определяются с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний.

НГВС содержит в себе компоненты: воду, соли и механические примеси, находящиеся в растворенном и взвешенном состоянии. Основное количество солей и механических примесей, содержащихся в НГВС, находятся в составе воды в растворенном и взвешенном состоянии и, соответственно, они учитываются в массе воды.

Таким образом, содержанием солей и механических примесей, содержащихся в НГВС, можно пренебречь, и, соответственно, для определения массы компонентов НГВС достаточно определить непосредственно массовую долю воды в НГВС.

Массовая доля воды (обводненность) НГВС определяется в процентах на основании обработки результатов лабораторных испытаний либо на основании полученных результатов измерений применяемых средств измерений.