Простые сложности
Определение налоговой базы НДПИ на добычу угля: проблемы и решения
- «Совершенство достигается не тогда, когда нечего добавить, а тогда, когда нечего отнять»
- Антуан де Сент-Экзюпери
- «Планета людей» (1938)
За период после введения в России налога на добычу антрацита, каменного и бурого угля (в дальнейшем — угля) используемые при его исчислении налоговая база и налоговая ставка претерпевали целый ряд изменений.
Фискальная история
На начальной стадии в качестве налоговой базы регулярного платежа за право пользования недрами применялась стоимость добытого угля, а в качестве налоговой ставки — ее доля, индивидуально указываемая в лицензии на право эксплуатации каждого конкретного участка недр. При этом стоимость добытого угля исчислялась по ценам реализации товарной продукции.
Законодательством был определен возможный диапазон изменения ставки (с 1992 года — от 3 до 6%, а с 1995 года — от 1 до 3%). Ее конкретный размер для участка недр назначался с учетом количества и качества запасов, природно-географических, горнотехнических условий, оценки риска пользователя недр и рентабельности разработки месторождения. При этом какая-либо конкретная методика порядка учета этих факторов федеральными органами не была разработана.
В Кемеровской области главой ее администрации Михаилом Кислюком в 1993 году была утверждена согласованная Южсибгеолкомом и Управлением Кузнецкого округа Госгортехнадзора чрезвычайно сложная и по ряду моментов неоднозначная «Методика технико-экономического обоснования (ТЭО) целесообразности и эффективности разработки угольных пластов в Кузбассе», обосновывающая размер налоговой ставки для предприятий региона. Данная методика применялась на платной основе для пересмотра (уточнения) величины налоговой ставки, ранее установленной в лицензии.
Вполне очевидно, что отсутствие однозначно определенного порядка установления размера ставки в пределах закрепленного в законодательстве диапазона ее возможных значений имело целый ряд отрицательных последствий, в том числе и связанных с коррупциогенностью процессов ее пересмотра. Вероятно, имевшая место непонятность определения размера налоговой ставки, отсутствие действующих нормативных документов, сложность и трудоемкость разработки необходимых методик учета определяющих ее факторов и массовость попыток снижения ставки и привела к отказу от ее указания в виде диапазона.
Федеральным законом от 08.08.2001 №126-ФЗ была введена, а с 01.01.2002 вступила в силу глава 26 части второй Налогового кодекса «Налог на добычу полезных ископаемых» (НДПИ), которая установила единый размер налоговой ставки на добычу угля в размере 4%. Проблема установления размера ставки была тем самым снята. При этом в качестве полезного ископаемого по этому закону (как и в настоящее время) признавалась продукция, содержащаяся в фактически извлеченном из недр минеральном сырье.
Несмотря на то что недропользователь получал лицензию на право добычи угля из запасов, подсчитанных по чистым угольным пачкам (ЧУП), извлечение которых из недр сопровождается технологически неизбежным их засорением пустыми породами, на практике в качестве налоговой базы использовалось не количество добытого из ЧУП угля, а количество засоренного, то есть «выданного на-гора» рядового угля. Такое не вполне правильное толкование понятия «добытое полезное ископаемое» не встретило возражений у недропользователей, поскольку для исчисления суммы налога использовалась цена реализации именно этого продукта.
В качестве налогового периода был установлен квартал, который Федеральным законом от 29.05.2002 №57-ФЗ был впоследствии сокращен до календарного месяца.
А что не так?
При практическом использовании единой для каждого вида полезного ископаемого налоговой ставки на первое место вышла проблема достоверного определения налоговой базы, то есть стоимости добытого полезного ископаемого, зависящего от цен на продукцию в налоговом периоде. Данная система определения НДПИ просуществовала до 2011 года. Разумеется, причины ее отмены законодателями однозначно указать невозможно. Тем не менее, можно предположить, что к ним можно отнести следующее.
Во-первых, уголь является видом полезного ископаемого, значительная часть которого отправлялась на экспорт. Так, если в 2001 году на экспорт было направлено 22% добытого в России каменного угля и антрацита, то в 2010 году — уже 48%.
Причем в 2010 году, в период разработки новой системы расчета НДПИ, основным зарубежным приобретателем, например, кузнецкого угля был Кипр (22,3 миллиона тонн), при этом, по данным TheGlobalEconomy.com, собственное потребление угля на Кипре составило в 2010 году только 13,6 тысячи тонн). На втором месте — Украина (7,1 миллиона тонн). Значительная часть угля реализовывалась предприятиями не самостоятельно, а через торговые дома и расположенные в офшорах компании, цена приобретения угля которыми отличалась от цен мирового и даже внутреннего рынка.
Во-вторых, в период действия рассматриваемой системы исчисления НДПИ резко возросла волатильность цен как на коксующийся, так и на энергетический уголь (рис. 1), что затрудняло возможность прогнозирования размера налоговых поступлений.
Поправляем дифференцированием
С 01.04.2011 вступили в силу поправки к главам 25 и 26 части второй Налогового кодекса, введенные Федеральным законом от 28.12.2010 № 425-ФЗ. В соответствии с ними уголь был разделен на виды, для каждого из которых были установлены специфические налоговые ставки за добычу тонны полезного ископаемого: 47 рублей для антрацита, 57 рублей для коксующегося угля, 11 рублей для бурого и 24 рубля за прочие виды угля.
Указанные ставки решено было ежеквартально корректировать посредством коэффициентов-дефляторов, устанавливаемых Минэкономразвития РФ по каждому виду угля по методике, утвержденной приказом этого министерства от 27.12.2011 №763. За период действия коэффициентов-дефляторов они изменялись в широком диапазоне от 0,62 до 1,67, что свидетельствует об их высоком регулирующем потенциале (рис. 2).
С 2022 года Федеральным законом от 29.11.2021 № 382-ФЗ для коксующихся углей была введена специфическая налоговая ставка, величина которой стала зависеть от средней мировой цены на этот уголь в налоговом периоде в соответствии с индексом SGX TSI FOB Australia Premium Coking Coal OTC Futures/Options и от устанавливаемого Центральным банком России среднего курса доллара США к рублю, что исключило необходимость использования коэффициентов-дефляторов для ставки на добычу коксующегося угля.
Введение в 2011 году новой системы определения НДПИ было осуществлено без какой-либо ревизии нормативно-правовой базы, регламентирующей определение величины добычи, изначально ориентированной на обеспечение охраны и рациональное использование недр. Многие из возникающих ныне проблем определения налоговой базы были очевидными еще на стадии подготовки и обсуждения предлагаемых изменений в Налоговом кодексе. Однако какие-либо попытки их устранения органами государственного управления предприняты не были.
Что такое ЧУП?
Несоответствие нормативно-правовой базы угольного недропользования задачам, вытекающим из требований обновленной системы налогообложения при администрировании НДПИ, привело к возникновению множества вопросов как со стороны налоговых органов, так и со стороны налогоплательщиков.
Первым возник вопрос о порядке определения налоговой базы НДПИ. Налоговые органы настаивали на том, что, как и ранее, в ее качестве необходимо использовать данные о добыче засоренного пустыми породами отгружаемого потребителям рядового угля, то есть минерального сырья, лишь содержащего полезное ископаемое — собственно уголь. Недропользователи не могли согласиться с этим. В этом случае им пришлось бы платить НДПИ не только за уголь, содержащийся в ЧУП (запасы которого числятся за ними на государственном балансе в качестве полезного ископаемого), но и за извлеченную совместно с ним пустую породу.
Причем удивительно, но представителей ФНС совершенно не смущало то, что в этом случае пустая порода, например, алевролит, извлеченный совместно с коксующимся углем, должен был «оплачиваться» по в два раза большей ставке, чем он же, но извлеченный совместно с углем «прочим». Претензии недропользователей к продолжению использования в качестве налогооблагаемой базы рядового угля были далеко не беспочвенны. Например, за 2010 год в Кузбассе было добыто 185 миллионов тонн рядового угля, в составе которого содержалось 161 миллион тонн угля, извлеченного из чистых угольных пачек. То есть недропользователям предлагалось заплатить НДПИ за добычу 24 миллионов тонн пустой породы, как за уголь.
Разрешение возникшего между недропользователями и ФНС спора по вопросу содержания понятия «уголь» как полезного ископаемого осложнялось тем, что как выяснилось, на момент введения в действие новой системы исчисления НДПИ в нормативной базе отсутствовало само определение понятия «чистые угольные пачки» (ЧУП), которое было раскрыто лишь в ГОСТе 59252-2020.
Вопрос об определении количества полезных ископаемых в отношении угля был закрыт письмом ФНС от 10.07.2012 №ЕД-4-3/11294@, определившим, что, на основании писем Минфина и Минэнерго России правомерным является определение количества добытого полезного ископаемого при добыче угля по чистым угольным пачкам, то есть по угольным пачкам, не засоренным пустой породой.
Зольность, плотность и… достоверность
Однако, разобравшись за год с содержанием понятия налоговой базы, ФНС и недропользователи столкнулись с методическими проблемами порядка определения количества добытого из ЧУП угля.
Налоговый кодекс предусматривает, что 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 минеральном сырье) исчислением.
Классической формой прямого метода является маркшейдерский замер добычи по чистым угольным пачкам, давно реализуемый на практике при учете движения запасов в рамках осуществления их государственного учета. Однако в ходе маркшейдерского замера определяется не количество, а объем угля, извлеченного из угольных пачек. Достоверность результатов такого замера зависит от методики измерений, плотности и конфигурации сети точек маркшейдерских измерений. Однако какие-либо нормативные документы, определяющие их параметры, в настоящее время отсутствуют.
Действующая «Инструкция по учету добычи угля…» вообще не содержит каких-либо указаний на методику определения размера добычи по чистым угольным пачкам.
Для условий подземной добычи угля имеются лишь разработанные более 30 лет назад «Методические указания по производству замеров горных выработок…», российский правовой статус которых не подтвержден. Содержащиеся в них рекомендации по плотности сети маркшейдерских замеров имеют лишь приближенный интервальный характер, а сами Указания ориентированы на исполнение требований государственного учета запасов (отвечающая требованиям этого учета погрешность наиболее достоверной части запасов находится на уровне 10-15%, а наименее достоверной — достигает 50%).
Действовавшая до недавнего времени и отмененная без какой-либо замены «Инструкция по маркшейдерскому учету объемов горных работ при добыче полезных ископаемых открытым способом» регламентирует только необходимую точность подсчета объемов, но не содержит рекомендаций, каким именно образом эта точность может быть достигнута. В связи с этим у ФНС постоянно возникают сомнения в достоверности представляемых недропользователем данных, которые не удается однозначно разрешить недропользователям, опираясь на нормативные требования.
Результаты маркшейдерского замера, выражаемые в единицах объема, «превращаются» в количество добычи путем умножения объема извлеченного угля на его плотность (точнее — «кажущаяся плотность» или, по устаревшей терминологии, — «объемный вес»). Поэтому, по мере «погружения» в проблемы определения налоговой базы, у ФНС справедливо возникают вопросы и о достоверности данных о плотности угля.
При выполнении подсчета запасов на стадии геологической разведки плотность угля в пределах подсчетных блоков (запасы которых могут достигать величин, сопоставимых с годовой добычей предприятия) определяется с помощью статистической зависимости плотности угля от его зольности, которая индивидуально устанавливается для каждого пласта или их группы. Такая зависимость не является функциональной (рис. 3). Поэтому можно говорить о том, что определение плотности угля фактически выполняется расчетным методом.
В отработанном предприятием контуре добычи плотность угля может определяться непосредственно или по измеренным значениям зольности и соответствующему графику зависимости плотности от нее. Однако действующий ГОСТ 59252-2020 предписывает предприятиям осуществлять отбор пластовых проб в горных выработках не более чем через каждые 300 м, но не реже чем раз в квартал. То есть при исполнении требований ГОСТа в отработанном в налоговом периоде контуре пластовые пробы могут вообще отсутствовать или иметь низкую представительность, в связи с чем плотность сети таких проб может уступать плотности сети геолого-разведочного опробования. Кроме того, результаты определения зольности и плотности угля на предприятии подтверждаются лишь внутренними документами, подтверждение достоверности которых не может быть обеспечено.
При косвенном способе определения добычи осуществляется пересчет количества добытого рядового угля в добычу по чистым угольным пачкам. Для этого используются данные о количестве и зольности добытого рядового угля, зольности угля чистых угольных пачек и засоряющих уголь пород. Данные о количестве и зольности добытого рядового угля являются наиболее представительными, поскольку преимущественно основаны на результатах взвешивания и опробования отправляемых партий угля потребителю, который, в свою очередь, также их контролирует при получении продукта.
Конкретные требования к источникам данных о зольности и плотности угля и пород при выполнении подсчета добычи ни один из действующих нормативных документов не содержит. Лишь в начальный период введения в России института лицензирования недр в части условий к лицензиям указывалось на обязательность использования при подсчете добычи угля геологических данных о его плотности.
Уже известны случаи поднятия налоговой службой вопросов о достоверности используемых предприятиями данных о зольности и плотности, в связи с «неспособностью» недропользователями доказать их достоверность. В конечном итоге это может привести к развертыванию на предприятиях широких сетей опробования угля и пород, направленных исключительно на удовлетворение требований ФНС и никак не связанных с необходимостью обеспечения производственной деятельности предприятий.
Добыча и потери
Следует также обратить внимание на неоднозначность понимания содержания прямого и косвенного метода определения добычи. При маркшейдерском замере добычи из чистых угольных пачек и при определении добычи рядового угля используются хотя и различные, но все-таки измерительные средства и устройства (рулетки, теодолиты, весы). А определение плотности угля в обоих случаях осуществляется на основе статистических расчетов. Вероятно, что разбирательства между ФНС и недропользователями по поводу содержания применяемых методов определения добычи еще впереди.
По итогам подсчета добычи и потерь в ходе ряда проверок ФНС выяснялось, что их сумма порой не равна количеству запасов, числящихся в отработанном контуре на государственном учете. Причина этого очевидна — результаты подсчета на стадии геолого-разведочных работ числящихся за предприятием запасов всегда сопровождаются погрешностями.
Существует даже специальное понятие — «неподтверждение запасов при разработке или последующих геолого-разведочных работах», включающее «неподтверждение подсчетных параметров», то есть несовпадение ожидаемых по данным разведки и фактических значений мощности пачек, плотности угля (и определяющей ее зольности) и площади поверхности пласта.
Разработчики Налогового кодекса совершенно правы, указывая, что фактическими потерями полезного ископаемого должна признаваться разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого. Однако кодекс не уточняет, что именно является «расчетным количеством… на которое уменьшаются запасы». Если под ними понимать количество полезного ископаемого, реально находящегося в недрах, то приведенное утверждение совершенно справедливо. Однако если под ними понимать количество числящихся на балансе за предприятием запасов, то оно в корне неверно, так как предполагает использование данных, априори искаженных влиянием всегда существующей погрешности геолого-разведочных работ.
В этом случае рассматриваемая разность является не реальными потерями, а суммой допущенных предприятием потерь и погрешностей разведки (которые могут как увеличивать, так и уменьшать фактические запасы и непостоянны в пространстве недр).
Нереальные посылы
Предприятия обязаны фиксировать неподтверждение подсчетных параметров и отражать его в формах государственной отчетности о движении запасов. По действовавшей в СССР практике, такое «неподтверждение» ежегодно фиксировалось по каждому отрабатываемому подсчетному блоку и оформлялось актами предприятий. Ныне данные о неподтверждении запасов получают правовой статус только после проведения их государственной экспертизы в Государственной комиссии по подсчету запасов (ГКЗ).
Специальных требований по подготовке геологических материалов по рассмотрению информации о неподтверждении параметров подсчета не существует, и на экспертизу фактически должен представляться полноценный геологический отчет. При этом нормативный срок проведения государственной экспертизы достигает 65 рабочих дней, а с 01.09.2023 — 45 дней. То есть недропользователь физически не имеет возможности подтвердить выявленные им неподтверждения в течение налогового периода (месяца).
Теоретически, учитывая то, что в России действуют порядка 170 угледобывающих предприятий, для обеспечения строгого исполнения всех требований ГКЗ должно дополнительно осуществлять в год более 2 000 экспертиз, что может просто парализовать ее работу (за 2022 год ГКЗ выполнила 265 экспертиз по всем видам твердых полезных ископаемых, за «рекордный» 2020 год — 874).
Кроме того, существует неопределенность и по срокам оформления списания неподтвердившихся запасов.
Действующий порядок представления государственной отчетности пользователями недр (приказ Минприроды РФ от 17.08.2016 № 434) предусматривает подготовку такой официальной информации только по состоянию на начало каждого года. Не входящая ныне в Перечень нормативных правовых актов в сфере недропользования «Инструкция о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых РД-07-203-98» предусматривала, что списание неподтвердившихся при разработке месторождения запасов должно осуществляться по мере их накопления, но не более чем за двухлетний период работы организации по добыче полезных ископаемых.
Таким образом, существующее нормативное обеспечение исключает саму возможность своевременного учета неподтверждения запасов при исчислении НДПИ.
«Высочайшее» качество разведки!
Перспективы изменения сложившейся ситуации отсутствуют.
Минприроды России 15.03.2023 опубликовало проект «Правил разработки месторождений твердых полезных ископаемых», предусматривающий введение в действие его окончательного варианта с 01.03.2024. Проект предусматривает право (но не обязанность) недропользователя проводить оперативный пересчет запасов полезных ископаемых по результатам эксплуатационной разведки (которая может совмещаться с работами по добыче).
Проект предусматривает, что погашение выемочной единицы осуществляется в течение квартала после завершения ее отработки и документируется в эти сроки с указанием исходных запасов выемочной единицы, количества погашенных запасов и добытых полезных ископаемых, нормативных и фактических значений потерь и других показателей, характеризующих полноту извлечения полезных ископаемых и компонентов из недр. Указанные сроки никак не коррелируют с величиной налогового периода.
Отсутствует нормативный порядок определения величины неподтверждения запасов, который обеспечивает достоверность получаемых результатов (необходимая плотность сети измерений в горных выработках, методология сопоставления запасов после отработки фрагмента подсчетного блока и так далее).
Для условий открытых горных работ устанавливаемые в процентах нормативы потерь обосновываются в проектной документации, исходя из выражаемых в метрах технологически возможных размеров теряемых при зачистке слоев угля. В случае, если после уточнения горными работами данных о мощности пласта в отработанном контуре она окажется меньше, чем по геологическим данным, процент фактических потерь, несмотря на соблюдение недропользователем всех проектных решений, превысит норматив, что приведет к формальному возникновению сверхнормативных потерь.
Хотя эта проблема может быть решена обращением в Росприроднадзор, но и в этом случае подготовка необходимой для обращения доказательной базы также осложняется несовершенством нормативной базы.
Учитывая вышеизложенное, недропользователям гораздо проще просто игнорировать факты неподтверждения подсчетных параметров. Не случайно официальные данные государственного баланса углей, например Кузбасса, отмечают только единичные факты списания неподтвердившихся запасов.
По итогам работы в 2021 году только одно предприятие Кузбасса указало на наличие неподтверждений (шахта — неподтверждение 171 тысячи тонн), в 2020 году — два (шахта — 261 тысяча тонн, разрез — 1 779 тысяч тонн), в 2019 году — два разреза (421 и 7 293 тысячи тонн) и так далее. Судя по официальной статистике, на остальных предприятиях геологические данные по блокам подсчета запасов идеально подтвердились данными горных работ. Такого высочайшего «качества» разведки мир еще не знал.
А ведь все очевидно и легко реализуемо!
Таким образом, действующая система исчисления НДПИ на добычу угля, в принципе, не может корректно использоваться без масштабной разработки новых и совершенствования уже существующих нормативных актов. Сложность и многообразие возникающих при определении налоговой базы НДПИ проблем превращают ее в крайне сложную систему, чрезвычайно затрудняющую ее администрирование.
Представляется, что отмеченные выше проблемы могут быть сняты путем незначительных изменений порядка исчисления НДПИ, введение которого может быть осуществлено даже без изменения действующих положений Налогового кодекса.
Для этого требуется просто скорректировать порядок определения налоговой базы, используя принципы бенчмаркинга, то есть эталонного оценивания индикатора.
В настоящее время, при подсчете добычи косвенным способом, переход от добычи рядового угля к добыче по чистым угольным пачкам производится путем ее пересчета на зольность угольных пачек. Если обратиться к опыту определения различных международных ценовых индексов на уголь (ранее использованный и в ряде советских нормативных документов по учету добычи, потерь и экономической оценке последствий от оставления угля в недрах), то они фактически предполагают использование пересчета количества фактического количества угля на некоторый заданный норматив зольности. Так, упомянутый выше европейский индекс энергетических углей CIF ARA ориентирован на уголь зольностью 16%.
Почему бы и в целях определения НДПИ для угля использовать не фактическую добычу по чистым угольным пачкам, а ее величину, приведенную к некоторому эталону? Причем есть смысл установить эталонную зольность не только на уголь, но и на породу. Представляется, что подобный подход является вполне справедливым и обоснованным.
Ведь сейчас, например, добытый из угольных пачек зольностью 7% уголь облагается по той же ставке, что и добытый из пачек с зольностью 20%. Причем такой пересчет может быть выполнен с использованием данных о добыче рядового (засоренного породами) угля, контроль величины которой уже давно освоен налоговыми органами.
Таким образом, налоговая база — добыча собственно угля в составе извлеченного минерального сырья (Д), может быть достаточно просто определена по широко известной и используемой действующими нормативными документами формуле
Д = Др(Аdп — Adр) / (Аdп — Adэ),
где Др — добыча рядового угля; Аdп — эталонная зольность засоряющей уголь породы; Adр — зольность добытого рядового угля; Adэ — эталонная зольность чистых угольных пачек.
Используя достоверно определенные значения Др, Adр и назначенные эталонные зольности Аdп и Adэ , по приведенной формуле можно определить искомую величину Д для каждой отправленной потребителю в налоговый период партии и дополнительно выданному на угольный склад, сумма которых и определит налоговую базу НДПИ.
Порядок установления эталонных значений зольности Adэ представляет собой самостоятельную задачу, не затрагивающий саму идею предлагаемого порядка определения налоговой базы. Представляется целесообразным принять для каждого предприятия в ее качестве средневзвешенную по числящимся на балансе предприятия балансовых запасов среднюю зольность чистых угольных пачек пластов участка недр. В этом случае все необходимые для расчета Adэ данные могут быть взяты из геологического отчета, что обеспечивает однозначность получаемых результатов и возможность их контроля. Учитывая разнообразие типов вмещающих пород и пород внутрипластовых прослоев, эталонную зольность засоряющих пород Аdп допустимо установить на едином для всех месторождений страны уровне в 80%.
Данные предложения не противоречат подходу Налогового кодекса, состоящему в определении полезного ископаемого как продукции, содержащейся в фактически извлеченном из недр минеральном сырье, но освобождает ФНС от необходимости контроля за решением всех вышеперечисленных проблем определения налоговой базы, оставляя их решение за Минприроды РФ в рамках осуществляемого им учета состояния и прогноза развития минерально-сырьевой базы страны.
Дополнительно необходимо обратить внимание и на проблему, связанную с содержанием постановления Правительства РФ от 20.06.2011 № 486 «Об утверждении классификации углей, являющихся объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых». Данное постановление определяет марки угля, относимые в целях налогообложения к антрацитам, коксующимся, бурым и прочим углям. Однако это постановление не учитывает весьма важное обстоятельство.
Направление использования углей определяется, помимо марки, еще и степенью их окисленности. По этому признаку выделяются окисленные угли двух групп: ОК I и ОК II. Эти угли располагаются в зонах выветривания массива горных пород и извлекаются практически только разрезами, поскольку подземные горные работы в таких зонах не ведутся в связи с низкой устойчивостью пород, приводящей к высокому промышленному риску аварийности. Окисленные угли коксующихся марок углей не могут быть использованы в процессах коксования и имеют ограниченное применение даже в энергетике. Окисленные энергетические угли имеют пониженную калорийность, что также снижает их промышленную ценность.
Однако, руководствуясь этим постановлением правительства, ФНС справедливо требует применять налоговую ставку антрацитов, коксующихся и прочих углей и к окисленным углям, что явно противоречит самой цели введения различных налоговых ставок. Обращает на себя внимание то, что до введения указанного постановления Правительства в действие государственный баланс угля не разделял окисленные угли по маркам (кроме марки Д). Ныне вместо того, чтобы обратить внимание на эту явную правовую недоработку и предложить устранить ее, в угольных балансах было введено дополнительное разделение окисленного угля на марки, явно в целях обеспечения ошибочных требований постановления правительства. Наиболее правильным решением было бы налогообложение окисленных углей исчислять по ставкам для бурых углей.
В целом накопленный в стране опыт определения НДПИ на добычу угля свидетельствует о необходимости его совершенствования, направление которого достаточно очевидно и легко реализуемо.
Сергей Васильевич Шаклеин, svs1950@mail.ru
Тамара Борисовна Рогова, rogtb@mail.ru
Марина Владимировна Писаренко,
iu.kemsc@mail.ru