101
и фактических потерь и сверяются по Книге учета движения горной массы и Книге учета фактических потерь, которые ведутся маркшейдерской службой предприятия на основании постановления Федерального горного и промышленного надзора от 6 июня 2003 г. № 73 «Об утверждении «Инструкции по Производству маркшейдерских работ».
Количество нормативных потерь при добыче определяется по проценту нормативных потерь от величины погашаемых запасов.
Нормативы потерь при добыче твердых полезных ископаемых должны утверждаться недропользователями в составе проектной документации. Нормативы потерь рассчитываются по конкретным местам образования потерь при проектировании горных работ. Сведения о нормативах потерь вместе с протоколом согласования проектной документации представляются в территориальный орган ФНС России по месту постановки на учет в 10-дневный срок со дня их утверждения.
Проектная документация утверждается недропользователем только после ее согласования с комиссией, созданной Роснедрами (Федеральное агентство по недропользованию) или их соответствующим территориальным органом. Рассмотрение проектной документации осуществляется комиссией в течение 30 дней со дня представления материалов недропользователем. Этот срок может быть увеличен (максимум на 30 дней) в случае рассмотрения проектной документации по уникальным и крупным месторождениям полезных ископаемых. О принятом комиссией решении недропользователь должен быть извещен в течение семи дней (постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2001 г. № 921 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения»).
Сверхнормативные потери определяются как разница между фактическими потерями полезного ископаемого и количеством нормативных потерь при добыче;
При отсутствии маркшейдерской службы на предприятии объем фактической добычи в течение года определяется по данным оперативного учета производственной службы, который ведется расчетными методами, установленными на предприятии.
В конце года на предприятии выполняется контрольный подсчет объемов добычи привлеченной со стороны маркшейдерской службой,
102
который оформляется Актом инструментального маркшейдерского замера объемов добычи полезного ископаемого и фактических потерь горной массы и производится перерасчет платежей с учетом указанного замера.
Объем добычи и потерь полезного ископаемого, установленный по первичным документам, необходимо сверить с обобщающими документами с целью определения достоверности их отражения в статистических отчетах формы № 5-гр «Сведения о состоянии и изменении запасов твердых полезных ископаемых», формы 11-ШРП «Сведения о потерях угля (сланца) в недрах».
Оприходование полезного ископаемого, добытого для реализации, отражается по Дт счета 40 «Выпуск продукции». Аналитический учет минерального сырья ведется по месту хранения.
Расчет с покупателями за отпущенное минеральное сырье или продукцию передела учитываются по Дт счета 62 «расчеты с покупателями и заказчиками» и Кт счета 90-1 «Выручка», в журнале-ордере № 11 и ведомости 16.
При проведении проверки, кроме правильности исчисления и уплаты НДПИ, проверяется правильность исчисления и уплаты НДС, налога на прибыль, на имущество, на землю.
К себестоимости продукции предприятий и организаций угольной (сланцевой) промышленности относятся:
–доплаты к заработной плате за нормативное время передвижения в шахте от отвала к месту работы и обратно;
–отчисления на содержание военизированных горноспасательных частей и вспомогательных горноспасательных команд, расходы на страхование жизни личного состава;
–расходы по сносу, восстановлению объектов (зданий) и выплаты владельцам за снос садов, домов и прочих строений и сооружений, подработанных горными работами;
–расходы по тушению породных отвалов на шахтах (разрезах);
–заработная плата за время предварительного обучения рабочих, принятых на подземные работы, технике безопасности и др.
4.3. Особенности налоговой проверки предприятий по добыче углеводородного сырья
На нефтедобывающем предприятии предметом труда являются природные ископаемые, а не продукт прошлого труда, поэтому отсутствуют затраты сырья и основных материалов.
103
Удаленность предмета труда от рабочего обуславливает своеобразный характер всего технологического процесса добычи нефти – через скважины, оснащенные наземным и подземным оборудованием. Поэтому основные затраты приходятся на электроэнергию, сжатый газ и т. п.
Добыча нефти – это фондоемкая отрасль производства. В структуре расходов на производство в нефтедобыче затраты на амортизацию основных фондов составляют свыше 30 %.
В ходе единого технологического процесса может быть получено два-три продукта (например, нефть и газ попутный) и возникает необходимость распределения общих затрат на их добычу.
Способы добычи нефти – фонтанный, бескомпрессорный газлифт, насосный (электропогружные насосы, штанговые глубинные насосы). Различные способы эксплуатации скважин вызывают необходимость раздельного учета затрат на производство.
Технологический процесс добычи нефти не заканчивается извлечением ее из недр земли. Нефть из скважин по внутрипромысловой сети трубопроводов направляется в сборники, мерники, отстойники для последующей технологической подготовки. Через автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) ее транспортируют до дожимной насосной станции (ДНС). На ДНС происходит отделение газа от жидкости, и они транспортируются по отдельным сборным коллекторам до установки подготовки нефти (УПН). Там происходит разделение нефти и воды. Затем нефть поступает на установку сдачи товарной нефти. По газу и нефти выделяются самостоятельные статьи учета затрат на производство.
Различают следующие системы транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам:
–перекачка через резервуар;
–перекачка из насоса в насос.
При первом способе вся нефть поступает от предыдущей станции в резервуар, а из него нефть перекачивают покупателям. При перекачке из насоса в насос резервуары подключаются к трубопроводу параллельно и являются аварийными емкостями.
Как уже говорилось, основной статьей расходов в структуре затрат на трубопроводном транспорте являются амортизационные отчисления (до 50 %). На трубопроводах, работающих на электроэнергии, второе место занимает электроэнергия, а на трубопроводах, использующих нефтепродукты для привода в действие перекачива-
104
ющих агрегатов, это топливо. Затраты на электроэнергию и топливо составляют 15–30 % всех расходов на трубопроводном транспорте.
В ходе проверки используются следующие основные документы:
–лицензии на право пользования недрами, выданные комитетом по использованию недр;
–нормы расхода нефти и газа на технологические потери на год проверки. Нормативы потерь рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь. Для этого используются принятые схема и технология разработки месторождения, проект обустройства месторождения или план пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии). Нормативы ежегодно утверждаются Минэнерго.
Именно Минэнерго направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в соответствующее управление ФНС по субъекту Российской Федерации в течение 10 дней с момента их утверждения (см. Административный регламент предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов технологических потерь углеводородного сырья при добыче, транспортировке сырья и продуктов его переработки трубопроводным транспортом, утвержденный приказом Мини-
стерства энергетики Российской Федерации от 4 апреля 2016 г.
№261);
–нормы расхода нефти/газа на собственные производственные нужды, утвержденные Минэнерго и Минэкономразвития Российской Федерации;
–данные территориального комитета защиты окружающей среды и природных ресурсов, Ростехнадзора, пожарной охраны и других организаций об аварийных выбросах газа/нефти;
–протокол утверждения балансовых запасов Государственной комиссии запасов Российской Федерации;
–данные учета добытых нефти/газа/газового конденсата газонефтесборных пунктов:
а) ежедневные сведения о добыче газа на основании подсчета картограмм контрольно-измерительных приборов и замера взлива нефти и газового конденсата по каждой емкости (журналы учета работы скважин, журнал учета добычи газа и конденсата, журнал замера продукции скважин по нефти, суточные рапорта о работе скважин, замерные листы с записью результатов замера емкостей);
105
б) ежедневные сведения о движении газа, нефти, конденсата (журналы учета движения газонефтепродуктов);
в) ежемесячные сведения (ведомости) о фактической добыче и расходе газа, нефти;
–баланс газа, нефти по управлению в разрезе служб (участков), видов расходов и потерь;
–акты служб, цехов, участков о расходе газа, нефти и конденсата на технологические потери, собственные нужды и непланируемые потери;
–акты комиссии по инвентаризации нефти и газового конденсата
втоварных емкостях;
–акты замера поданного (принятого) газа, первичные документы на отгрузку нефти;
г) статистические отчеты:
–форма № 6-ГР «Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, …» (утв. приказом Росстата от 21 декабря 2016 г. № 844 «Об утверждении статистического инструментария для организации Федеральным агентством по недропользованию федерального статистического наблюдения за состоянием и изменением запасов и ресурсов категории D0 нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа, примесей ванадия и никеля в нефти»);
–формы № 1-ТЭК (нефть), 2-ТЭК (газ) «Сведения по эксплуатации нефтяных (газовых) скважин» (утв. приказом Росстата от 11 августа 2016 г. № 414 «Об утверждении статистического инструментария для организации федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий»);
–форма № 6-нефть «Сведения о себестоимости добычи нефти, производства нефтепродуктов» (утв. приказом Росстата от 11 августа
2016 г. № 414);
–1-ЕМК «Сведения о наличии резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов» (утв. приказом Росстата от 6 мая 2011 г. № 235 «Об утверждении статистического инструментария для организации Минэнерго России федерального статистического наблюдения за ценами приобретения и реализации нефти и нефтепродуктов, отгрузкой нефтепродуктов, наличием резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов»);
–25-газ (срочная) «Сведения о расходе природного и сжиженного углеводородного (нефтяного) газа» (утв. постановлением Госкомста-