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
председательствующего Гусева О.Г.,
судей Анненковой Г.В., Токмаковой А.Н.,
рассмотрел в судебном заседании кассационную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы N 25 по Республике Башкортостан (далее - налоговый орган, инспекция) на решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 по делу N А07-26686/2009 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 по тому же делу.
В судебном заседании приняли участие представители:
- инспекции - Полева Э.М. (доверенность от 11.01.2010 N 01Д), Ишбулатов Р.Р. (доверенность от 10.09.2010 N 10Д);
- общества с ограниченной ответственностью "Зирган" (далее - общество, налогоплательщик) - Шаповалов А.С. (доверенность от 07.11.2010 N СД-19/10).
Общество обратилось в Арбитражный суд Республики Башкортостан с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71.
Решением Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 (судья Кулаев Р.Ф.) заявленные требования удовлетворены.
Постановлением Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 (судьи Дмитриева Н.Н., Малышев М.Б., Иванова Н.А.) решение суда оставлено без изменения.
В кассационной жалобе инспекция просит указанные судебные акты отменить, принять новый судебный акт, ссылаясь на неправильное применение судами норм материального права, несоответствие выводов судов имеющимся в деле доказательствам.
Заявитель жалобы указывает на то, что доначисление инспекцией налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) произведено по двум основаниям: общество в проверяемом периоде неправомерно применило при расчете НДПИ понижающий коэффициент, характеризующий степень выработанности, предусмотренный п. 4 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс); в нарушение подп. 1 п. 1 ст. 336, п. 1 ст. 337 Кодекса обществом в проверяемом периоде занижена налоговая база по НДПИ в результате неверного определения количества балласта нефти, в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибкой; решение инспекции от 24.09.2009 N 71 оспаривалось налогоплательщиком и было признано недействительным судами в полном объеме, однако судами обеих инстанции был рассмотрен и изложен в мотивировочной части принятых судебных актов только вопрос о применяемом обществом методе учета количества добытого полезного ископаемого, второй вопрос не был предметом исследования судов.
По мнению заявителя жалобы, суды в нарушение ст. 6, 10, п. 4 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации вынесли судебные акты, не установив все обстоятельства, имеющие существенное значение для рассматриваемого спора.
Инспекция ссылается на то, что удовлетворяя заявленные требования, суды сделали вывод о применении обществом прямого метода при определении количества добытого полезного ископаемого, не установив, какие измерительные приборы и устройства применялись обществом, на каком этапе измерялось количество добытого полезного ископаемого.
Инспекция полагает, что приборы, используемые обществом при определении количества добытого полезного ископаемого, установлены на начальном этапе технологического процесса добычи нефти при извлечении минерального сырья из недр.
Инспекция указывает на то, что налогоплательщиком ни в ходе проведения налоговой проверки, ни в рамках судебного разбирательства технические документы, в том числе и технический проект разработки месторождения, представлены не были; из содержания представленного обществом дополнения к проекту "доразработки Тереклинского месторождения" не следует, что обществом применяется измерительные приборы и устройства при учете добытого полезного ископаемого, то есть, технологией не предусмотрено применение прямого метода.
По мнению заявителя жалобы, налогоплательщиком не применялся прямой метод учета добытого полезного ископаемого, поскольку из представленных обществом документов оперативного учета сырой нефти и связанных с передачей нефти на подготовку следует, что количество добытого полезного ископаемого общество определяло расчетным путем по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр минеральном сырье, как то определено в ст. 339 Кодекса.
Инспекция считает, что из представленных обществом документов следует, что налогоплательщик определяет количество добытого полезного ископаемого, рассчитывая путем определения уровня жидкости вручную рулеткой с лотом по формуле согласно п. 3.2.4.1 Инструкции по учету нефти, и плотности нефти, определяемой в лаборатории открытого акционерного общества "АНК "Башнефть" (далее - общество "АНК "Башнефть") путем лабораторного анализа проб, из которых общество по формуле определяет массу извлеченного из недр минерального (углеводородного) сырья. Затем после определения в процентном соотношении балласта (воды, солей и механических примесей) путем лабораторного анализа и по формуле, на КССУ "Введеновка" определяется масса нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, то есть добытого полезного ископаемого учитываемого налогоплательщиком в целях обложения НДПИ, что также свидетельствует, о том, что налогоплательщик учитывает количество добытого полезного ископаемого без применения измерительных приборов, как это предусмотрено ст. 339 Кодекса при использовании прямого метода учета добытого полезного ископаемого; метршток (рулетка с лотом), используемый налогоплательщиком при определении уровня нефтесодержащей жидкости, находящейся в резервуарном парке общества, согласно ГОСТ Р 8.615-2005 от 01.03.2006 используется при косвенном методе определения массы нефти; иных приборов, используемых обществом, инспекцией в ходе контрольных мероприятий не установлено.
Заявитель жалобы ссылается на то, что в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 от 01.03.2006 система измерений количества и параметров сырой нефти СИКН представляет собой совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто сырой нефти и предназначенная для получения информации об измеряемых параметрах сырой нефти, автоматической и ручной обработки результатов измерений, и регистрации результатов измерений и их обработки; согласно п. 7, 8 данного ГОСТ измерение количества сырой нефти выполняют с применением СИКН как прямым, так и косвенным методами измерений, посредством измерения температуры и давления нефти, отбор проб, определение плотности нефти и содержания в нефти воды, измерение брутто нефти; в п. 2.1.1 приказа Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 31.03.2005 N 69 СИКН также определена как система средств измерения, включающая совокупность функционально объединенных измерительных приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для измерения массы брутто нефти методом прямых и косвенных динамических измерений.
По мнению инспекции, сам по себе факт наличия СИКН у подрядной организации (общества "АНК "Башнефть) не является свидетельством применения налогоплательщиком прямого метода учета количества добытого полезного ископаемого. С учетом изложенного, а также того, что согласно представленных в ходе проверки документов оперативного учета нефти, месячных реестров приема-сдачи нефти на КССУ "Введеновка" и месячных расчетов добычи нефти, количество добытого полезного ископаемого, определяемого налогоплательщиком в целях налогообложения НДПИ, определяется расчетным путем - без применения измерительных приборов, установленных на начальном этапе технологического процесса добычи нефти при извлечении минерального сырья из недр, инспекция считает, что применяемый налогоплательщиком метод учета количества добытого полезного ископаемого является косвенным.
Инспекция полагает, что указание налогоплательщиком в учетной политике о применении прямого метода учета количества добытого полезного ископаемого не изменяет фактически применяемые обществом технологию добычи нефти и косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.
Инспекция указывает на то, что из содержания обжалуемых судебных актов следует, что при их принятии судами первой и апелляционной инстанций не в полной мере соблюдены положения п. 2 ч. 4 ст. 170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, поскольку в них не приведены мотивы, по которым суды признали решение налогового органа в полном объеме, а также не приняли во внимание ходатайства инспекции от 08.02.2010 N 03-13/00760 об истребовании доказательств в порядке ст. 66 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации у общества "АНК "Башнефть", N 03-13/00770 об истребовании у общества технического проекта разработки Тереклинского месторождения; N 03-13/00761 о привлечении в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований относительно предмета спора, общества "АНК "Башнефть".
Судами, по мнению инспекции, в нарушение норм процессуального права не дана правовая оценка ни одному из заявленных ходатайств; не дав оценку указанным ходатайствам, суд первой инстанции перешел к судебному разбирательству, тем самым нарушив нормы, установленные ст. 6 - 10, 71, ч. 3 ст. 51, 66, 135, 136 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Общество в отзыве на кассационную жалобу просит оставить судебные акты без изменения, ссылаясь на отсутствие оснований для их отмены.
Общество ссылается на то, что количество добытого полезного ископаемого определяется им самостоятельно прямым методом - посредством применения измерительных средств и устройств; прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого ежегодно закрепляется в учетной политике организации для целей налогообложения; изменения в технические проекты разработки по лицензионным участкам, в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились, следовательно, у налогоплательщика не было оснований для изменения метода определения количества добытого полезного ископаемого.
Налогоплательщик указывает на то, что налоговым органом при неоднократном проведении выездных налоговых проверок, камеральных проверок налоговых деклараций, представленных за другие отчетные налоговые периоды, не подвергалось сомнению применение налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого; все расчеты по НДПИ в налоговой декларации производятся им с применением нулевой ставки в части нормативных потерь полезных ископаемых в соответствии с п. 3 ст. 339, подп. 1 ст. 342 Кодекса, что возможно только при применении прямого метода.
Налогоплательщик считает, что налоговый орган не может на отдельно взятый налоговый период изменить определенный налогоплательщиком в учетной политике организации метод определения количества добытого полезного ископаемого, за исключением случаев, установленных в п. 2 ст. 339 Кодекса, или в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
Общество полагает, что довод налогового органа о том, что "налогоплательщик не имеет возможности прямым методом измерить количество нефти, соответствующей стандарту", несостоятелен, поскольку в соответствии с п. 44 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 06.06.2003 N 71 (зарегистрированных в Министерстве юстиции Российской Федерации от 18.06.2003 N 4718) учет добычи нефти и газа осуществляется по данным коммерческих узлов учета.
Налогоплательщик считает несостоятельным довод налогового органа о применении ГОСТ Р 8.595-2004 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", поскольку его действие распространяется на методики выполнения измерений массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанных на методах прямых и косвенных измерений.
Приказ Федерального агентства по технологическому регулированию и метрологии от 23.12.2004 N 125-ст "Об утверждении рекомендаций по метрологии", по мнению общества, носит рекомендательный характер, распространяется на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества "АК "Транснефть" (далее - общество "АК "Транснефть"), и не устанавливает порядок определения количества нефти для целей налогообложения НДПИ в соответствии с положениями гл. 26 Кодекса.
Кроме того, по мнению налогоплательщика, косвенный метод статических измерений массы продукта, определенный в ГОСТ Р 8.595-2004, основан на применении измерительных средств и устройств, что в соответствии с п. 2 ст. 339 Кодекса признается прямым методом определения количества добытого полезного ископаемого для целей налогообложения НДПИ. Наряду с этим косвенный метод статических измерений не соответствует косвенному методу определения количества добытого полезного ископаемого, указанному в п. 2 ст. 339 Кодекса, подтверждением чего является редакция пункта 4.5 ГОСТ Р 8.595-2004.
Как следует из материалов дела и установлено судами, инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по соблюдению налогового законодательства по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты НДПИ за период с 01.10.2006 по 31.12.2008.
На основании акта проверки от 24.07.2009 N 41 налоговым органом вынесено решение от 24.09.2009 N 71.
Основанием для доначисления НДПИ, послужили выводы инспекции о необоснованности применяемого налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденного п. 26 приказа от 28.12.2006 N 37 "О принятии учетной политики на предприятии", а также о занижении им в проверяемом периоде налоговой базы по НДПИ в результате неверного определения количества балласта нефти в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибкой.
Общество, полагая, что оспариваемое решение инспекции является незаконным и нарушает его права и законные интересы, обратилось в арбитражный суд с соответствующим заявлением.
Суды удовлетворили заявленные требования, исходя из того, что инспекция не вправе пересматривать метод определения количества добытой нефти, закрепленный в учетной политике и применяемый налогоплательщиком; налогоплательщик осуществляет учет добычи нефти прямым методом, иного налоговым органом не доказано.
В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 336 Кодекса объектом обложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса к видам добытого полезного ископаемого относится нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В силу п. 2 ст. 338 Кодекса налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.
Статьей 339 Кодекса установлено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно, 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 данной статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
В соответствии с п. 2, 4 ст. 342 Кодекса налогообложение при добыче нефти производится по налоговой ставке 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), который рассчитывается по установленной формуле и применяется в случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.
В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом п. 4 ст. 342 Кодекса, коэффициент Кв принимается равным 1.
Для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно п. 1 ст. 337 Кодекса на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.
Учитывая, что объектом обложения НДПИ является количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в натуральном выражении, коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, рассчитываемый по установленной формуле, в размере менее единицы, применяется при исчислении налога при условии обеспечения налогоплательщиком прямого метода учета добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.
Судами установлено, что по данным отчетности общества в эксплуатационном фонде числится 34 скважины, из них нефтяных, на которых осуществляется добыча продукции, - 30 скважин. Оперативный учет по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера с учетом отработанного скважинами времени.
Измерения дебитов скважин выполняются посредством применения передвижной замерной емкости (по взливам с учетом отработанного скважинами времени). Время измерения количества жидкости устанавливается по каждой скважине в зависимости от дебита скважины. Результаты замеров отражаются ежемесячно по каждой скважине в специальной ведомости.
Согласно данным технологической схемы и используемых технологий разработки Тереклинского месторождения сырая нефть проходит несколько этапов ее подготовки: 1 этап - продукция скважин поступает на сепарационную установку (ТГ-1400), где происходит отделение нефтяного попутного газа от нефтесодержащей жидкости; 2 этап - нефтесодержащая жидкость, отделенная от газа, поступает в резервуарный парк, который состоит из семи стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров общей вместимостью 490 куб. м. Уровень жидкости в емкости определяется посредством применения измерительных средств - рулеток с лотами. После процесса отделения воды от нефтесодержащей жидкости производится сброс воды в подземную емкость Е-7 для дальнейшей откачки ее в нагнетательную скважину. Количество сброшенной воды определяется по взливам до и после сброса воды посредством применения измерительных средств - рулеток с лотом. Результаты измерений количества нефти на определенную дату и по каждому резервуару отражаются в журнале сдачи нефти Тереклинского нефтяного месторождения от налогоплательщика в филиал общества "АНК "Башнефть" "Башнефть-Ишимбай". На основании данных журнала составляется месячный реестр, где отражаются: количество откаченной на КССУ "Введеновка" жидкости, в том числе по данным лабораторных анализов взятых проб определяется содержание в сырье: нефти (брутто); воды; солей; механических примесей. Анализ проб осуществляется в лаборатории общества "АНК "Башнефть". Данные журнала и реестра подтверждаются представителем общества "АНК "Башнефть", который является ответственным лицом за прием нефти по договору с налогоплательщиком, кроме того, информация о наличии и движении жидкости отражается в журнале учета добычи жидкости по участку. 3 этап - после отделения на сепарационной установке от газа и сброса воды в емкостном парке производится откачка сырой нефти на КССУ "Введеновка". Откачка сырой нефти общества на КССУ "Введеновка" производится по договору с обществом "АНК "Башнефть". Сдача нефти производится с резервуарного парка Тереклинского участка общества равномерно, согласно утвержденному графику. Количество сданной нефти оформляется двухсторонними актами приема-сдачи нефти с приложением паспорта качества нефти. На основании актов приема-сдачи нефти оформляются акты приема-сдачи оказанных услуг (выполненных работ) по подготовке нефти и платежные документы (счета, счета-фактуры). 4 этап - общество "АНК "Башнефть" перекачивает нефть насосами ЦНС 180 - 425 по нефтепроводу НСП "Казангулово" - ППСН "Языково" в резервуары 1, 2 ППСН "Языково", где производит замер объемов, отбор проб и проведение анализов нефти, и осуществляет сдачу подготовленной нефти через СИКН N 357 на ЛПДС "Языково".
Сдача-приемка нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в трубопроводную систему общества "АК "Транснефть" осуществляется по акту приема-сдачи с оформлением паспорта качества нефти непосредственно уполномоченными представителями налогоплательщика и общества "АК "Транснефть" (п. 4.1 договора от 22.12.2006 N 0007131).
Учет массы нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, принимаемой от общества, осуществляется методом динамических измерений по показаниям СИКН N 357, принадлежащей обществу "АНК "Башнефть", в пункте отправления Языково (п. 4.3 договора от 22.12.2006 N 0007131).
Основанием для оплаты транспортных услуг является выдаваемое обществом "АК "Транснефть" задание на платеж. Ежемесячно обществом "АК "Транснефть" оформляются акты сверки остатков, приема, сдачи и потерь нефти при транспортировке нефти налогоплательщику (п. 9.3 договора от 22.12.2006 N 0007131), где отражаются обязательные реквизиты, в том числе: остатки нефти общества в системе открытого акционерного общества "Уралсибнефтепровод" на начало периода, количество нефти, принятой от налогоплательщика в начале маршрута за период; количество нефти, сданной обществом "АК "Транснефть" в пункте назначения за период; потери при транспортировке; остатки нефти налогоплательщика в системе открытого акционерного общества "Уралсибнефтепровод" на конец периода.
С 01.08.2008 до конца 2008, как установлено судами, изменился порядок транспортировки нефти: на этапе сдачи нефти в НСП-5 "Бузовьязы" - по резервуарам РГС-40; на узле учета ППСН открытого акционерного общества "Уфанефтехим". Транспортировка нефти в НСП-5 "Бузовьязы" производилась автовывозом.
Обществом оперативный учет количества добытого углеводородного сырья ведется по результатам замеров дебитов скважин, произведенных посредством применения измерительных средств и устройств; количество сырой (после отделения от газа и воды) нефти, предназначенной для сдачи на КССУ, определяется посредством применения измерительных средств и устройств в резервуарном парке налогоплательщика; количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется на этапе сдачи ее в трубопроводную систему общества "АК "Транснефть" по данным коммерческих узлов учета.
Налогоплательщиком применяемый метод определения количества добытого полезного ископаемого утвержден в учетной политике общества п. 26 приказа от 28.12.2006 N 37 "О принятии учетной политики на предприятии" и в разделе "Налог на добычу полезных ископаемых" приказа N 37.
Утвержденный налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых. Судами установлено, что изменения в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились.
Частью 5 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), наличия у органа или лица надлежащих полномочий на принятие оспариваемого акта, решения, совершение оспариваемых действий (бездействия), а также обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), возложена на орган или лицо, которые приняли акт, решение или совершили действия (бездействие).
На основании п. 6 ст. 108 Кодекса лицо, привлекаемое к ответственности, не обязано доказывать свою невиновность в совершении налогового правонарушения, обязанность по доказыванию обстоятельств, свидетельствующих о факте налогового правонарушения и виновности лица в его совершении, возлагается на налоговые органы. Неустранимые сомнения в виновности лица, привлекаемого к ответственности, толкуются в пользу этого лица.
Поскольку налоговым органом доказательств, свидетельствующих о применении обществом косвенного метода учета количества добытой нефти, не представлено, а также с учетом вступивших в законную силу решений Арбитражного суда Республики Башкортостан от 22.08.2008 по делу N А07-19118/2007, от 29.10.2008 по делу N А07-9220/2008, от 29.10.2008 по делу N А07-9221/2008, от 22.12.2008 по делу N А07-19119/2007, которыми установлены обстоятельства, свидетельствующие о применении обществом прямого метода учета добычи нефти, суд кассационной инстанции не находит оснований для удовлетворения кассационной жалобы инспекции и отмены обжалуемых судебных актов в данной части.
Как следует из оспариваемого налогоплательщиком решения инспекции основанием для доначисления обществу НДПИ в сумме 26 660 руб. послужил вывод инспекции о занижении обществом налоговой базы по налогу в проверяемом периоде в результате неверного определения количества балласта нефти в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибки.
Согласно ч. 4 ст. 170, п. 12 ч. 2 ст. 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в судебных актах, принятых судами первой и апелляционной инстанций, должны быть указаны фактические и иные обстоятельства, установленные судами; доказательства, на которых основаны выводы судов об обстоятельствах дела, и доводы в пользу принятого решения; мотивы, по которым суды отклонили те или иные доказательства, приняли или отклонили приведенные в обоснование своих требований и возражений доводы лиц, участвующих в деле.
Принятые по делу судебные акты не отвечают указанным требованиям.
Суды в обжалуемых судебных актах не указали, на основании каких доказательств и по каким мотивам признано недействительным решение инспекции от 24.09.2009 N 71 в части доначисления НДПИ в сумме 26 660 руб., начисления соответствующих пеней и штрафа, не привели каких-либо доводов в пользу принятых по делу судебных актов в указанной части. Фактические обстоятельства по делу в указанной части судами не устанавливались и не исследовались, судебные акты в данной части не обоснованы и не мотивированы, поэтому не отвечают требованиям, установленным ст. 15, ч. 4 ст. 170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
В силу ч. 2 ст. 287 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации арбитражный суд, рассматривающий дело в кассационной инстанции, не вправе устанавливать или считать доказанными обстоятельства, которые не были установлены в решении либо были отвергнуты судом первой инстанции.
При указанных обстоятельствах обжалуемые судебные акты в части удовлетворения требований общества о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71 о доначислении НДПИ в сумме 26 660 руб., начислении соответствующих пеней и штрафа подлежат отмене, дело - направлению на новое рассмотрение.
При новом рассмотрении дела суду надлежит установить и исследовать обстоятельства, связанные с доначислением инспекцией НДПИ в сумме 26 660 руб., начислением соответствующих пеней и штрафа, дать оценку имеющимся в деле доказательствам и с учетом установленного разрешить спор.
С учетом изложенного, руководствуясь ст. 286 - 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
постановил:
решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 по делу N А07-26686/2009 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 по тому же делу отменить в части удовлетворения требований общества с ограниченной ответственностью "Зирган" о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71 о доначислении налога на добычу полезных ископаемых в сумме 26 660 руб., начислении соответствующих пеней и штрафа.
В указанной части направить дело на новое рассмотрение в Арбитражный суд Республики Башкортостан.
В остальной части судебные акты оставить без изменения.
© 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 ФАС УРАЛЬСКОГО ОКРУГА ОТ 13.09.2010 N Ф09-7322/10-С3 ПО ДЕЛУ N А07-26686/2009 ТРЕБОВАНИЕ: ОБ ОТМЕНЕ РЕШЕНИЯ НАЛОГОВОГО ОРГАНА. ОБСТОЯТЕЛЬСТВА: НАЛОГОВЫЙ ОРГАН ДОНАЧИСЛИЛ НАЛОГ НА ДОБЫЧУ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ: 1) ИСХОДЯ ИЗ ПРИМЕНЕНИЯ НАЛОГОПЛАТЕЛЬЩИКОМ КОСВЕННОГО МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ДОБЫТОГО ПОЛЕЗНОГО ИСКОПАЕМОГО; 2) ВВИДУ АРИФМЕТИЧЕСКОЙ ОШИБКИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ КОЛИЧЕСТВА БАЛЛАСТА НЕФТИ.
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
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ СУД УРАЛЬСКОГО ОКРУГА
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 13 сентября 2010 г. N Ф09-7322/10-С3
Дело N А07-26686/2009
Федеральный арбитражный суд Уральского округа в составе:председательствующего Гусева О.Г.,
судей Анненковой Г.В., Токмаковой А.Н.,
рассмотрел в судебном заседании кассационную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы N 25 по Республике Башкортостан (далее - налоговый орган, инспекция) на решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 по делу N А07-26686/2009 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 по тому же делу.
В судебном заседании приняли участие представители:
- инспекции - Полева Э.М. (доверенность от 11.01.2010 N 01Д), Ишбулатов Р.Р. (доверенность от 10.09.2010 N 10Д);
- общества с ограниченной ответственностью "Зирган" (далее - общество, налогоплательщик) - Шаповалов А.С. (доверенность от 07.11.2010 N СД-19/10).
Общество обратилось в Арбитражный суд Республики Башкортостан с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71.
Решением Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 (судья Кулаев Р.Ф.) заявленные требования удовлетворены.
Постановлением Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 (судьи Дмитриева Н.Н., Малышев М.Б., Иванова Н.А.) решение суда оставлено без изменения.
В кассационной жалобе инспекция просит указанные судебные акты отменить, принять новый судебный акт, ссылаясь на неправильное применение судами норм материального права, несоответствие выводов судов имеющимся в деле доказательствам.
Заявитель жалобы указывает на то, что доначисление инспекцией налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) произведено по двум основаниям: общество в проверяемом периоде неправомерно применило при расчете НДПИ понижающий коэффициент, характеризующий степень выработанности, предусмотренный п. 4 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс); в нарушение подп. 1 п. 1 ст. 336, п. 1 ст. 337 Кодекса обществом в проверяемом периоде занижена налоговая база по НДПИ в результате неверного определения количества балласта нефти, в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибкой; решение инспекции от 24.09.2009 N 71 оспаривалось налогоплательщиком и было признано недействительным судами в полном объеме, однако судами обеих инстанции был рассмотрен и изложен в мотивировочной части принятых судебных актов только вопрос о применяемом обществом методе учета количества добытого полезного ископаемого, второй вопрос не был предметом исследования судов.
По мнению заявителя жалобы, суды в нарушение ст. 6, 10, п. 4 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации вынесли судебные акты, не установив все обстоятельства, имеющие существенное значение для рассматриваемого спора.
Инспекция ссылается на то, что удовлетворяя заявленные требования, суды сделали вывод о применении обществом прямого метода при определении количества добытого полезного ископаемого, не установив, какие измерительные приборы и устройства применялись обществом, на каком этапе измерялось количество добытого полезного ископаемого.
Инспекция полагает, что приборы, используемые обществом при определении количества добытого полезного ископаемого, установлены на начальном этапе технологического процесса добычи нефти при извлечении минерального сырья из недр.
Инспекция указывает на то, что налогоплательщиком ни в ходе проведения налоговой проверки, ни в рамках судебного разбирательства технические документы, в том числе и технический проект разработки месторождения, представлены не были; из содержания представленного обществом дополнения к проекту "доразработки Тереклинского месторождения" не следует, что обществом применяется измерительные приборы и устройства при учете добытого полезного ископаемого, то есть, технологией не предусмотрено применение прямого метода.
По мнению заявителя жалобы, налогоплательщиком не применялся прямой метод учета добытого полезного ископаемого, поскольку из представленных обществом документов оперативного учета сырой нефти и связанных с передачей нефти на подготовку следует, что количество добытого полезного ископаемого общество определяло расчетным путем по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр минеральном сырье, как то определено в ст. 339 Кодекса.
Инспекция считает, что из представленных обществом документов следует, что налогоплательщик определяет количество добытого полезного ископаемого, рассчитывая путем определения уровня жидкости вручную рулеткой с лотом по формуле согласно п. 3.2.4.1 Инструкции по учету нефти, и плотности нефти, определяемой в лаборатории открытого акционерного общества "АНК "Башнефть" (далее - общество "АНК "Башнефть") путем лабораторного анализа проб, из которых общество по формуле определяет массу извлеченного из недр минерального (углеводородного) сырья. Затем после определения в процентном соотношении балласта (воды, солей и механических примесей) путем лабораторного анализа и по формуле, на КССУ "Введеновка" определяется масса нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, то есть добытого полезного ископаемого учитываемого налогоплательщиком в целях обложения НДПИ, что также свидетельствует, о том, что налогоплательщик учитывает количество добытого полезного ископаемого без применения измерительных приборов, как это предусмотрено ст. 339 Кодекса при использовании прямого метода учета добытого полезного ископаемого; метршток (рулетка с лотом), используемый налогоплательщиком при определении уровня нефтесодержащей жидкости, находящейся в резервуарном парке общества, согласно ГОСТ Р 8.615-2005 от 01.03.2006 используется при косвенном методе определения массы нефти; иных приборов, используемых обществом, инспекцией в ходе контрольных мероприятий не установлено.
Заявитель жалобы ссылается на то, что в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 от 01.03.2006 система измерений количества и параметров сырой нефти СИКН представляет собой совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто сырой нефти и предназначенная для получения информации об измеряемых параметрах сырой нефти, автоматической и ручной обработки результатов измерений, и регистрации результатов измерений и их обработки; согласно п. 7, 8 данного ГОСТ измерение количества сырой нефти выполняют с применением СИКН как прямым, так и косвенным методами измерений, посредством измерения температуры и давления нефти, отбор проб, определение плотности нефти и содержания в нефти воды, измерение брутто нефти; в п. 2.1.1 приказа Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 31.03.2005 N 69 СИКН также определена как система средств измерения, включающая совокупность функционально объединенных измерительных приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для измерения массы брутто нефти методом прямых и косвенных динамических измерений.
По мнению инспекции, сам по себе факт наличия СИКН у подрядной организации (общества "АНК "Башнефть) не является свидетельством применения налогоплательщиком прямого метода учета количества добытого полезного ископаемого. С учетом изложенного, а также того, что согласно представленных в ходе проверки документов оперативного учета нефти, месячных реестров приема-сдачи нефти на КССУ "Введеновка" и месячных расчетов добычи нефти, количество добытого полезного ископаемого, определяемого налогоплательщиком в целях налогообложения НДПИ, определяется расчетным путем - без применения измерительных приборов, установленных на начальном этапе технологического процесса добычи нефти при извлечении минерального сырья из недр, инспекция считает, что применяемый налогоплательщиком метод учета количества добытого полезного ископаемого является косвенным.
Инспекция полагает, что указание налогоплательщиком в учетной политике о применении прямого метода учета количества добытого полезного ископаемого не изменяет фактически применяемые обществом технологию добычи нефти и косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.
Инспекция указывает на то, что из содержания обжалуемых судебных актов следует, что при их принятии судами первой и апелляционной инстанций не в полной мере соблюдены положения п. 2 ч. 4 ст. 170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, поскольку в них не приведены мотивы, по которым суды признали решение налогового органа в полном объеме, а также не приняли во внимание ходатайства инспекции от 08.02.2010 N 03-13/00760 об истребовании доказательств в порядке ст. 66 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации у общества "АНК "Башнефть", N 03-13/00770 об истребовании у общества технического проекта разработки Тереклинского месторождения; N 03-13/00761 о привлечении в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований относительно предмета спора, общества "АНК "Башнефть".
Судами, по мнению инспекции, в нарушение норм процессуального права не дана правовая оценка ни одному из заявленных ходатайств; не дав оценку указанным ходатайствам, суд первой инстанции перешел к судебному разбирательству, тем самым нарушив нормы, установленные ст. 6 - 10, 71, ч. 3 ст. 51, 66, 135, 136 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Общество в отзыве на кассационную жалобу просит оставить судебные акты без изменения, ссылаясь на отсутствие оснований для их отмены.
Общество ссылается на то, что количество добытого полезного ископаемого определяется им самостоятельно прямым методом - посредством применения измерительных средств и устройств; прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого ежегодно закрепляется в учетной политике организации для целей налогообложения; изменения в технические проекты разработки по лицензионным участкам, в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились, следовательно, у налогоплательщика не было оснований для изменения метода определения количества добытого полезного ископаемого.
Налогоплательщик указывает на то, что налоговым органом при неоднократном проведении выездных налоговых проверок, камеральных проверок налоговых деклараций, представленных за другие отчетные налоговые периоды, не подвергалось сомнению применение налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого; все расчеты по НДПИ в налоговой декларации производятся им с применением нулевой ставки в части нормативных потерь полезных ископаемых в соответствии с п. 3 ст. 339, подп. 1 ст. 342 Кодекса, что возможно только при применении прямого метода.
Налогоплательщик считает, что налоговый орган не может на отдельно взятый налоговый период изменить определенный налогоплательщиком в учетной политике организации метод определения количества добытого полезного ископаемого, за исключением случаев, установленных в п. 2 ст. 339 Кодекса, или в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
Общество полагает, что довод налогового органа о том, что "налогоплательщик не имеет возможности прямым методом измерить количество нефти, соответствующей стандарту", несостоятелен, поскольку в соответствии с п. 44 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 06.06.2003 N 71 (зарегистрированных в Министерстве юстиции Российской Федерации от 18.06.2003 N 4718) учет добычи нефти и газа осуществляется по данным коммерческих узлов учета.
Налогоплательщик считает несостоятельным довод налогового органа о применении ГОСТ Р 8.595-2004 "Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", поскольку его действие распространяется на методики выполнения измерений массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора, основанных на методах прямых и косвенных измерений.
Приказ Федерального агентства по технологическому регулированию и метрологии от 23.12.2004 N 125-ст "Об утверждении рекомендаций по метрологии", по мнению общества, носит рекомендательный характер, распространяется на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов открытого акционерного общества "АК "Транснефть" (далее - общество "АК "Транснефть"), и не устанавливает порядок определения количества нефти для целей налогообложения НДПИ в соответствии с положениями гл. 26 Кодекса.
Кроме того, по мнению налогоплательщика, косвенный метод статических измерений массы продукта, определенный в ГОСТ Р 8.595-2004, основан на применении измерительных средств и устройств, что в соответствии с п. 2 ст. 339 Кодекса признается прямым методом определения количества добытого полезного ископаемого для целей налогообложения НДПИ. Наряду с этим косвенный метод статических измерений не соответствует косвенному методу определения количества добытого полезного ископаемого, указанному в п. 2 ст. 339 Кодекса, подтверждением чего является редакция пункта 4.5 ГОСТ Р 8.595-2004.
Как следует из материалов дела и установлено судами, инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по соблюдению налогового законодательства по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты НДПИ за период с 01.10.2006 по 31.12.2008.
На основании акта проверки от 24.07.2009 N 41 налоговым органом вынесено решение от 24.09.2009 N 71.
Основанием для доначисления НДПИ, послужили выводы инспекции о необоснованности применяемого налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденного п. 26 приказа от 28.12.2006 N 37 "О принятии учетной политики на предприятии", а также о занижении им в проверяемом периоде налоговой базы по НДПИ в результате неверного определения количества балласта нефти в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибкой.
Общество, полагая, что оспариваемое решение инспекции является незаконным и нарушает его права и законные интересы, обратилось в арбитражный суд с соответствующим заявлением.
Суды удовлетворили заявленные требования, исходя из того, что инспекция не вправе пересматривать метод определения количества добытой нефти, закрепленный в учетной политике и применяемый налогоплательщиком; налогоплательщик осуществляет учет добычи нефти прямым методом, иного налоговым органом не доказано.
В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 336 Кодекса объектом обложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса к видам добытого полезного ископаемого относится нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В силу п. 2 ст. 338 Кодекса налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.
Статьей 339 Кодекса установлено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно, 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 данной статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод. При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
В соответствии с п. 2, 4 ст. 342 Кодекса налогообложение при добыче нефти производится по налоговой ставке 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), который рассчитывается по установленной формуле и применяется в случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.
В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом п. 4 ст. 342 Кодекса, коэффициент Кв принимается равным 1.
Для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно п. 1 ст. 337 Кодекса на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.
Учитывая, что объектом обложения НДПИ является количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в натуральном выражении, коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр, рассчитываемый по установленной формуле, в размере менее единицы, применяется при исчислении налога при условии обеспечения налогоплательщиком прямого метода учета добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.
Судами установлено, что по данным отчетности общества в эксплуатационном фонде числится 34 скважины, из них нефтяных, на которых осуществляется добыча продукции, - 30 скважин. Оперативный учет по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера с учетом отработанного скважинами времени.
Измерения дебитов скважин выполняются посредством применения передвижной замерной емкости (по взливам с учетом отработанного скважинами времени). Время измерения количества жидкости устанавливается по каждой скважине в зависимости от дебита скважины. Результаты замеров отражаются ежемесячно по каждой скважине в специальной ведомости.
Согласно данным технологической схемы и используемых технологий разработки Тереклинского месторождения сырая нефть проходит несколько этапов ее подготовки: 1 этап - продукция скважин поступает на сепарационную установку (ТГ-1400), где происходит отделение нефтяного попутного газа от нефтесодержащей жидкости; 2 этап - нефтесодержащая жидкость, отделенная от газа, поступает в резервуарный парк, который состоит из семи стальных горизонтальных цилиндрических резервуаров общей вместимостью 490 куб. м. Уровень жидкости в емкости определяется посредством применения измерительных средств - рулеток с лотами. После процесса отделения воды от нефтесодержащей жидкости производится сброс воды в подземную емкость Е-7 для дальнейшей откачки ее в нагнетательную скважину. Количество сброшенной воды определяется по взливам до и после сброса воды посредством применения измерительных средств - рулеток с лотом. Результаты измерений количества нефти на определенную дату и по каждому резервуару отражаются в журнале сдачи нефти Тереклинского нефтяного месторождения от налогоплательщика в филиал общества "АНК "Башнефть" "Башнефть-Ишимбай". На основании данных журнала составляется месячный реестр, где отражаются: количество откаченной на КССУ "Введеновка" жидкости, в том числе по данным лабораторных анализов взятых проб определяется содержание в сырье: нефти (брутто); воды; солей; механических примесей. Анализ проб осуществляется в лаборатории общества "АНК "Башнефть". Данные журнала и реестра подтверждаются представителем общества "АНК "Башнефть", который является ответственным лицом за прием нефти по договору с налогоплательщиком, кроме того, информация о наличии и движении жидкости отражается в журнале учета добычи жидкости по участку. 3 этап - после отделения на сепарационной установке от газа и сброса воды в емкостном парке производится откачка сырой нефти на КССУ "Введеновка". Откачка сырой нефти общества на КССУ "Введеновка" производится по договору с обществом "АНК "Башнефть". Сдача нефти производится с резервуарного парка Тереклинского участка общества равномерно, согласно утвержденному графику. Количество сданной нефти оформляется двухсторонними актами приема-сдачи нефти с приложением паспорта качества нефти. На основании актов приема-сдачи нефти оформляются акты приема-сдачи оказанных услуг (выполненных работ) по подготовке нефти и платежные документы (счета, счета-фактуры). 4 этап - общество "АНК "Башнефть" перекачивает нефть насосами ЦНС 180 - 425 по нефтепроводу НСП "Казангулово" - ППСН "Языково" в резервуары 1, 2 ППСН "Языково", где производит замер объемов, отбор проб и проведение анализов нефти, и осуществляет сдачу подготовленной нефти через СИКН N 357 на ЛПДС "Языково".
Сдача-приемка нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в трубопроводную систему общества "АК "Транснефть" осуществляется по акту приема-сдачи с оформлением паспорта качества нефти непосредственно уполномоченными представителями налогоплательщика и общества "АК "Транснефть" (п. 4.1 договора от 22.12.2006 N 0007131).
Учет массы нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, принимаемой от общества, осуществляется методом динамических измерений по показаниям СИКН N 357, принадлежащей обществу "АНК "Башнефть", в пункте отправления Языково (п. 4.3 договора от 22.12.2006 N 0007131).
Основанием для оплаты транспортных услуг является выдаваемое обществом "АК "Транснефть" задание на платеж. Ежемесячно обществом "АК "Транснефть" оформляются акты сверки остатков, приема, сдачи и потерь нефти при транспортировке нефти налогоплательщику (п. 9.3 договора от 22.12.2006 N 0007131), где отражаются обязательные реквизиты, в том числе: остатки нефти общества в системе открытого акционерного общества "Уралсибнефтепровод" на начало периода, количество нефти, принятой от налогоплательщика в начале маршрута за период; количество нефти, сданной обществом "АК "Транснефть" в пункте назначения за период; потери при транспортировке; остатки нефти налогоплательщика в системе открытого акционерного общества "Уралсибнефтепровод" на конец периода.
С 01.08.2008 до конца 2008, как установлено судами, изменился порядок транспортировки нефти: на этапе сдачи нефти в НСП-5 "Бузовьязы" - по резервуарам РГС-40; на узле учета ППСН открытого акционерного общества "Уфанефтехим". Транспортировка нефти в НСП-5 "Бузовьязы" производилась автовывозом.
Обществом оперативный учет количества добытого углеводородного сырья ведется по результатам замеров дебитов скважин, произведенных посредством применения измерительных средств и устройств; количество сырой (после отделения от газа и воды) нефти, предназначенной для сдачи на КССУ, определяется посредством применения измерительных средств и устройств в резервуарном парке налогоплательщика; количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется на этапе сдачи ее в трубопроводную систему общества "АК "Транснефть" по данным коммерческих узлов учета.
Налогоплательщиком применяемый метод определения количества добытого полезного ископаемого утвержден в учетной политике общества п. 26 приказа от 28.12.2006 N 37 "О принятии учетной политики на предприятии" и в разделе "Налог на добычу полезных ископаемых" приказа N 37.
Утвержденный налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых. Судами установлено, что изменения в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых не вносились.
Частью 5 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), наличия у органа или лица надлежащих полномочий на принятие оспариваемого акта, решения, совершение оспариваемых действий (бездействия), а также обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), возложена на орган или лицо, которые приняли акт, решение или совершили действия (бездействие).
На основании п. 6 ст. 108 Кодекса лицо, привлекаемое к ответственности, не обязано доказывать свою невиновность в совершении налогового правонарушения, обязанность по доказыванию обстоятельств, свидетельствующих о факте налогового правонарушения и виновности лица в его совершении, возлагается на налоговые органы. Неустранимые сомнения в виновности лица, привлекаемого к ответственности, толкуются в пользу этого лица.
Поскольку налоговым органом доказательств, свидетельствующих о применении обществом косвенного метода учета количества добытой нефти, не представлено, а также с учетом вступивших в законную силу решений Арбитражного суда Республики Башкортостан от 22.08.2008 по делу N А07-19118/2007, от 29.10.2008 по делу N А07-9220/2008, от 29.10.2008 по делу N А07-9221/2008, от 22.12.2008 по делу N А07-19119/2007, которыми установлены обстоятельства, свидетельствующие о применении обществом прямого метода учета добычи нефти, суд кассационной инстанции не находит оснований для удовлетворения кассационной жалобы инспекции и отмены обжалуемых судебных актов в данной части.
Как следует из оспариваемого налогоплательщиком решения инспекции основанием для доначисления обществу НДПИ в сумме 26 660 руб. послужил вывод инспекции о занижении обществом налоговой базы по налогу в проверяемом периоде в результате неверного определения количества балласта нефти в связи с допущенной налогоплательщиком арифметической ошибки.
Согласно ч. 4 ст. 170, п. 12 ч. 2 ст. 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в судебных актах, принятых судами первой и апелляционной инстанций, должны быть указаны фактические и иные обстоятельства, установленные судами; доказательства, на которых основаны выводы судов об обстоятельствах дела, и доводы в пользу принятого решения; мотивы, по которым суды отклонили те или иные доказательства, приняли или отклонили приведенные в обоснование своих требований и возражений доводы лиц, участвующих в деле.
Принятые по делу судебные акты не отвечают указанным требованиям.
Суды в обжалуемых судебных актах не указали, на основании каких доказательств и по каким мотивам признано недействительным решение инспекции от 24.09.2009 N 71 в части доначисления НДПИ в сумме 26 660 руб., начисления соответствующих пеней и штрафа, не привели каких-либо доводов в пользу принятых по делу судебных актов в указанной части. Фактические обстоятельства по делу в указанной части судами не устанавливались и не исследовались, судебные акты в данной части не обоснованы и не мотивированы, поэтому не отвечают требованиям, установленным ст. 15, ч. 4 ст. 170 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
В силу ч. 2 ст. 287 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации арбитражный суд, рассматривающий дело в кассационной инстанции, не вправе устанавливать или считать доказанными обстоятельства, которые не были установлены в решении либо были отвергнуты судом первой инстанции.
При указанных обстоятельствах обжалуемые судебные акты в части удовлетворения требований общества о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71 о доначислении НДПИ в сумме 26 660 руб., начислении соответствующих пеней и штрафа подлежат отмене, дело - направлению на новое рассмотрение.
При новом рассмотрении дела суду надлежит установить и исследовать обстоятельства, связанные с доначислением инспекцией НДПИ в сумме 26 660 руб., начислением соответствующих пеней и штрафа, дать оценку имеющимся в деле доказательствам и с учетом установленного разрешить спор.
С учетом изложенного, руководствуясь ст. 286 - 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
постановил:
решение Арбитражного суда Республики Башкортостан от 11.03.2010 по делу N А07-26686/2009 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 03.06.2010 по тому же делу отменить в части удовлетворения требований общества с ограниченной ответственностью "Зирган" о признании недействительным решения инспекции от 24.09.2009 N 71 о доначислении налога на добычу полезных ископаемых в сумме 26 660 руб., начислении соответствующих пеней и штрафа.
В указанной части направить дело на новое рассмотрение в Арбитражный суд Республики Башкортостан.
В остальной части судебные акты оставить без изменения.
Председательствующий
ГУСЕВ О.Г.
Судьи
АННЕНКОВА Г.В.
ТОКМАКОВА А.Н.
ГУСЕВ О.Г.
Судьи
АННЕНКОВА Г.В.
ТОКМАКОВА А.Н.
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)