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 Токмаковой А.Н.,
судей Гавриленко О.Л., Анненковой Г.В.,
рассмотрел в судебном заседании кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" (далее - общество, налогоплательщик) на решение Арбитражного суда Оренбургской области от 23.09.2010 по делу N А47-972/2010 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 по тому же делу.
В судебном заседании путем использования систем видеоконференц-связи принял участие представитель Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы N 6 по Оренбургской области (далее - инспекция, налоговый орган) - Назарова В.Е. (доверенность от 02.03.2011).
Представители иных лиц, участвующих в деле, надлежащим образом извещенных о времени и месте рассмотрения кассационной жалобы, в том числе публично, путем размещения информации о времени и месте судебного разбирательства на сайте Федерального арбитражного суда Уральского округа, в судебное заседание не явились.
От общества в Федеральный арбитражный суд Уральского округа посредством факсимильной связи поступило ходатайство об отложении судебного разбирательства по причине болезни генерального директора общества. В связи с тем, что ко дню судебного заседания налогоплательщиком не представлены оригинал данного ходатайства либо его надлежащим образом заверенная копия (п. 8 ст. 75 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации), суд кассационной инстанции поступившее ходатайство во внимание не принимает.
Общество обратилось в Арбитражный суд Оренбургской области с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 30.10.2009 N 10-20/12749 в части привлечения к ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) в виде взыскания штрафа в сумме 222 870 руб., начисления пеней по НДПИ в сумме 958 996 руб., предложения уплатить недоимку по НДПИ в сумме 2 480 794 руб.
К участию в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требования относительно предмета спора, привлечены Управление по недропользованию по Оренбургской области и Приуральское управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
Решением суда от 23.09.2010 (резолютивная часть от 16.09.2010; судья Жарова Л.А.) в удовлетворении заявленных требований отказано (с учетом определения об исправлении опечатки от 01.10.2010).
Постановлением Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 (резолютивная часть от 15.12.2010; судьи Бояршинова Е.В., Арямов А.А., Костин В.Ю.) решение суда оставлено без изменения.
В кассационной жалобе общество просит указанные судебные акты отменить, ссылаясь на нарушение судами норм материального и процессуального права.
В частности, вывод суда, основанный на содержании геологических отчетов по эксплуатации скважин общество оспаривает на ссылкой на ст. 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, так как в материалах дела документы с таким названием отсутствуют. Кроме того, заявитель жалобы считает, что судами не проверен на соответствие принципам относимости и допустимости расчет добычи нефти, облагаемой налогом. Помимо этого нарушением норм процессуального права - ст. 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации - является то, что судом апелляционной инстанции не разрешен вопрос о распределении судебных расходов, связанных с подачей апелляционной жалобы.
По мнению заявителя жалобы, судами не применена подлежащая применению норма - п. 1 ст. 337 Кодекса, дающая право обществу определять количество добытой нефти для целей исчисления налога по массе нефти "нетто", и в связи с этим применять подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, используя нормативы технологических потерь, относящиеся к деятельности контрагентов (операторов). Налогоплательщик полагает, что судами должны были быть учтены особенности его производственного процесса, свидетельствующие о том, что потери, возникающие при подготовке контрагентами добытой обществом нефти до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002, являются потерями самого общества как собственника товара.
Также общество считает необоснованным вывод судов об обязательном наличии у налогоплательщика технического проекта разработки месторождения для применения подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, поскольку в период геологического изучения месторождения основным документом, разрешающим добычу УВС, являются планы пробной эксплуатации и программа комплексных исследований. Данные обстоятельства также доказывают, по мнению общества, его право использовать в целях налогообложения нормативы потерь операторов.
Как следует из материалов дела, инспекцией по результатам выездной налоговой проверки общества за 2005 - 2007 гг. составлен акт от 08.09.2009 N 10-20/34дсп и вынесено решение от 30.10.2009 N 10-20/12749 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения. Названным решением общество, в частности, привлечено к ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Кодекса, в виде взыскания штрафа по НДПИ в сумме 222 870 руб., ему предложено уплатить доначисленный НДПИ в сумме 2 480 794 руб. и пени по НДПИ в сумме 958 996 руб.
Основанием для доначисления НДПИ послужило применение обществом подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса при отсутствии утвержденных нормативов потерь полезного ископаемого либо потерь, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.
В соответствии с указанной нормой налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях гл. 26 Кодекса 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.
Федеральным законом от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса дополнен абзацем следующего содержания: "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".
Положения подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса (в редакции названного Федерального закона) распространяются на правоотношения, возникшие с 01.01.2006 (ст. 3 Федерального закона от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации").
Налогоплательщик обратился в арбитражный суд, основывая свои требования на положениях п. 2 ст. 337 Кодекса, п. 17 Методических рекомендаций по применению главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации "Налог на добычу полезных ископаемых", утвержденных приказом МНС России от 02.04.2002 N БГ-3-21/170, правовой позиции, изложенной в постановлении Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.12.2007 N 64 "О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости".
Статьей 337 Кодекса предусмотрено, что в целях гл. 26 Кодекса указанные в п. 1 ст. 336 Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено п. 3 ст. 337 Кодекса), 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).
Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.
Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Налогоплательщик ссылался на то, что им на месторождении добывается нефтесодержащая жидкость, которая направляется контрагентам на подготовку и доведение до стандарта, следовательно, комплекс технологических операций по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь) завершается не на разрабатываемом им Донском месторождении Корниловской площади и не на принадлежащем ему оборудовании.
Согласно условиям договоров с закрытым акционерным обществом "Самара-Нафта" (далее - ЗАО "Самара-Нафта") и открытым акционерным обществом "Татнефть" (далее - ОАО "Татнефть") передача подготовленной ими нефти налогоплательщику производится за вычетом технологических потерь.
Использование при исчислении НДПИ нормативов потерь, учитываемых операторами при исполнении договоров - передаче нефти обществу, налогоплательщик обосновал тем, что применение методики расчета выхода товарной продукции из сырья, разработанной для иных лиц, не запрещено законодательством.
Кроме того, общество оспаривало правильность расчета доначисленного налога, так как инспекцией, по утверждению налогоплательщика, учтены при определении размера занижения налоговой базы данные об объеме потерь при сборе, транспортировке нефти, которые не применялись обществом для расчета количества добытой сырой нефти и расчета НДПИ.
Отказывая в удовлетворении заявленных требований, суды исходили из того, что у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь нефти, расчет добытого полезного ископаемого произведен налогоплательщиком самостоятельно и не оспаривается инспекцией.
Согласно ст. 334 Кодекса налогоплательщиками НДПИ признаются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 336 Кодекса 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.
Одним из видов добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (подп. 3 п. 2 ст. 337 Кодекса).
В силу п. 1 ст. 338 Кодекса налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении (п. 2 ст. 338 Кодекса).
Согласно п. 1, 2 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто.
В целях гл. 26 Кодекса массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.
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 ст. 339 Кодекса. 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 положения ст. 342 Кодекса допускают применение налоговой ставки 0% при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых при использовании налогоплательщиком косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого.
В соответствии с положениями подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 утверждены "Правила об утверждении нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки" (далее - Правила), вступившие в действие с 01.01.2002 и устанавливающие порядок утверждения указанных нормативов.
Согласно п. 5 данных Правил (в первоначальной редакции) нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России.
Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство Российской Федерации по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.
Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.02.2007 N 76 в п. 5 Правил внесены изменения, касающиеся названия министерства, уполномоченного утверждать нормативы потерь.
В соответствии с п. 4 Правил при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь.
Судами установлено и материалами дела подтверждено, что общество имеет лицензию на право пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади ОРБ 00998 НП (далее - лицензия). В соответствии с соглашением об условиях пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади (приложение N 1 к лицензии) общество наделяется всеми правами и несет всю ответственность, как пользователь недр, в соответствии с законодательством Российской Федерации и имеет право выполнять опытно-промышленную эксплуатацию законсервированных и новых скважин. Дополнительным соглашением об условиях пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади (приложение N 3 к лицензии) налоговая база при добыче нефти определяется согласно ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 N 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" в соответствии со ст. 338 Кодекса.
Как следует из учетной политики общества на 2005 - 2007 гг., налогоплательщик в проверяемом периоде применял косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.
Судами также установлено, что нормативы потерь по Корниловскому месторождению на период 2005 - 2007 гг. не утверждены (письмо Приуральского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору N 18/Л/неф-1363 от 01.09.2009); технический проект по данному месторождению не разрабатывался.
Из письма Управления по недропользованию по Оренбургской области от 21.09.2009 N ОК-0311505 следует, что нормативными документами для добычи нефти являются согласованные в установленном порядке с соответствующими государственными органами: план пробной эксплуатации скважины, проект пробной эксплуатации месторождения, технологическая схема разработки месторождения. Однако данные документы обществом не представлены за исключением плана пробной эксплуатации скважины N 23, который не содержит сведений о размерах потерь при добыче.
Представленный налогоплательщиком отчет о научно-исследовательской работе "Разработка нормативов технологических потерь нефти на Донском месторождении Корниловской площади для ООО "Нефтесервис" суды не признали документом, равнозначным техническому проекту, содержащему нормативы фактических потерь при добыче полезных ископаемых в спорных периодах, поскольку он не утвержден в установленном законом порядке.
Таким образом, судами сделан обоснованный вывод о том, что нормативы потерь полезных ископаемых по Корниловскому месторождению на 2005 - 2007 гг. в установленном порядке не были утверждены.
Довод общества о возможности применения нормативов потерь, используемых контрагентами при исполнении договорных обязательств, суды также отклонили.
Согласно п. 18, 20 Методических указаний по контролю за технической обоснованностью расчетов платежей при пользовании недрами, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 10.12.1998 N 76, учет добычи и потерь полезных ископаемых осуществляется в соответствии с установленным порядком ведения геолого-маркшейдерского учета запасов полезных ископаемых и отражается в формах государственного федерального статистического наблюдения.
Учет добычи и потерь нефти и газа ведется по данным учета на скважинах и на пунктах первичной обработки (подготовки) углеводородов на основании согласованных с органами Госгортехнадзора России методик.
Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.1997 N РД 153-39-019-97, предусмотрено, что фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условии соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.
Согласно п. 2.2, 5 Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденной Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.1997 N РД 153-39-018-97, добыча нефти - это комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
Величина фактических потерь нефти определяется расчетно-экспериментальным методом в соответствии с положениями Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 16.06.1997 N РД 153-39-019-97.
Указание в п. 5 Правил на нормативы потерь по месторождению, свидетельствует, как правильно указано судами, о необходимости наличия утвержденных нормативов потерь по конкретному месторождению, в данном случае - Донскому месторождению Корниловской площади.
Кроме того, судами принято во внимание отсутствие утвержденных в установленном порядке нормативов потерь полезного ископаемого при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки, для контрагентов налогоплательщика. Суды правильно отметили, что представленные в материалы дела письмо ЗАО "Самара-Нафта" от 16.09.2009 и нормативы технологических потерь ООО "Татнефть", относящиеся к 2008 - 2009 гг., устанавливают лишь размер технологических потерь нефти.
Проверив правильность доначислений, суд апелляционной инстанции установил, что решение инспекции основано на самостоятельно произведенном обществом расчете количества полезного ископаемого; расчет потерь полезного ископаемого инспекцией не производился, их объем установлен обществом. Судом отмечено, что инспекцией не оспаривается возможность применения рассчитанного обществом коэффициента потерь нефти для определения размера фактических потерь нефти расчетным способом, в то же время определение данного коэффициента в отчете о научно-исследовательской работе "Разработка нормативов технологических потерь нефти на Донском месторождении Корниловской площади", не отвечает требованиям законодательства к порядку утверждения нормативов потерь.
В силу п. 4 Правил при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезного ископаемого относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь.
Учитывая изложенное, суд апелляционной инстанции отклонил доводы общества о необоснованности расчета доначислений.
Исследовав материалы дела, суды пришли к обоснованному выводу о том, что общество в 2005 - 2007 гг. применяло нулевую ставку в отношении потерь нефти с нарушением порядка, предусмотренного подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, а также п. 5 Правил, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.01 N 921, что привело к неполной уплате НДПИ.
Выводы судов сделаны с соблюдением требований, установленных ст. 65, 71, ч. 4, 5 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Доводы, изложенные в кассационной жалобе, судом кассационной инстанции отклоняются, так как правовое обоснование требований судами проверено полностью, включая ссылку на ст. 337 Кодекса; фактические обстоятельства, имеющие существенное значение для дела, определены правильно и всесторонне исследованы; правильность расчета также проверена, что отражено в содержании судебных актов. Судом первой инстанции установлено, что при самостоятельном определении количества добытого полезного ископаемого налогоплательщик использовал документы оперативной отчетности, которые охарактеризованы как геологические отчеты по эксплуатации скважин (месячные эксплуатационные рапорты). Произведенный налогоплательщиком расчет инспекцией не оспаривался.
Нарушения судом апелляционной инстанции требований ст. 110, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, а также норм процессуального права, являющихся в силу ч. 4 ст. 288 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации основанием к отмене судебных актов, судом кассационной инстанции не выявлено.
С учетом изложенного суд кассационной инстанции не усматривает оснований для удовлетворения кассационной жалобы.
Руководствуясь ст. 286, 287, 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
постановил:
решение Арбитражного суда Оренбургской области от 23.09.2010 по делу N А47-972/2010 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 по тому же делу оставить без изменения, кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" - без удовлетворения.
Возвратить обществу с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" из федерального бюджета излишне уплаченную платежным поручением от 19.01.2011 N 17 государственную пошлину по кассационной жалобе в сумме 1000 руб.
© 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 09.03.2011 N Ф09-917/11-С3 ПО ДЕЛУ N А47-972/2010
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 9 марта 2011 г. N Ф09-917/11-С3
Дело N А47-972/2010
Федеральный арбитражный суд Уральского округа в составе:председательствующего Токмаковой А.Н.,
судей Гавриленко О.Л., Анненковой Г.В.,
рассмотрел в судебном заседании кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" (далее - общество, налогоплательщик) на решение Арбитражного суда Оренбургской области от 23.09.2010 по делу N А47-972/2010 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 по тому же делу.
В судебном заседании путем использования систем видеоконференц-связи принял участие представитель Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы N 6 по Оренбургской области (далее - инспекция, налоговый орган) - Назарова В.Е. (доверенность от 02.03.2011).
Представители иных лиц, участвующих в деле, надлежащим образом извещенных о времени и месте рассмотрения кассационной жалобы, в том числе публично, путем размещения информации о времени и месте судебного разбирательства на сайте Федерального арбитражного суда Уральского округа, в судебное заседание не явились.
От общества в Федеральный арбитражный суд Уральского округа посредством факсимильной связи поступило ходатайство об отложении судебного разбирательства по причине болезни генерального директора общества. В связи с тем, что ко дню судебного заседания налогоплательщиком не представлены оригинал данного ходатайства либо его надлежащим образом заверенная копия (п. 8 ст. 75 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации), суд кассационной инстанции поступившее ходатайство во внимание не принимает.
Общество обратилось в Арбитражный суд Оренбургской области с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 30.10.2009 N 10-20/12749 в части привлечения к ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) в виде взыскания штрафа в сумме 222 870 руб., начисления пеней по НДПИ в сумме 958 996 руб., предложения уплатить недоимку по НДПИ в сумме 2 480 794 руб.
К участию в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требования относительно предмета спора, привлечены Управление по недропользованию по Оренбургской области и Приуральское управление Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
Решением суда от 23.09.2010 (резолютивная часть от 16.09.2010; судья Жарова Л.А.) в удовлетворении заявленных требований отказано (с учетом определения об исправлении опечатки от 01.10.2010).
Постановлением Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 (резолютивная часть от 15.12.2010; судьи Бояршинова Е.В., Арямов А.А., Костин В.Ю.) решение суда оставлено без изменения.
В кассационной жалобе общество просит указанные судебные акты отменить, ссылаясь на нарушение судами норм материального и процессуального права.
В частности, вывод суда, основанный на содержании геологических отчетов по эксплуатации скважин общество оспаривает на ссылкой на ст. 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, так как в материалах дела документы с таким названием отсутствуют. Кроме того, заявитель жалобы считает, что судами не проверен на соответствие принципам относимости и допустимости расчет добычи нефти, облагаемой налогом. Помимо этого нарушением норм процессуального права - ст. 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации - является то, что судом апелляционной инстанции не разрешен вопрос о распределении судебных расходов, связанных с подачей апелляционной жалобы.
По мнению заявителя жалобы, судами не применена подлежащая применению норма - п. 1 ст. 337 Кодекса, дающая право обществу определять количество добытой нефти для целей исчисления налога по массе нефти "нетто", и в связи с этим применять подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, используя нормативы технологических потерь, относящиеся к деятельности контрагентов (операторов). Налогоплательщик полагает, что судами должны были быть учтены особенности его производственного процесса, свидетельствующие о том, что потери, возникающие при подготовке контрагентами добытой обществом нефти до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002, являются потерями самого общества как собственника товара.
Также общество считает необоснованным вывод судов об обязательном наличии у налогоплательщика технического проекта разработки месторождения для применения подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, поскольку в период геологического изучения месторождения основным документом, разрешающим добычу УВС, являются планы пробной эксплуатации и программа комплексных исследований. Данные обстоятельства также доказывают, по мнению общества, его право использовать в целях налогообложения нормативы потерь операторов.
Как следует из материалов дела, инспекцией по результатам выездной налоговой проверки общества за 2005 - 2007 гг. составлен акт от 08.09.2009 N 10-20/34дсп и вынесено решение от 30.10.2009 N 10-20/12749 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения. Названным решением общество, в частности, привлечено к ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Кодекса, в виде взыскания штрафа по НДПИ в сумме 222 870 руб., ему предложено уплатить доначисленный НДПИ в сумме 2 480 794 руб. и пени по НДПИ в сумме 958 996 руб.
Основанием для доначисления НДПИ послужило применение обществом подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса при отсутствии утвержденных нормативов потерь полезного ископаемого либо потерь, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.
В соответствии с указанной нормой налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со ст. 338 Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях гл. 26 Кодекса 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.
Федеральным законом от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса дополнен абзацем следующего содержания: "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".
Положения подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса (в редакции названного Федерального закона) распространяются на правоотношения, возникшие с 01.01.2006 (ст. 3 Федерального закона от 27.07.2006 N 151-ФЗ "О внесении изменений в главу 26 Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации").
Налогоплательщик обратился в арбитражный суд, основывая свои требования на положениях п. 2 ст. 337 Кодекса, п. 17 Методических рекомендаций по применению главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации "Налог на добычу полезных ископаемых", утвержденных приказом МНС России от 02.04.2002 N БГ-3-21/170, правовой позиции, изложенной в постановлении Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 18.12.2007 N 64 "О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости".
Статьей 337 Кодекса предусмотрено, что в целях гл. 26 Кодекса указанные в п. 1 ст. 336 Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено п. 3 ст. 337 Кодекса), 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).
Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.
Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Налогоплательщик ссылался на то, что им на месторождении добывается нефтесодержащая жидкость, которая направляется контрагентам на подготовку и доведение до стандарта, следовательно, комплекс технологических операций по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь) завершается не на разрабатываемом им Донском месторождении Корниловской площади и не на принадлежащем ему оборудовании.
Согласно условиям договоров с закрытым акционерным обществом "Самара-Нафта" (далее - ЗАО "Самара-Нафта") и открытым акционерным обществом "Татнефть" (далее - ОАО "Татнефть") передача подготовленной ими нефти налогоплательщику производится за вычетом технологических потерь.
Использование при исчислении НДПИ нормативов потерь, учитываемых операторами при исполнении договоров - передаче нефти обществу, налогоплательщик обосновал тем, что применение методики расчета выхода товарной продукции из сырья, разработанной для иных лиц, не запрещено законодательством.
Кроме того, общество оспаривало правильность расчета доначисленного налога, так как инспекцией, по утверждению налогоплательщика, учтены при определении размера занижения налоговой базы данные об объеме потерь при сборе, транспортировке нефти, которые не применялись обществом для расчета количества добытой сырой нефти и расчета НДПИ.
Отказывая в удовлетворении заявленных требований, суды исходили из того, что у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь нефти, расчет добытого полезного ископаемого произведен налогоплательщиком самостоятельно и не оспаривается инспекцией.
Согласно ст. 334 Кодекса налогоплательщиками НДПИ признаются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 336 Кодекса 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.
Одним из видов добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (подп. 3 п. 2 ст. 337 Кодекса).
В силу п. 1 ст. 338 Кодекса налоговая база определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении (п. 2 ст. 338 Кодекса).
Согласно п. 1, 2 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто.
В целях гл. 26 Кодекса массой нетто признается количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.
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 ст. 339 Кодекса. 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 положения ст. 342 Кодекса допускают применение налоговой ставки 0% при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых при использовании налогоплательщиком косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого.
В соответствии с положениями подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 утверждены "Правила об утверждении нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки" (далее - Правила), вступившие в действие с 01.01.2002 и устанавливающие порядок утверждения указанных нормативов.
Согласно п. 5 данных Правил (в первоначальной редакции) нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России.
Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство Российской Федерации по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.
Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.02.2007 N 76 в п. 5 Правил внесены изменения, касающиеся названия министерства, уполномоченного утверждать нормативы потерь.
В соответствии с п. 4 Правил при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезных ископаемых относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь.
Судами установлено и материалами дела подтверждено, что общество имеет лицензию на право пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади ОРБ 00998 НП (далее - лицензия). В соответствии с соглашением об условиях пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади (приложение N 1 к лицензии) общество наделяется всеми правами и несет всю ответственность, как пользователь недр, в соответствии с законодательством Российской Федерации и имеет право выполнять опытно-промышленную эксплуатацию законсервированных и новых скважин. Дополнительным соглашением об условиях пользования недрами для геологического изучения Корниловской площади (приложение N 3 к лицензии) налоговая база при добыче нефти определяется согласно ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 N 126-ФЗ "О внесении изменений и дополнений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации и некоторые другие акты законодательства Российской Федерации, а также о признании утратившими силу отдельных актов законодательства Российской Федерации" в соответствии со ст. 338 Кодекса.
Как следует из учетной политики общества на 2005 - 2007 гг., налогоплательщик в проверяемом периоде применял косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.
Судами также установлено, что нормативы потерь по Корниловскому месторождению на период 2005 - 2007 гг. не утверждены (письмо Приуральского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору N 18/Л/неф-1363 от 01.09.2009); технический проект по данному месторождению не разрабатывался.
Из письма Управления по недропользованию по Оренбургской области от 21.09.2009 N ОК-0311505 следует, что нормативными документами для добычи нефти являются согласованные в установленном порядке с соответствующими государственными органами: план пробной эксплуатации скважины, проект пробной эксплуатации месторождения, технологическая схема разработки месторождения. Однако данные документы обществом не представлены за исключением плана пробной эксплуатации скважины N 23, который не содержит сведений о размерах потерь при добыче.
Представленный налогоплательщиком отчет о научно-исследовательской работе "Разработка нормативов технологических потерь нефти на Донском месторождении Корниловской площади для ООО "Нефтесервис" суды не признали документом, равнозначным техническому проекту, содержащему нормативы фактических потерь при добыче полезных ископаемых в спорных периодах, поскольку он не утвержден в установленном законом порядке.
Таким образом, судами сделан обоснованный вывод о том, что нормативы потерь полезных ископаемых по Корниловскому месторождению на 2005 - 2007 гг. в установленном порядке не были утверждены.
Довод общества о возможности применения нормативов потерь, используемых контрагентами при исполнении договорных обязательств, суды также отклонили.
Согласно п. 18, 20 Методических указаний по контролю за технической обоснованностью расчетов платежей при пользовании недрами, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 10.12.1998 N 76, учет добычи и потерь полезных ископаемых осуществляется в соответствии с установленным порядком ведения геолого-маркшейдерского учета запасов полезных ископаемых и отражается в формах государственного федерального статистического наблюдения.
Учет добычи и потерь нефти и газа ведется по данным учета на скважинах и на пунктах первичной обработки (подготовки) углеводородов на основании согласованных с органами Госгортехнадзора России методик.
Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.1997 N РД 153-39-019-97, предусмотрено, что фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условии соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.
Согласно п. 2.2, 5 Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденной Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.1997 N РД 153-39-018-97, добыча нефти - это комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
Величина фактических потерь нефти определяется расчетно-экспериментальным методом в соответствии с положениями Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденных Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 16.06.1997 N РД 153-39-019-97.
Указание в п. 5 Правил на нормативы потерь по месторождению, свидетельствует, как правильно указано судами, о необходимости наличия утвержденных нормативов потерь по конкретному месторождению, в данном случае - Донскому месторождению Корниловской площади.
Кроме того, судами принято во внимание отсутствие утвержденных в установленном порядке нормативов потерь полезного ископаемого при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки, для контрагентов налогоплательщика. Суды правильно отметили, что представленные в материалы дела письмо ЗАО "Самара-Нафта" от 16.09.2009 и нормативы технологических потерь ООО "Татнефть", относящиеся к 2008 - 2009 гг., устанавливают лишь размер технологических потерь нефти.
Проверив правильность доначислений, суд апелляционной инстанции установил, что решение инспекции основано на самостоятельно произведенном обществом расчете количества полезного ископаемого; расчет потерь полезного ископаемого инспекцией не производился, их объем установлен обществом. Судом отмечено, что инспекцией не оспаривается возможность применения рассчитанного обществом коэффициента потерь нефти для определения размера фактических потерь нефти расчетным способом, в то же время определение данного коэффициента в отчете о научно-исследовательской работе "Разработка нормативов технологических потерь нефти на Донском месторождении Корниловской площади", не отвечает требованиям законодательства к порядку утверждения нормативов потерь.
В силу п. 4 Правил при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь все фактические потери полезного ископаемого относятся к сверхнормативным до утверждения нормативов потерь.
Учитывая изложенное, суд апелляционной инстанции отклонил доводы общества о необоснованности расчета доначислений.
Исследовав материалы дела, суды пришли к обоснованному выводу о том, что общество в 2005 - 2007 гг. применяло нулевую ставку в отношении потерь нефти с нарушением порядка, предусмотренного подп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса, а также п. 5 Правил, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.01 N 921, что привело к неполной уплате НДПИ.
Выводы судов сделаны с соблюдением требований, установленных ст. 65, 71, ч. 4, 5 ст. 200 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Доводы, изложенные в кассационной жалобе, судом кассационной инстанции отклоняются, так как правовое обоснование требований судами проверено полностью, включая ссылку на ст. 337 Кодекса; фактические обстоятельства, имеющие существенное значение для дела, определены правильно и всесторонне исследованы; правильность расчета также проверена, что отражено в содержании судебных актов. Судом первой инстанции установлено, что при самостоятельном определении количества добытого полезного ископаемого налогоплательщик использовал документы оперативной отчетности, которые охарактеризованы как геологические отчеты по эксплуатации скважин (месячные эксплуатационные рапорты). Произведенный налогоплательщиком расчет инспекцией не оспаривался.
Нарушения судом апелляционной инстанции требований ст. 110, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, а также норм процессуального права, являющихся в силу ч. 4 ст. 288 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации основанием к отмене судебных актов, судом кассационной инстанции не выявлено.
С учетом изложенного суд кассационной инстанции не усматривает оснований для удовлетворения кассационной жалобы.
Руководствуясь ст. 286, 287, 289 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
постановил:
решение Арбитражного суда Оренбургской области от 23.09.2010 по делу N А47-972/2010 и постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 20.12.2010 по тому же делу оставить без изменения, кассационную жалобу общества с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" - без удовлетворения.
Возвратить обществу с ограниченной ответственностью "Нефтесервис" из федерального бюджета излишне уплаченную платежным поручением от 19.01.2011 N 17 государственную пошлину по кассационной жалобе в сумме 1000 руб.
Председательствующий
ТОКМАКОВА А.Н.
Судьи
ГАВРИЛЕНКО О.Л.
АННЕНКОВА Г.В.
ТОКМАКОВА А.Н.
Судьи
ГАВРИЛЕНКО О.Л.
АННЕНКОВА Г.В.
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)