ПРИКАЗ МИНПРИРОДЫ РФ ОТ 30.09.2008 N 232 (РЕД. ОТ 14.05.2009). ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ СТАРТОВОГО РАЗМЕРА РАЗОВОГО ПЛАТЕЖА ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ (ВМЕСТЕ С ''МЕТОДИКОЙ РАСЧЕТА МИНИМАЛЬНОГО (СТАРТОВОГО) РАЗМЕРА РАЗОВОГО ПЛАТЕЖА ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ'') (ЗАРЕГИСТРИРОВАНО В МИНЮСТЕ РФ 22.12.2008 N 12914). ПРОДОЛЖЕНИЕ

Для участков недр с учтенными Государственным балансом запасами полезных ископаемых промышленных категорий среднегодовая мощность устанавливается по материалам технико-экономических обоснований (далее - ТЭО) коэффициента извлечения нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, для твердых полезных ископаемых - по материалам ТЭО кондиций, прошедших государственную экспертизу и утвержденных в установленном порядке Федеральным агентством по недропользованию, как отношение объема извлекаемых запасов к сроку разработки месторождения.
В случае отсутствия ТЭО кондиций для участков недр, содержащих запасы
твердых полезных ископаемых, среднегодовая мощность определяется в
зависимости от величины запасов полезных ископаемых категории ABC ,

определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики по формуле:

V = ------------,
ср 4 --
0,2 x _ /З

где З - отношение запасов полезного ископаемого к содержанию полезного ископаемого в руде (тонн).
В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения нефти для участков недр, содержащих извлекаемые запасы нефти, среднегодовая мощность определяется в процентном отношении от величины извлекаемых запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики, в размере:
- 3,5% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами более 30 млн. т;
- 5% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами от 3 до 30 млн. т;
- 6,5% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами до 3 млн. т.
В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения газа для участков недр, содержащих запасы природного газа, среднегодовая мощность определяется в процентном отношении от величины запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики, в размере:
- 3% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами более 500 млрд. м3;
- 5% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами от 30 до 500 млрд. м3;
- 8% от величины извлекаемых запасов - для участков недр с извлекаемыми запасами до 30 млрд. м3.
В случае отсутствия ТЭО коэффициента извлечения газа для участков недр, содержащих запасы газового конденсата, среднегодовая мощность определяется в процентном отношении от величины запасов, определенных в соответствии с пунктом 6 настоящей Методики. Размер процентного отношения для газового конденсата принимается равным процентному отношению для газа.
Для участков недр, содержащих сверхвязкую нефть, соответствующая величина среднегодовой мощности умножается на 0,8.

8. Стартовый размер разового платежа за пользование недрами рассчитывается по формуле:

РП = РП x К
мин инт

РП - минимальный стартовый размер разового платежа за пользование

- недрами, тыс. руб.;
- К - интегральный поправочный коэффициент, характеризующий

рассматриваемый участок недр.
Для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы твердых
полезных ископаемых, интегральный поправочный коэффициент К является

произведением значений поправочных коэффициентов:

К = К x К
инт изуч инфр

Для участков недр, содержащих запасы и (или) прогнозные ресурсы нефти,
природного газа, газового конденсата, интегральный поправочный коэффициент
К является произведением значений поправочных коэффициентов:

- К = К x К x К x К ;
- инт изуч инфр гл раз

К - поправочный коэффициент, выражающий степень геологической

изученности, порядок расчета которого приведен в приложении 1 к настоящей
Методике.
К - поправочный коэффициент, учитывающий состояние инфраструктуры

района и основные географо-экономические факторы (близость магистральных
трубопроводов, железнодорожных путей, иных видов транспорта и коммуникации,
источников электроэнергии, состояние местной инфраструктуры), значения
которого приведены в приложении 2 к настоящей Методике.
К - поправочный коэффициент, характеризующий глубину залегания

продуктивного пласта, определяется по формуле:

К = 1,6 - ------, где
гл 10 000

H - глубина залегания продуктивного горизонта, м. В случае глубины залегания от 6000 м и более рассматриваемый коэффициент принимается равным 1.

К - поправочный коэффициент, учитывающий размерность месторождения

полезного ископаемого, значения которого приведены в приложении 3 к
настоящей Методике.