Судебные решения, арбитраж
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
Резолютивная часть постановления объявлена 17 июня 2010 года.
Полный текст постановления изготовлен 24 июня 2010 года.
Второй арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего Немчаниновой М.В.,
судей Черных Л.И., Хоровой Т.В.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания Анисимовой О.В.,
при участии в судебном заседании:
представителей заявителя Лазовского Д.С., действующего на основании доверенности от 01.06.2010, Мандрусовой Е.Е., действующей на основании доверенности от 01.12.2009,
представителя заинтересованного лица Сидоровой Т.Л., действующей на основании доверенности от 22.12.2009,
рассмотрев в судебном заседании апелляционную жалобу заявителя - открытого акционерного общества "Комнедра"
на решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 по делу N А29-13698/2009, принятое судом в составе судьи Гайдак И.Н.,
по заявлению открытого акционерного общества "Комнедра"
к межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми,
о признании недействительным решения от 07.07.2009,
установил:
Открытое акционерное общество "Комнедра" (далее - ОАО "Комнедра", Общество, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд Республики Коми с заявлением о признании недействительным решения межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми (далее - Инспекция, налоговый орган) от 07.07.2009 N 226.
Решением Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 Обществу отказано в удовлетворении заявленных требований.
ОАО "Комнедра" с принятым судебным актом не согласилось и обратилось во Второй арбитражный апелляционный суд с жалобой, в которой просит отменить решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 и принять по делу новый судебный акт. Заявитель жалобы не согласен с выводом суда о необоснованном применении Обществом ставки 0 процентов. Налогоплательщик настаивает, что фактически использовало прямой метод учета количества добытого полезного ископаемого, считает, что налоговый орган и суд необоснованно признали применяемый Обществом метод определения количества полезного ископаемого косвенным. Заявитель жалобы отмечает, что из технологической схемы добычи, подготовки и сбора нефти по месторождениям Общества следует, что все скважины оборудованы автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для автоматического замера дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде (в случае ее присутствия). Общество отмечает, что полученные сведения формируют месячный эксплуатационный рапорт (МЭР), в которых содержатся сведения о количестве добытой за месяц нефти отдельно по месторождениям, скважинам с указанием количества дней добычи нефти; данные месячных эксплуатационных рапортов по добыче нефти соответствуют данным по строке "Нефть добытая на лицензионных участках, всего" Товарного отчета движению нефти. Налогоплательщик указывает, что нефть, добытая на Восточно-Рогозинском месторождении, после АГЗУ поступает в дожимную насосную станцию, где происходит частичная дегазация и обезвоживание, далее через СИКН N 25 (принадлежит Обществу) по системе сбора ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" поступает на УПН "Возей", после чего нефть сдается через СИКН N 391 в ООО СМН, отмечает, что СИКН N 25 и 391 предназначены для определения количества и показателей качества подготовленной нефти. Поэтому заявитель жалобы считает, что все этапы технологического процесса обеспечены измерительными приборами, позволяющими установить количество добытого полезного ископаемого по результатам измерений.
По мнению Общества, довод налогового органа и суда о том, что Обществом для доведения до требований ГОСТа и измерения количества товарной нефти привлекались подрядные организации, поэтому Общество не имело возможности прямым методом измерить количество подготовленной нефти и в связи с этим фактически применяло косвенный метод, не основан на нормах закона. Заявитель жалобы указывает, что ОАО "Комнедра" заключены договоры на подготовку и транспортировку нефти, количество подготовленной нефти определяется измерительными средствами (СИКН) подрядчиков, при этом право собственности на нефть на всех этапах по ее добыче, транспортировке и подготовке принадлежит ОАО "Комнедра". Налогоплательщик отмечает, что ни налоговым органом, ни судом не указаны нормы, на основании которых можно сделать вывод, что выполнение измерений сторонними организациями является неприемлемым в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых или иных налогов, не отражено, что фактически выполненные измерения являются неточными или недостоверными. По мнению ОАО "Комнедра", осуществление технологического процесса по добыче, сбору и подготовке нефти подрядчиками - "операторами" не означает, что налогоплательщики (владельцы лицензий) не имеют права на применение ставки 0 процентов в отношении нормативных потерь.
Общество указывает, что нормативы технологических потерь на 2005 год были разработаны для Общества ООО "Норднефтепродукт" и утверждены в соответствующем порядке Минпромэнерго РФ.
Налогоплательщик не согласен с доводом Инспекции об отсутствии документального подтверждения величины, с учетом которых определяется конечное значение фактических потерь. Общество отмечает, что для подтверждения показателей расчетного количества нефти, на которое уменьшаются запасы, Инспекции были представлены ежемесячные геологические отчеты по эксплуатации скважин в разрезе месторождений - МЭРы, составленные на основании замеров дебита скважин, отчеты по форме 6-гр "Сведения о состоянии и измерении запасов нефти", утвержденные Федеральным агентством по недропользованию, отражающие изменение состояния запасов углеводородного сырья по каждому месторождению, акты на списание потерь нефти. По мнению заявителя жалобы, довод налогового органа о том, что измерение потерь нефти должно производиться инструментальным путем, не основан на нормах законодательства. Общество считает, что налоговым органом не представлено доказательств того, что Общество нарушает установленный пунктом 3 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации порядок определения фактических потерь.
По мнению заявителя жалобы, налоговым органом неправильно произведен расчет суммы доначисленного налога. Налогоплательщик указывает, что при определении Инспекцией количества добытой нефти, подлежащего налогообложению по общеустановленной ставке, взято количество нефти, являющееся суммой подготовленной нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, и фактическими потерями нефти, при этом налоговый орган утверждает, что Общество не имеет возможности определить количество подготовленной нефти и фактические потери полезного ископаемого, при этом для расчета налога используются данные налогоплательщика о фактических потерях. Общество отмечает, что в случае использования косвенного метода определения количества полезного ископаемого Общество не учитывало бы фактические потери, таким образом, сумма налога, подлежащего уплате, не изменилась бы.
Налогоплательщик указывает, что многие из запрошенных в ходе камеральной проверки документов не являются основанием для исчисления и уплаты налога. Общество считает, что вывод суда первой инстанции о непредставлении налогоплательщиком документов, подтверждающих количество нефти, вывезенной автотранспортом с Восточно-Рогозинского месторождения на подготовку, противоречит фактическим обстоятельствам дела, так как в рамках рассматриваемого дела автотранспортом для дальнейшей подготовки вывозится "нефтесодержащая жидкость", а не указанная в решении суда нефть. Общество не согласно с доводом суда о необходимости представления товарно-транспортных накладных в связи с тем, что ТТН не отражают количество подготовленной нефти, которое формирует налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых.
Заявитель жалобы отмечает, что довод Инспекции о непредставлении документов подтверждающих технологические потери Общества противоречит фактическим обстоятельствам, и приводит перечень документов, которые были представлены им в налоговый орган.
Общество не согласно с выводом суда первой инстанции о том, что вступившие в законную силу судебные акты по дела N А29-3421/2009 имеют преюдициальное значение для данного дела.
По мнению налогоплательщика, вывод суда первой инстанции о том, что налогообложение нормативных потерь по ставке 0 процентов невозможно при использовании налогоплательщиком косвенного метода, полностью противоречит законодательству, официальному толкованию закона, а также судебной практике. В обоснование своей позиции налогоплательщик ссылается на письма Минфина РФ от 19.07.2007 N 03-06-06-01/7, от 22.05.2007 N 03-06-06-01/21. Подробно доводы заявителя жалобы изложены в апелляционной жалобе.
В судебном заседании представители Общества поддержали свою позицию, изложенную в апелляционной жалобе.
Представитель Инспекции в отзыве на апелляционную жалобу и в судебном заседании возразил против доводов налогоплательщика.
Законность решения Арбитражного суда Республики Коми проверена Вторым арбитражным апелляционным судом в порядке, установленном статьями 258, 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Как следует из материалов дела, Инспекцией проведена камеральная налоговая проверка представленной ОАО "Комнедра" уточненной декларации N 5 по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года.
В ходе проверки установлено, что ОАО "Комнедра" в данной декларации при исчислении налога применило ставку 0 рублей в части нормативных потерь (код 1010) в количестве 76,178 тонн при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении и общеустановленную ставку (код 4000) в отношении 23257,726 тонн нефти, добытой на Восточно-Рогозинском, Мастерьельском, Северо-Мастерьельском месторождениях.
Инспекция пришла к выводу, что ОАО "Комнедра" неправомерно исключило из количества добытого полезного ископаемого, подлежащего налогообложению по общеустановленной налоговой ставке, количество технологических потерь при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении, утвержденных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, поскольку их наличие Обществом документально не подтверждено.
По результатам проверки составлен акт камеральной налоговой проверки от 13.05.2009 N 175 и вынесено решение от 07.07.2009 N 226 об отказе в привлечении ОАО "Комнедра" к ответственности за совершение налогового правонарушения. Данным решением Обществу отказано в применении налоговой ставки 0 рублей, предусмотренной подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 Налогового Кодекса Российской Федерации, а также в уменьшении налогового обязательства по платежам в бюджет по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года на сумму 201 758 рублей.
Решением Управления Федеральной налоговой службы по Республике Коми от 17.09.2009 N 451-А решение Инспекции оставлено без изменений.
Общество не согласилось с решением Инспекции и обжаловало его в суд.
Арбитражный суд Республики Коми отказал ОАО "Комнедра" в удовлетворении требований. При этом суд первой инстанции руководствовался подпунктом 1 пункта 1 статьи 336, пунктами 1, 2 статьи 337, пунктами 1, 2 статьи 339, пунктом 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации, постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 и исходил из того, что налогоплательщиком применялся косвенный метод измерения количества добытого полезного ископаемого на Восточно-Рогозинском месторождении, Обществом не представлено доказательств, подтверждающих сведения о количестве фактических потерь нефти при добыче на Восточно-Рогозинском месторождении в сентябре 2007 года, поэтому не представляется возможным определить общее количество потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в том числе определить превышение либо отсутствие превышения установленного предела нормативов потерь.
Исследовав материалы дела, изучив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, заслушав представителей сторон, суд апелляционной инстанции не нашел оснований для отмены или изменения решения суда исходя из нижеследующего.
Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В пункте 1 статьи 337 Кодекса полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
В силу пункта 2 статьи 337 Кодекса добытым полезным ископаемым является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В рассматриваемой ситуации добытым полезным ископаемым является нефть, соответствующая ГОСТ Р 51858.
На основании пунктов 1 и 2 статьи 338, статьей 340 Кодекса налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого как стоимость добытых полезных ископаемых, исчисляемая как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого.
В соответствии с пунктом 2 статьи 339 Кодекса 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 (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
При этом в пункте 3 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
Следовательно, в целях налогообложения объектом налогообложения является нефть, прошедшая подготовительные операции и приведенная в соответствие к стандарту качества, в результате которых образуются фактические потери.
В силу пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке ноль процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
Пункт 1 статьи 342 Кодекса предусматривает, что в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.
Правила утверждения нормативных потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 (далее - Правила).
Как следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, ОАО "Комнедра" в проверяемом периоде осуществляло добычу нефти на основании лицензии СЫК 12640 НЭ, выданной на Восточно-Рогозинское и Рогозинское месторождения.
Из представленной уточненной налоговой декларации N 5 по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года видно, что налоговая ставка 0 процентов применена Обществом к фактическим потерям при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении.
В пункте 2.7 Учетной политики ОАО "Комнедра" на 2007 год закреплено, что количество добытого углеводородного сырья (нефти) определяется Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению прямым методом (посредством измерительных средств и устройств). Количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого (лист дела 69 том 2).
При рассмотрении дела N А29-3421/2009 судами установлено, что в соответствии с технологической схемой разработки Восточно-Рогозинского месторождения и договором от 01.01.2005 N ЛК-041320, заключенным между Обществом и ООО "ЛУКОЙЛ Коми", договором от 01.10.2005 N 27 ПН с ООО СП "Эконефть", а также актами приема-передачи нефти, доведение нефти до требований ГОСТа в 2005 году осуществлялось сторонними юридическими лицами - ООО "ЛУКОЙЛ Коми" и ООО СП "Эконефть". При этом передача нефтесодержащей жидкости (сырой нефти) Общества другому юридическому лицу ООО "ЛУКОЙЛ Коми" осуществляется посредством СИКН N 25, имеющего свидетельство о поверке. В соответствии с выданным Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии от 28.06.2005 Сертификатом об утверждении типа средств измерения СИКН N 25 предназначен для измерения массы сырой нефти (т.е. минерального сырья) при проведении приемо-сдаточных операции.
Нефть Общества, подготовленная на УПН ООО СП "Эконефть" и УПН "Возей" ООО "ЛУКОЙЛ Коми" и соответствующая ГОСТу Р 51858-2002, через пункт сдачи приема нефти (ПСП) ООО "Енисей" по договору на сдачу и передачу нефти от 28.12.2004 N 51/04 (с дополнением N 2 к данному договору от 27.10.2005 г.) поступала в нефтепроводы ОАО "Северные магистральные нефтепроводы". Количество передаваемой нефти Общества в систему ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" учитывалось по показаниям приборов N 397, то есть на коммерческом узле учета ООО "Енисей", и фиксировалось в актах приема нефти. Протоколами осмотра месторождений от 16.09.2008, протоколами допросам свидетелей от 17.03.2008, а также вышеназванными договорами с ООО "Лукойл-Коми" и ООО "Енисей", актами приема-сдачи нефти на подготовку подтверждается, что в 2005 Общество не имело возможности определить количество добытого полезного ископаемого прямым методом.
Согласно части 4 статьи 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.
В судебном заседании 17.06.2010 представители Общества подтвердили, что в сентябре 2007 года применялась та же технологическая схема разработки Восточно-Рогозинского месторождения, что и в 2005 году.
Из пояснений ОАО "Комнедра" по применению принципиальной технологической схемы ДНС Восточно-Рогозинского месторождения от 24.02.2010 (листы дела 70-73 том 3), представленных в суд первой инстанции, следует, что добытая нефтесодержащая жидкость со скважин Восточно-Рогозинского месторождения поступает на АГЗУ, где происходит замер дебита каждой скважины. Из трубопровода газонасыщенная нефтяная эмульсия поступает в путевой подогреватель, затем проходит через сепараторы первой и второй ступени С-1 и С-2, где происходит разгазирование нефтесодержащей жидкости. Дегазированная нефтесодержащая жидкость откачивается на узел замера, откуда транспортируется на ДНС-3 Возейского месторождения. С ДНС-3 нефтесодержащая жидкость по нефтепроводу поступает на УПН Возей, где происходит ее подготовка и перекачка по межпромысловому нефтепроводу "Харьяга-Уса" на терминал "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Товарная нефть сдается в ООО "СМН" через СИКН N 391 Терминал "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
Договором от 01.01.2006 N 05У0513 на оказание услуг по подготовке и перекачке нефти по системе коммуникаций и оборудования УПН "Возей", заключенным между ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (Исполнитель) и ОАО "Комнедра" (Заказчик), действовавшим в спорном налоговом периоде, предусмотрено, что Исполнитель обязуется оказывать Заказчику услуги по подготовке нефти до качества, соответствующего требованиям ГОСТ Р 51858, и перекачке нефти через коммуникации УПН "Возей" и возвращать нефть Заказчику в пункте передачи Исполнителя (листы дела 1-6 том 2).
Из изложенного следует, что добытое Обществом углеводородное сырье становится нефтью, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, то есть добытым полезным ископаемым в целях налогообложения, в результате операций по подготовке и перекачке.
Из материалов дела также усматривается, что по завершении технологических операций налогоплательщик не сам, а сторонние организации определяют количество добытой нефти, а Обществом самостоятельно определяется только количество добытого минерального сырья (нефтесодержащей жидкости) и по результатам лабораторных проб определяется содержание нефти в нефтесодержащей жидкости.
Таким образом, суд апелляционной инстанции считает, что у Общества в проверяемый период отсутствовало оборудование по доведению нефтесодержащей жидкости до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, налогоплательщик не имел возможности прямым методом измерить количество добытого полезного ископаемого, поэтому, применяемый Обществом метод при определении количества добытой нефти, т.е. расчетный метод определения содержания нефти (товара) в извлекаемом из недр нефтесодержащей жидкости, является косвенным методом.
Общество не представило доказательств проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых в Восточно-Рогозинском месторождении (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены налогоплательщиком при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.
Договор от 01.01.2006 N 05У0513 на подготовку нефти не содержит сведений о проведении измерений фактических потерь нефти при подготовке до требований ГОСТ Р. Технологические потери при подготовке нефти определяются сторонами расчетным путем исходя из норматива 0,303% от количества нефти, переданной на подготовку.
Представленные в материалы дела отчет о нормативах потерь на 2007 год и принципиальная схема сбора и транспортировки нефти с Восточно-Рогозинского месторождения подтверждают доводы налогового органа об отсутствие у ОАО "Комнедра" возможности проведения измерений фактических потерь нефти за пределами Восточно-Рогозинского месторождения.
Из указанных документов усматривается, что на установку подготовки нефти УПН "Возей" продукция скважин Восточно-Рогозинского месторождения от точки врезки в межпромысловый нефтепровод поступает совместно с нефтью с ДНС-3 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". На УПН "Возей" нефть обезвоживается и обессоливается до товарных кондиций, предъявляемых транспортной компанией ООО "АК "Транснефть". После обессоливания до товарных кондиций на УПН "Возей" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" нефть перекачивается по межпромысловому нефтепроводу "Харьяга-УСА" до терминала "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", где осуществляется сдача товарной нефти через коммерческий узел учета СИКН N 391; что с ДНС Восточно-Рогозинского месторождения нефть вывозится автотранспортом на установку подготовки нефти ООО СП "Эконефть", где осуществляется обезвоживание и обессоливание нефти до требований, предъявляемых транспортной компанией ООО "АК "Транснефть". Товарная нефть в смеси с другими нефтями откачивается в пункт приема и сдачи нефти ПСП ООО "Енисей" для последующей сдачи через коммерческий узел учета (СИКН N 397) в систему магистральных трубопроводов.
Таким образом, на коммерческие узлы учета (СИКН N 397) поступает смесь нефтей, соответствующих требованиям ГОСТ Р 51858-2002, различных месторождений и недропользователей, а следовательно, после смешения нефти Восточно-Рогозинского месторождения с нефтью иных месторождений, транспортируемых по межпромысловому нефтепроводу, технически невозможно обеспечить раздельное измерение:
- - фактического количества нефти Восточно-Рогозинского месторождения, подготовленной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002;
- - количества фактических потерь нефти Восточно-Рогозинского месторождения.
Аналогично, технически невозможно выделение и определение из общего количества нефти различных месторождений, подготовленной на УПН "Эконефть", нефти, добытой на Восточно-Рогозинском месторождении, после их смешения.
Следовательно, определить количество нефти, добытой ОАО "Комнедра" на Восточно-Рогозинском месторождении и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002, посредством применения измерительных средств и устройств невозможно.
Также невозможно измерить количество фактических потерь нефти, добываемой на Восточно-Рогозинском месторождении, возникающих после передачи Обществом нефти на подготовку до требований стандарта сторонним организациям.
В связи с этим, представленные Обществом акты приема-передачи нефти за сентябрь 2007 года не подтверждают проведение измерений фактических потерь, возникающих на Восточно-Рогозинском месторождении.
Кроме того, налоговым органом обоснованно отмечено, что Обществом не представлены суду документы, подтверждающие количество нефти, вывезенной с Восточно-Рогозинского месторождения на подготовку автотранспортом.
Кроме того, отсутствие измерений фактических потерь нефти подтверждается Сведениями о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР и пояснительной запиской к ним.
Государственный учет запасов нефти, добываемых на территории Российской Федерации, отражается в отчетном балансе запасов предприятий-недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть).
В соответствии с пунктом 3.2. "Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения N 6-ГР (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводного территориальных балансов запасов" при составлении отчетного баланса в соответствии с формой N 6-ГР (нефть) учитываются все изменения запасов нефти, происшедшие в отчетном году в результате добычи; потерь при добыче и по другим причинам; разведки; списания неподтвердившихся запасов; переоценки, передачи с баланса на баланс и по другим причинам.
Согласно Сведениям о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР по графе "Изменение запасов в результате добычи/потерь" Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению отражены только данные о добыче на месторождении 136 тыс. тонн нефти (лист дела 183 том 3).
Из пояснительной записки к Отчетному балансу запасов нефти (форма 6-ГР) за 2007 год ОАО "Комнедра", следует, что изменение запасов за 2007 год произошло в результате добычи нефти и переоценки запасов за счет годовой добычи в 2006 году. Сведения об изменении запасов за 2007 год в результате потерь нефти не отражены (листы дела 173-174 том 3).
Сведения ОАО "Комнедра" о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР соответствуют данным Государственного баланса запасов нефти, утвержденным по состоянию на 01.01.2008.
В обоснование своей позиции заявитель ссылается на письмо ГУП РК ТП НИЦ от 09.02.2010 N 149, где Тимано-Печорский научно-исследовательский центр указывает на Методические рекомендации по заполнению формы 6-ГР. Суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что позиция налогового органа вышеуказанным разъяснениям не противоречит.
В соответствии с Разделом 13 Инструкции по учету нефти, Раздел 2 Товарного баланса "Добыча нефти" заполняется ОАО "Комнедра" на основании акта подтверждения добычи нефти, который является первичным (оправдательным) документом, передаваемым в бухгалтерию к учету.
Потери ОАО "Комнедра" вычисляет как произведение количества добытой в отчетном периоде нефти на утвержденный норматив потерь нефти при сборе и подготовке, дифференцированный для каждого лицензионного участка.
На основании изложенного суд первой инстанции правомерно отклонил доводы налогоплательщика об отсутствии у Общества потерь добычи нефти в 2007 году, так как ОАО "Комнедра" не представлены доказательства проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых на Восточно-Рогозинском месторождении (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены налогоплательщиком при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.
Таким образом, описанные обстоятельства свидетельствуют о применении Обществом косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого и об отсутствии доказательств проведения измерений фактических потерь, возникающих при добыче полезного ископаемого, наличия фактических потерь, которые были бы учтены Обществом при определении количества добытого полезного ископаемого, подлежащего налогообложению налогом на добычу полезных ископаемых.
При таких обстоятельствах суд апелляционной инстанции приходит к выводу об отсутствии оснований для применения ставки ноль процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Судом апелляционной инстанции не принимаются доводы налогоплательщика о том, что все этапы технологического процесса обеспечены измерительными приборами, позволяющими установить количество добытого полезного ископаемого по результатам измерений (автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), СИКН N 25 и 391), поскольку из технологической схемы разработки Восточно-Рогозинского месторождения, договора с ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" видно, что данные приборы замеряют количество нефтесодержащей жидкости и нефти, еще не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858.
Доводы Общества о том, что осуществление технологического процесса по добыче, сбору и подготовке нефти подрядчиками - "операторами" не означает, что налогоплательщики (владельцы лицензий) не имеют права на применение ставки 0% в отношении нормативных потерь не имеют правового значения для рассматриваемого дела, поскольку в данной ситуации применение льготной ставки налога 0 процентов зависит не от того, кто осуществляет процесс подготовки нефти до качества, соответствующего требованиям ГОСТ, а от применяемого налогоплательщиком метода определения количества добытого полезного ископаемого и измерения количества фактических потерь.
Судом апелляционной инстанции не принимаются доводы налогоплательщика о том, что налогообложение нормативных потерь по ставке ноль процентов возможно при использовании как прямого, так и косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого, как не основанные на нормах действующего налогового законодательства.
Также судом апелляционной инстанции не принимаются доводы Общества о документальном подтверждении величины, с учетом которых определяется конечное значение фактических потерь. В месячном эксплуатационном рапорте за сентябрь 2007 года содержатся сведения о работе нефтяных скважин, способе добычи нефти, сведения о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, и сведения о содержании в данном минеральном сырье нефти и воды. Сведения о фактических потерях рапорт не содержит. Имеющая в деле информация о добыче нефти содержит аналогичные сведения. В товарном балансе нефти по ОАО "Комнедра" за сентябрь 2007 года имеется указание на наличие технологических потерь нефти на Восточно-Рогозинском месторождении в пределах норматива в размере 76,178 тонн, сведения о наличии фактических потерь нефти отсутствуют. В отчете по форме 6-гр "Сведения о состоянии и измерении запасов нефти" также отсутствует указание на наличие фактических потерь нефти. Описанные выше обстоятельства и указанные документы свидетельствуют о том, что Общество фактические потери определяло исходя из установленного норматива технологических потерь, а не как разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого, в соответствии с пунктом 3 статьи 339 Кодекса.
Таким образом, данные документы не подтверждают наличие и определение Обществом фактических потерь нефти.
Ссылка заявителя апелляционной жалобы на то, что налоговым органом неправильно произведен расчет суммы доначисленного налога, поскольку неправильно определена налоговая база по налогу, судом апелляционной инстанции отклоняется, поскольку из оспариваемого решения видно, что Инспекция согласилась с расчетом налоговой базы и налога, произведенным налогоплательщиком, лишь исключила из расчета налога обложение фактических потерь нефти по ставке 0 процентов.
На основании изложенного суд апелляционной инстанции приходит к выводу, что суд первой инстанции правомерно отказал налогоплательщику в удовлетворении требований о признании решения Инспекции недействительным.
Учитывая изложенное, апелляционная жалоба Общества удовлетворению не подлежит.
Нарушений норм процессуального права, влекущих безусловную отмену судебного акта, судом апелляционной инстанции не установлено.
В соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по апелляционной жалобе относятся на заявителя жалобы.
Общество при обращении с апелляционной жалобой уплатило государственную пошлину в сумме 2 000 рублей. Согласно подпунктам 3, 12 пункта 1 статьи 333.21 Кодекса государственная пошлина по апелляционным жалобам составляет 1 000 рублей. Следовательно, в соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 333.40 Кодекса излишне уплаченная Обществом платежным поручением N 888 от 16.04.2010 государственная пошлина в сумме 1 000 рублей подлежит возврату налогоплательщику из федерального бюджета.
Руководствуясь статьями 258, 268 пунктом 1 статьи 269, статьей 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Второй арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 по делу N А29-13698/2009 оставить без изменения, а апелляционную жалобу открытого акционерного общества "Комнедра" - без удовлетворения.
Возвратить открытому акционерному обществу "Комнедра" из федерального бюджета излишне уплаченную государственную пошлину в сумме 1 000 рублей по платежному поручению N 888 от 16.04.2010.
Выдать справку.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия.
Постановление может быть обжаловано в Федеральный арбитражный суд Волго-Вятского округа в установленном порядке.
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ВТОРОГО АРБИТРАЖНОГО АПЕЛЛЯЦИОННОГО СУДА ОТ 24.06.2010 ПО ДЕЛУ N А29-13698/2009
Разделы:Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
ВТОРОЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 24 июня 2010 г. по делу N А29-13698/2009
Резолютивная часть постановления объявлена 17 июня 2010 года.
Полный текст постановления изготовлен 24 июня 2010 года.
Второй арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего Немчаниновой М.В.,
судей Черных Л.И., Хоровой Т.В.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания Анисимовой О.В.,
при участии в судебном заседании:
представителей заявителя Лазовского Д.С., действующего на основании доверенности от 01.06.2010, Мандрусовой Е.Е., действующей на основании доверенности от 01.12.2009,
представителя заинтересованного лица Сидоровой Т.Л., действующей на основании доверенности от 22.12.2009,
рассмотрев в судебном заседании апелляционную жалобу заявителя - открытого акционерного общества "Комнедра"
на решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 по делу N А29-13698/2009, принятое судом в составе судьи Гайдак И.Н.,
по заявлению открытого акционерного общества "Комнедра"
к межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми,
о признании недействительным решения от 07.07.2009,
установил:
Открытое акционерное общество "Комнедра" (далее - ОАО "Комнедра", Общество, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд Республики Коми с заявлением о признании недействительным решения межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми (далее - Инспекция, налоговый орган) от 07.07.2009 N 226.
Решением Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 Обществу отказано в удовлетворении заявленных требований.
ОАО "Комнедра" с принятым судебным актом не согласилось и обратилось во Второй арбитражный апелляционный суд с жалобой, в которой просит отменить решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 и принять по делу новый судебный акт. Заявитель жалобы не согласен с выводом суда о необоснованном применении Обществом ставки 0 процентов. Налогоплательщик настаивает, что фактически использовало прямой метод учета количества добытого полезного ископаемого, считает, что налоговый орган и суд необоснованно признали применяемый Обществом метод определения количества полезного ископаемого косвенным. Заявитель жалобы отмечает, что из технологической схемы добычи, подготовки и сбора нефти по месторождениям Общества следует, что все скважины оборудованы автоматизированными групповыми замерными установками (АГЗУ), предназначенными для автоматического замера дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде (в случае ее присутствия). Общество отмечает, что полученные сведения формируют месячный эксплуатационный рапорт (МЭР), в которых содержатся сведения о количестве добытой за месяц нефти отдельно по месторождениям, скважинам с указанием количества дней добычи нефти; данные месячных эксплуатационных рапортов по добыче нефти соответствуют данным по строке "Нефть добытая на лицензионных участках, всего" Товарного отчета движению нефти. Налогоплательщик указывает, что нефть, добытая на Восточно-Рогозинском месторождении, после АГЗУ поступает в дожимную насосную станцию, где происходит частичная дегазация и обезвоживание, далее через СИКН N 25 (принадлежит Обществу) по системе сбора ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" поступает на УПН "Возей", после чего нефть сдается через СИКН N 391 в ООО СМН, отмечает, что СИКН N 25 и 391 предназначены для определения количества и показателей качества подготовленной нефти. Поэтому заявитель жалобы считает, что все этапы технологического процесса обеспечены измерительными приборами, позволяющими установить количество добытого полезного ископаемого по результатам измерений.
По мнению Общества, довод налогового органа и суда о том, что Обществом для доведения до требований ГОСТа и измерения количества товарной нефти привлекались подрядные организации, поэтому Общество не имело возможности прямым методом измерить количество подготовленной нефти и в связи с этим фактически применяло косвенный метод, не основан на нормах закона. Заявитель жалобы указывает, что ОАО "Комнедра" заключены договоры на подготовку и транспортировку нефти, количество подготовленной нефти определяется измерительными средствами (СИКН) подрядчиков, при этом право собственности на нефть на всех этапах по ее добыче, транспортировке и подготовке принадлежит ОАО "Комнедра". Налогоплательщик отмечает, что ни налоговым органом, ни судом не указаны нормы, на основании которых можно сделать вывод, что выполнение измерений сторонними организациями является неприемлемым в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых или иных налогов, не отражено, что фактически выполненные измерения являются неточными или недостоверными. По мнению ОАО "Комнедра", осуществление технологического процесса по добыче, сбору и подготовке нефти подрядчиками - "операторами" не означает, что налогоплательщики (владельцы лицензий) не имеют права на применение ставки 0 процентов в отношении нормативных потерь.
Общество указывает, что нормативы технологических потерь на 2005 год были разработаны для Общества ООО "Норднефтепродукт" и утверждены в соответствующем порядке Минпромэнерго РФ.
Налогоплательщик не согласен с доводом Инспекции об отсутствии документального подтверждения величины, с учетом которых определяется конечное значение фактических потерь. Общество отмечает, что для подтверждения показателей расчетного количества нефти, на которое уменьшаются запасы, Инспекции были представлены ежемесячные геологические отчеты по эксплуатации скважин в разрезе месторождений - МЭРы, составленные на основании замеров дебита скважин, отчеты по форме 6-гр "Сведения о состоянии и измерении запасов нефти", утвержденные Федеральным агентством по недропользованию, отражающие изменение состояния запасов углеводородного сырья по каждому месторождению, акты на списание потерь нефти. По мнению заявителя жалобы, довод налогового органа о том, что измерение потерь нефти должно производиться инструментальным путем, не основан на нормах законодательства. Общество считает, что налоговым органом не представлено доказательств того, что Общество нарушает установленный пунктом 3 статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации порядок определения фактических потерь.
По мнению заявителя жалобы, налоговым органом неправильно произведен расчет суммы доначисленного налога. Налогоплательщик указывает, что при определении Инспекцией количества добытой нефти, подлежащего налогообложению по общеустановленной ставке, взято количество нефти, являющееся суммой подготовленной нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, и фактическими потерями нефти, при этом налоговый орган утверждает, что Общество не имеет возможности определить количество подготовленной нефти и фактические потери полезного ископаемого, при этом для расчета налога используются данные налогоплательщика о фактических потерях. Общество отмечает, что в случае использования косвенного метода определения количества полезного ископаемого Общество не учитывало бы фактические потери, таким образом, сумма налога, подлежащего уплате, не изменилась бы.
Налогоплательщик указывает, что многие из запрошенных в ходе камеральной проверки документов не являются основанием для исчисления и уплаты налога. Общество считает, что вывод суда первой инстанции о непредставлении налогоплательщиком документов, подтверждающих количество нефти, вывезенной автотранспортом с Восточно-Рогозинского месторождения на подготовку, противоречит фактическим обстоятельствам дела, так как в рамках рассматриваемого дела автотранспортом для дальнейшей подготовки вывозится "нефтесодержащая жидкость", а не указанная в решении суда нефть. Общество не согласно с доводом суда о необходимости представления товарно-транспортных накладных в связи с тем, что ТТН не отражают количество подготовленной нефти, которое формирует налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых.
Заявитель жалобы отмечает, что довод Инспекции о непредставлении документов подтверждающих технологические потери Общества противоречит фактическим обстоятельствам, и приводит перечень документов, которые были представлены им в налоговый орган.
Общество не согласно с выводом суда первой инстанции о том, что вступившие в законную силу судебные акты по дела N А29-3421/2009 имеют преюдициальное значение для данного дела.
По мнению налогоплательщика, вывод суда первой инстанции о том, что налогообложение нормативных потерь по ставке 0 процентов невозможно при использовании налогоплательщиком косвенного метода, полностью противоречит законодательству, официальному толкованию закона, а также судебной практике. В обоснование своей позиции налогоплательщик ссылается на письма Минфина РФ от 19.07.2007 N 03-06-06-01/7, от 22.05.2007 N 03-06-06-01/21. Подробно доводы заявителя жалобы изложены в апелляционной жалобе.
В судебном заседании представители Общества поддержали свою позицию, изложенную в апелляционной жалобе.
Представитель Инспекции в отзыве на апелляционную жалобу и в судебном заседании возразил против доводов налогоплательщика.
Законность решения Арбитражного суда Республики Коми проверена Вторым арбитражным апелляционным судом в порядке, установленном статьями 258, 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Как следует из материалов дела, Инспекцией проведена камеральная налоговая проверка представленной ОАО "Комнедра" уточненной декларации N 5 по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года.
В ходе проверки установлено, что ОАО "Комнедра" в данной декларации при исчислении налога применило ставку 0 рублей в части нормативных потерь (код 1010) в количестве 76,178 тонн при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении и общеустановленную ставку (код 4000) в отношении 23257,726 тонн нефти, добытой на Восточно-Рогозинском, Мастерьельском, Северо-Мастерьельском месторождениях.
Инспекция пришла к выводу, что ОАО "Комнедра" неправомерно исключило из количества добытого полезного ископаемого, подлежащего налогообложению по общеустановленной налоговой ставке, количество технологических потерь при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении, утвержденных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, поскольку их наличие Обществом документально не подтверждено.
По результатам проверки составлен акт камеральной налоговой проверки от 13.05.2009 N 175 и вынесено решение от 07.07.2009 N 226 об отказе в привлечении ОАО "Комнедра" к ответственности за совершение налогового правонарушения. Данным решением Обществу отказано в применении налоговой ставки 0 рублей, предусмотренной подпунктом 1 пункта 1 статьи 342 Налогового Кодекса Российской Федерации, а также в уменьшении налогового обязательства по платежам в бюджет по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года на сумму 201 758 рублей.
Решением Управления Федеральной налоговой службы по Республике Коми от 17.09.2009 N 451-А решение Инспекции оставлено без изменений.
Общество не согласилось с решением Инспекции и обжаловало его в суд.
Арбитражный суд Республики Коми отказал ОАО "Комнедра" в удовлетворении требований. При этом суд первой инстанции руководствовался подпунктом 1 пункта 1 статьи 336, пунктами 1, 2 статьи 337, пунктами 1, 2 статьи 339, пунктом 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации, постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 и исходил из того, что налогоплательщиком применялся косвенный метод измерения количества добытого полезного ископаемого на Восточно-Рогозинском месторождении, Обществом не представлено доказательств, подтверждающих сведения о количестве фактических потерь нефти при добыче на Восточно-Рогозинском месторождении в сентябре 2007 года, поэтому не представляется возможным определить общее количество потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в том числе определить превышение либо отсутствие превышения установленного предела нормативов потерь.
Исследовав материалы дела, изучив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, заслушав представителей сторон, суд апелляционной инстанции не нашел оснований для отмены или изменения решения суда исходя из нижеследующего.
Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 336 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В пункте 1 статьи 337 Кодекса полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
В силу пункта 2 статьи 337 Кодекса добытым полезным ископаемым является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В рассматриваемой ситуации добытым полезным ископаемым является нефть, соответствующая ГОСТ Р 51858.
На основании пунктов 1 и 2 статьи 338, статьей 340 Кодекса налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого как стоимость добытых полезных ископаемых, исчисляемая как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со статьей 339 Кодекса, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого.
В соответствии с пунктом 2 статьи 339 Кодекса 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 (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
При этом в пункте 3 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
Следовательно, в целях налогообложения объектом налогообложения является нефть, прошедшая подготовительные операции и приведенная в соответствие к стандарту качества, в результате которых образуются фактические потери.
В силу пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке ноль процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
Пункт 1 статьи 342 Кодекса предусматривает, что в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.
Правила утверждения нормативных потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 (далее - Правила).
Как следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, ОАО "Комнедра" в проверяемом периоде осуществляло добычу нефти на основании лицензии СЫК 12640 НЭ, выданной на Восточно-Рогозинское и Рогозинское месторождения.
Из представленной уточненной налоговой декларации N 5 по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года видно, что налоговая ставка 0 процентов применена Обществом к фактическим потерям при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении.
В пункте 2.7 Учетной политики ОАО "Комнедра" на 2007 год закреплено, что количество добытого углеводородного сырья (нефти) определяется Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению прямым методом (посредством измерительных средств и устройств). Количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого (лист дела 69 том 2).
При рассмотрении дела N А29-3421/2009 судами установлено, что в соответствии с технологической схемой разработки Восточно-Рогозинского месторождения и договором от 01.01.2005 N ЛК-041320, заключенным между Обществом и ООО "ЛУКОЙЛ Коми", договором от 01.10.2005 N 27 ПН с ООО СП "Эконефть", а также актами приема-передачи нефти, доведение нефти до требований ГОСТа в 2005 году осуществлялось сторонними юридическими лицами - ООО "ЛУКОЙЛ Коми" и ООО СП "Эконефть". При этом передача нефтесодержащей жидкости (сырой нефти) Общества другому юридическому лицу ООО "ЛУКОЙЛ Коми" осуществляется посредством СИКН N 25, имеющего свидетельство о поверке. В соответствии с выданным Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии от 28.06.2005 Сертификатом об утверждении типа средств измерения СИКН N 25 предназначен для измерения массы сырой нефти (т.е. минерального сырья) при проведении приемо-сдаточных операции.
Нефть Общества, подготовленная на УПН ООО СП "Эконефть" и УПН "Возей" ООО "ЛУКОЙЛ Коми" и соответствующая ГОСТу Р 51858-2002, через пункт сдачи приема нефти (ПСП) ООО "Енисей" по договору на сдачу и передачу нефти от 28.12.2004 N 51/04 (с дополнением N 2 к данному договору от 27.10.2005 г.) поступала в нефтепроводы ОАО "Северные магистральные нефтепроводы". Количество передаваемой нефти Общества в систему ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" учитывалось по показаниям приборов N 397, то есть на коммерческом узле учета ООО "Енисей", и фиксировалось в актах приема нефти. Протоколами осмотра месторождений от 16.09.2008, протоколами допросам свидетелей от 17.03.2008, а также вышеназванными договорами с ООО "Лукойл-Коми" и ООО "Енисей", актами приема-сдачи нефти на подготовку подтверждается, что в 2005 Общество не имело возможности определить количество добытого полезного ископаемого прямым методом.
Согласно части 4 статьи 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.
В судебном заседании 17.06.2010 представители Общества подтвердили, что в сентябре 2007 года применялась та же технологическая схема разработки Восточно-Рогозинского месторождения, что и в 2005 году.
Из пояснений ОАО "Комнедра" по применению принципиальной технологической схемы ДНС Восточно-Рогозинского месторождения от 24.02.2010 (листы дела 70-73 том 3), представленных в суд первой инстанции, следует, что добытая нефтесодержащая жидкость со скважин Восточно-Рогозинского месторождения поступает на АГЗУ, где происходит замер дебита каждой скважины. Из трубопровода газонасыщенная нефтяная эмульсия поступает в путевой подогреватель, затем проходит через сепараторы первой и второй ступени С-1 и С-2, где происходит разгазирование нефтесодержащей жидкости. Дегазированная нефтесодержащая жидкость откачивается на узел замера, откуда транспортируется на ДНС-3 Возейского месторождения. С ДНС-3 нефтесодержащая жидкость по нефтепроводу поступает на УПН Возей, где происходит ее подготовка и перекачка по межпромысловому нефтепроводу "Харьяга-Уса" на терминал "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Товарная нефть сдается в ООО "СМН" через СИКН N 391 Терминал "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
Договором от 01.01.2006 N 05У0513 на оказание услуг по подготовке и перекачке нефти по системе коммуникаций и оборудования УПН "Возей", заключенным между ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (Исполнитель) и ОАО "Комнедра" (Заказчик), действовавшим в спорном налоговом периоде, предусмотрено, что Исполнитель обязуется оказывать Заказчику услуги по подготовке нефти до качества, соответствующего требованиям ГОСТ Р 51858, и перекачке нефти через коммуникации УПН "Возей" и возвращать нефть Заказчику в пункте передачи Исполнителя (листы дела 1-6 том 2).
Из изложенного следует, что добытое Обществом углеводородное сырье становится нефтью, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, то есть добытым полезным ископаемым в целях налогообложения, в результате операций по подготовке и перекачке.
Из материалов дела также усматривается, что по завершении технологических операций налогоплательщик не сам, а сторонние организации определяют количество добытой нефти, а Обществом самостоятельно определяется только количество добытого минерального сырья (нефтесодержащей жидкости) и по результатам лабораторных проб определяется содержание нефти в нефтесодержащей жидкости.
Таким образом, суд апелляционной инстанции считает, что у Общества в проверяемый период отсутствовало оборудование по доведению нефтесодержащей жидкости до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, налогоплательщик не имел возможности прямым методом измерить количество добытого полезного ископаемого, поэтому, применяемый Обществом метод при определении количества добытой нефти, т.е. расчетный метод определения содержания нефти (товара) в извлекаемом из недр нефтесодержащей жидкости, является косвенным методом.
Общество не представило доказательств проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых в Восточно-Рогозинском месторождении (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены налогоплательщиком при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.
Договор от 01.01.2006 N 05У0513 на подготовку нефти не содержит сведений о проведении измерений фактических потерь нефти при подготовке до требований ГОСТ Р. Технологические потери при подготовке нефти определяются сторонами расчетным путем исходя из норматива 0,303% от количества нефти, переданной на подготовку.
Представленные в материалы дела отчет о нормативах потерь на 2007 год и принципиальная схема сбора и транспортировки нефти с Восточно-Рогозинского месторождения подтверждают доводы налогового органа об отсутствие у ОАО "Комнедра" возможности проведения измерений фактических потерь нефти за пределами Восточно-Рогозинского месторождения.
Из указанных документов усматривается, что на установку подготовки нефти УПН "Возей" продукция скважин Восточно-Рогозинского месторождения от точки врезки в межпромысловый нефтепровод поступает совместно с нефтью с ДНС-3 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". На УПН "Возей" нефть обезвоживается и обессоливается до товарных кондиций, предъявляемых транспортной компанией ООО "АК "Транснефть". После обессоливания до товарных кондиций на УПН "Возей" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" нефть перекачивается по межпромысловому нефтепроводу "Харьяга-УСА" до терминала "УСА" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", где осуществляется сдача товарной нефти через коммерческий узел учета СИКН N 391; что с ДНС Восточно-Рогозинского месторождения нефть вывозится автотранспортом на установку подготовки нефти ООО СП "Эконефть", где осуществляется обезвоживание и обессоливание нефти до требований, предъявляемых транспортной компанией ООО "АК "Транснефть". Товарная нефть в смеси с другими нефтями откачивается в пункт приема и сдачи нефти ПСП ООО "Енисей" для последующей сдачи через коммерческий узел учета (СИКН N 397) в систему магистральных трубопроводов.
Таким образом, на коммерческие узлы учета (СИКН N 397) поступает смесь нефтей, соответствующих требованиям ГОСТ Р 51858-2002, различных месторождений и недропользователей, а следовательно, после смешения нефти Восточно-Рогозинского месторождения с нефтью иных месторождений, транспортируемых по межпромысловому нефтепроводу, технически невозможно обеспечить раздельное измерение:
- - фактического количества нефти Восточно-Рогозинского месторождения, подготовленной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002;
- - количества фактических потерь нефти Восточно-Рогозинского месторождения.
Аналогично, технически невозможно выделение и определение из общего количества нефти различных месторождений, подготовленной на УПН "Эконефть", нефти, добытой на Восточно-Рогозинском месторождении, после их смешения.
Следовательно, определить количество нефти, добытой ОАО "Комнедра" на Восточно-Рогозинском месторождении и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002, посредством применения измерительных средств и устройств невозможно.
Также невозможно измерить количество фактических потерь нефти, добываемой на Восточно-Рогозинском месторождении, возникающих после передачи Обществом нефти на подготовку до требований стандарта сторонним организациям.
В связи с этим, представленные Обществом акты приема-передачи нефти за сентябрь 2007 года не подтверждают проведение измерений фактических потерь, возникающих на Восточно-Рогозинском месторождении.
Кроме того, налоговым органом обоснованно отмечено, что Обществом не представлены суду документы, подтверждающие количество нефти, вывезенной с Восточно-Рогозинского месторождения на подготовку автотранспортом.
Кроме того, отсутствие измерений фактических потерь нефти подтверждается Сведениями о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР и пояснительной запиской к ним.
Государственный учет запасов нефти, добываемых на территории Российской Федерации, отражается в отчетном балансе запасов предприятий-недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть).
В соответствии с пунктом 3.2. "Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения N 6-ГР (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводного территориальных балансов запасов" при составлении отчетного баланса в соответствии с формой N 6-ГР (нефть) учитываются все изменения запасов нефти, происшедшие в отчетном году в результате добычи; потерь при добыче и по другим причинам; разведки; списания неподтвердившихся запасов; переоценки, передачи с баланса на баланс и по другим причинам.
Согласно Сведениям о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР по графе "Изменение запасов в результате добычи/потерь" Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению отражены только данные о добыче на месторождении 136 тыс. тонн нефти (лист дела 183 том 3).
Из пояснительной записки к Отчетному балансу запасов нефти (форма 6-ГР) за 2007 год ОАО "Комнедра", следует, что изменение запасов за 2007 год произошло в результате добычи нефти и переоценки запасов за счет годовой добычи в 2006 году. Сведения об изменении запасов за 2007 год в результате потерь нефти не отражены (листы дела 173-174 том 3).
Сведения ОАО "Комнедра" о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме N 6-ГР соответствуют данным Государственного баланса запасов нефти, утвержденным по состоянию на 01.01.2008.
В обоснование своей позиции заявитель ссылается на письмо ГУП РК ТП НИЦ от 09.02.2010 N 149, где Тимано-Печорский научно-исследовательский центр указывает на Методические рекомендации по заполнению формы 6-ГР. Суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что позиция налогового органа вышеуказанным разъяснениям не противоречит.
В соответствии с Разделом 13 Инструкции по учету нефти, Раздел 2 Товарного баланса "Добыча нефти" заполняется ОАО "Комнедра" на основании акта подтверждения добычи нефти, который является первичным (оправдательным) документом, передаваемым в бухгалтерию к учету.
Потери ОАО "Комнедра" вычисляет как произведение количества добытой в отчетном периоде нефти на утвержденный норматив потерь нефти при сборе и подготовке, дифференцированный для каждого лицензионного участка.
На основании изложенного суд первой инстанции правомерно отклонил доводы налогоплательщика об отсутствии у Общества потерь добычи нефти в 2007 году, так как ОАО "Комнедра" не представлены доказательства проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых на Восточно-Рогозинском месторождении (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены налогоплательщиком при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.
Таким образом, описанные обстоятельства свидетельствуют о применении Обществом косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого и об отсутствии доказательств проведения измерений фактических потерь, возникающих при добыче полезного ископаемого, наличия фактических потерь, которые были бы учтены Обществом при определении количества добытого полезного ископаемого, подлежащего налогообложению налогом на добычу полезных ископаемых.
При таких обстоятельствах суд апелляционной инстанции приходит к выводу об отсутствии оснований для применения ставки ноль процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Судом апелляционной инстанции не принимаются доводы налогоплательщика о том, что все этапы технологического процесса обеспечены измерительными приборами, позволяющими установить количество добытого полезного ископаемого по результатам измерений (автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), СИКН N 25 и 391), поскольку из технологической схемы разработки Восточно-Рогозинского месторождения, договора с ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" видно, что данные приборы замеряют количество нефтесодержащей жидкости и нефти, еще не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858.
Доводы Общества о том, что осуществление технологического процесса по добыче, сбору и подготовке нефти подрядчиками - "операторами" не означает, что налогоплательщики (владельцы лицензий) не имеют права на применение ставки 0% в отношении нормативных потерь не имеют правового значения для рассматриваемого дела, поскольку в данной ситуации применение льготной ставки налога 0 процентов зависит не от того, кто осуществляет процесс подготовки нефти до качества, соответствующего требованиям ГОСТ, а от применяемого налогоплательщиком метода определения количества добытого полезного ископаемого и измерения количества фактических потерь.
Судом апелляционной инстанции не принимаются доводы налогоплательщика о том, что налогообложение нормативных потерь по ставке ноль процентов возможно при использовании как прямого, так и косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого, как не основанные на нормах действующего налогового законодательства.
Также судом апелляционной инстанции не принимаются доводы Общества о документальном подтверждении величины, с учетом которых определяется конечное значение фактических потерь. В месячном эксплуатационном рапорте за сентябрь 2007 года содержатся сведения о работе нефтяных скважин, способе добычи нефти, сведения о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, и сведения о содержании в данном минеральном сырье нефти и воды. Сведения о фактических потерях рапорт не содержит. Имеющая в деле информация о добыче нефти содержит аналогичные сведения. В товарном балансе нефти по ОАО "Комнедра" за сентябрь 2007 года имеется указание на наличие технологических потерь нефти на Восточно-Рогозинском месторождении в пределах норматива в размере 76,178 тонн, сведения о наличии фактических потерь нефти отсутствуют. В отчете по форме 6-гр "Сведения о состоянии и измерении запасов нефти" также отсутствует указание на наличие фактических потерь нефти. Описанные выше обстоятельства и указанные документы свидетельствуют о том, что Общество фактические потери определяло исходя из установленного норматива технологических потерь, а не как разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого, в соответствии с пунктом 3 статьи 339 Кодекса.
Таким образом, данные документы не подтверждают наличие и определение Обществом фактических потерь нефти.
Ссылка заявителя апелляционной жалобы на то, что налоговым органом неправильно произведен расчет суммы доначисленного налога, поскольку неправильно определена налоговая база по налогу, судом апелляционной инстанции отклоняется, поскольку из оспариваемого решения видно, что Инспекция согласилась с расчетом налоговой базы и налога, произведенным налогоплательщиком, лишь исключила из расчета налога обложение фактических потерь нефти по ставке 0 процентов.
На основании изложенного суд апелляционной инстанции приходит к выводу, что суд первой инстанции правомерно отказал налогоплательщику в удовлетворении требований о признании решения Инспекции недействительным.
Учитывая изложенное, апелляционная жалоба Общества удовлетворению не подлежит.
Нарушений норм процессуального права, влекущих безусловную отмену судебного акта, судом апелляционной инстанции не установлено.
В соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по апелляционной жалобе относятся на заявителя жалобы.
Общество при обращении с апелляционной жалобой уплатило государственную пошлину в сумме 2 000 рублей. Согласно подпунктам 3, 12 пункта 1 статьи 333.21 Кодекса государственная пошлина по апелляционным жалобам составляет 1 000 рублей. Следовательно, в соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 333.40 Кодекса излишне уплаченная Обществом платежным поручением N 888 от 16.04.2010 государственная пошлина в сумме 1 000 рублей подлежит возврату налогоплательщику из федерального бюджета.
Руководствуясь статьями 258, 268 пунктом 1 статьи 269, статьей 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Второй арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда Республики Коми от 29.03.2010 по делу N А29-13698/2009 оставить без изменения, а апелляционную жалобу открытого акционерного общества "Комнедра" - без удовлетворения.
Возвратить открытому акционерному обществу "Комнедра" из федерального бюджета излишне уплаченную государственную пошлину в сумме 1 000 рублей по платежному поручению N 888 от 16.04.2010.
Выдать справку.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия.
Постановление может быть обжаловано в Федеральный арбитражный суд Волго-Вятского округа в установленном порядке.
Председательствующий
М.В.НЕМЧАНИНОВА
М.В.НЕМЧАНИНОВА
Судьи
Л.И.ЧЕРНЫХ
Т.В.ХОРОВА
Л.И.ЧЕРНЫХ
Т.В.ХОРОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)