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
15 февраля 2007 г. Дело N А40-62476/06-99-277
Резолютивная часть решения объявлена 15 февраля 2007 года.
Полный текст решения изготовлен 12 марта 2007 года.
Арбитражный суд г. Москвы в составе судьи К., при ведении протокола судебного заседания секретарем Б., рассмотрев в открытом судебном заседании дело Открытого акционерного общества "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (ОАО "Томскнефть" ВНК) к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о признании частично недействительным решения от 14.07.2006 N 52/887 о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения, при участии: от заявителя - П., дов. от 26.02.2006 N ЮЭП - 105/06, И.И.Ю., дов. от 26.02.2006 N ЮЭП - 95/06, Е., дов. от 03.10.2006 б/н, М., дов. от 28.11.2006 б/н, С., дов. от 28.11.2006 б/н, И.О.Б., дов. от 17.01.2001 б/н, от ответчика - Х., дов. от 13.02.2006 N 17, О., дов. от 14.11.2006 N 110,
Открытое акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (далее - общество, заявитель) с учетом уточнений предмета заявленных требований в порядке статьи 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации просит признать недействительным решение Межрегиональной Инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - инспекция, налоговый орган) от 14.07.2006 N 52/887 о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налогов:
1. С технологических потерь нефти (п. п. 1.1, 4.15, 6.6 решения):
- по НДПИ в размере 7283146 руб.,
- по НДС в размере 2909247 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 3061534 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 2. В связи с изменением амортизационной группы водозаборных скважин (п. п. 2, 6.5 решения):
- по налогу на имущество в размере 211894 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 1966134 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 3. По транспортному налогу (п. 3 решения) в размере 104595 руб., пени и налоговые санкции;
- 4. НДС при списании дебиторской задолженности (п. 4.1 решения) в размере 313999 руб., пени и налоговые санкции;
- 5. НДС на сумму расходов, понесенных агентом (п. 4.3 решения) в размере 1118281 руб., пени и налоговые санкции;
- 6. НДС со стоимости давальческих материалов (п. 4.4 решения) в размере 143918317,7 руб. пени и налоговые санкции;
- 7. В связи с непринятием услуг за управление (п. п. 4.5, 6.2 решения):
- по НДС в размере 104236873 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 102024332 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 8. В связи с приобретением электроэнергии (п. п. 4.6, 6.1 решения):
- по НДС в размере 280905318 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 294686055 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 9. В связи с непринятием вычета по НДС по услугам, полученным от ООО "УСР" (п. п. 4.8, 6.3 решения):
- по НДС в размере 517775 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 2344913 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 10. В связи с отсутствием двойного предъявления вычета по НДС:
- по п. 4.9 решения НДС в размере 315996 руб.,
- по п. 4.10 решения НДС в размере 12483555 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 11. По объектам завершенного и незавершенного капитального строительства (п. 4.11 решения):
- НДС в размере 74181507 руб.,
- при строительстве кустовых оснований (п. п. 4.12.1 и 4.12.2 решения) НДС в размере 12133065 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 12. В связи с использованием средств Фонда ВМСБ (п. п. 4.13 и 6.7 решения)
- по НДС в размере 7558077 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 7714317 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 13. В связи с отнесением затрат на капитальный ремонт по договору аренды по налогу на прибыль в размере 862557 руб., пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 14. В связи с необходимостью уменьшения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль на суммы доначисленных налогов (НДПИ, на имущество, транспортный) в размере 1551347 руб.;
- 15. В связи с взысканием НДФЛ в размере 49155 руб., а также в связи с взысканием штрафа по п. 1 ст. 126 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) за непредставление документов в размере 9718050 руб.
В обоснование своих требований заявитель указал, что решение инспекции в оспариваемой части не соответствует законодательству о налогах и сборах, фактическим обстоятельствам и нарушает его права как налогоплательщика на уплату законно установленных налогов.
Инспекция требования не признала, указав, что в ходе выездной налоговой проверки общества установлены нарушения законодательства о налогах и сборах, в связи с чем решение инспекции является законным и обоснованным.
Заслушав объяснения представителей сторон, исследовав письменные доказательства, суд находит, что заявленные требования подлежат частичному удовлетворению исходя из следующего.
Инспекцией была проведена выездная налоговая проверка заявителя за период с 01.01.2004 по 31.12.2004, по результатам составлен акт выездной налоговой проверки N 52/104 от 07.02.2006 (далее - акт проверки, л.д. 3 - 100 том 11).
20.02.2006 общество направило возражения на акт проверки в порядке статьи 100 Кодекса, которые 22.02.2006 были рассмотрены инспекцией и 14.07.2006 принято оспариваемое решение N 52/887 (л.д. 2 - 100 том 10) о привлечении налогоплательщика, плательщика сбора, налогового агента к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения.
Инспекция доначислила в решении ряд налогов (налог на добычу полезных ископаемых, налог на прибыль и налог на добавленную стоимость) с технологических потерь нефти.
Так, в п. 1.1 решения (л.д. 2 - 7 том 10) доначислен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в сумме 7283146 руб., поскольку инспекция пришла к выводу, что в нарушение п. 3 ст. 338 Кодекса общество не включило в налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых объем нефти в размере 8637,405 тонн, реализованной ООО "Эвойл" в январе 2004 года, при реализации нефти на устье скважины.
Позиция налогового органа состоит в том, что технологические потери нефти являются объектом налогообложения по налогу на добычу полезных ископаемых, т.к. переход права собственности на нефть происходил согласно условиям договора N 01/6-Н от общества к ООО "Эвойл" (том 22 л.д. 151 - 154) на устье каждой скважины, в связи чем общество обязано было включить в налоговую базу по НДПИ технологические потери нефти.
Инспекция указала, что на основании договора от 01.01.2003 N 01/6-Н в январе 2004 г. общество реализовало ООО "Эвойл" 1522062,595 тонн нефти. По условиям договора переход права собственности на добытую нефть (с учетом потерь в количестве 8637,405 тонн), содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к покупателю (ООО "Эвойл") происходит на устье каждой скважины, т.е. реализация нефти покупателю происходит до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.
Данные действия (бездействие) налогоплательщика противоречат п. 8 ст. 339 Кодекса, в соответствии с которым при реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.
Также при проверке правильности применения ставки 0 процентов установлено завышение нормативных потерь, что привело к занижению налоговой базы по НДПИ в объеме 604,73 тонны нефти.
Согласно утвержденной приказом от 30.12.2003 N 1564 учетной политике для целей налогообложения по НДПИ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком прямым методом (посредством применения измерительных средств и устройств).
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Согласно п. 2 ст. 343 Кодекса сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода. Налоговым периодом в соответствии со ст. 341 Кодекса является календарный месяц.
Поскольку переход права собственности на добытую нефть (с учетом потерь в количестве 8637,405 тонн), содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к покупателю происходит на устье каждой скважины, то реализация нефти покупателю происходит до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений. Риск потерь нефти, в том числе потерь, обусловленных технологией производства, или ухудшения качества товарной нефти переходит к покупателю на центральных пунктах сбора. Как установлено в ходе выездной налоговой проверки, технологические потери нефти относятся обществом на результаты своей финансово-хозяйственной деятельности.
Основные потери нефти с момента ее извлечения из устья скважины и до передачи покупателю на центральных пунктах сбора происходят за счет технологических потерь. К технологическим потерям нефти относятся безвозвратные потери, зависящие от степени совершенства применяемых технологических процессов, технологических средств, природных физико-химических свойств и организационных факторов, в том числе внедрения сберегающих мероприятий, при добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспорте нефти и газа.
Технологические потери нефти объясняются необходимостью доведения ее качества до ГОСТ Р 51858-2002 или ТУ 39-1623-93. На устье скважины извлекается углеводородное сырье, содержащее нефть, которая приобретает свои товарные характеристики лишь в результате определенного комплекса технологических мероприятий.
Исходя из этого, инспекция считает, что между покупателем и продавцом складываются дополнительные отношения по доработке (переработке) добываемого обществом углеводородного сырья до качества реализуемой товарной нефти.
Поскольку переход права собственности на всю добытую нефть, содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к ООО "Эвойл" происходит на устье каждой скважины немедленно после извлечения из недр, реализация нефти осуществляется до завершения комплекса технологических операций, в ходе которых возникают технологические потери. Следовательно, технологические потери должны относиться на собственника нефти, извлеченной из недр, т.е. ООО "Эвойл" должно компенсировать потери, возникающие у общества с момента перехода права собственности на нефть - извлечения нефти в составе углеводородного сырья на устье скважины, - до передачи товарной нефти покупателю на центральных пунктах сбора.
На стадии реализации нефти на устье каждой скважины у общества отсутствуют потери добытого полезного ископаемого, обусловленные причинами технологического характера, следовательно, из объема добычи нефти за январь 2004 года неправомерно исключены подлежащие компенсации технологические потери нефти
Данный довод налогового органа является неправомерным и не может быть принят судом по следующим основаниям.
В соответствии с п. 2.1 договора N 01/6-Н от 17.12.2003 продавец, являясь собственником всего объема товарной нефти, добываемой им в составе углеводородного сырья в январе 2004 года, передает товарную нефть в количестве около 1500000 тонн покупателю по показателям счетчиков или калиброванным резервуарам на пунктах сдачи ПСП.
Пункт 8 ст. 339 Кодекса в данном случае применяться не должен, т.к. предметом договора являлось не углеводородное сырье, а нефть сырая, обезвоженная, доведенная до соответствующих ГОСТов, то есть после завершения комплекса технологических операций.
Пунктом 8.1 ГОСТа Р 51858-2002 установлено, что нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.
В соответствии с пунктом 5.1 ГОСТа Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" нефть должна соответствовать требованиям таблиц 1 - 4. В указанном ГОСТе изложены технологические параметры нефти. Учитывая, что предметом договора N 01/6-н является именно нефть товарная, доведенная до качества, установленного названным ГОСТом, технологические потери, которые образовались в процессе доведения нефти до соответствующего стандарта, не должны были передаваться обществом покупателю, доход от продажи технологических потерь общество не получало.
Таким образом, как условиями договора N 01/6-Н, так и требованиями ГОСТа Р 51858-2002 подтверждается невозможность реализации углеводородного сырья - то есть первого товарного продукта, извлекаемого из недр, поскольку в данном случае невозможно определить ни количество переданного товара, ни его качество. Только после проведения технологических операций, в ходе которых образуются технологические потери нефти, из полученного углеводородного сырья, извлекают нефть, на которую может быть передано право собственности.
При этом количество отпущенного товара также определялось после доведения нефти до качества, установленного ГОСТом Р 51858-2002, что подтверждается балансом нефти за январь 2004 года (том 22 л.д. 137).
Полный технологический процесс добычи нефти в составе углеводородного сырья, доведения ее до необходимого качества и транспортировки нефти к месту передачи ее покупателю (ПСП), то есть выполнение обществом договорных обязательств заявителем, влечет для него потери определенной части добытого сырья - технологические потери. Согласно Методическим указаниям по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ (РД 153-39-019-97), утвержденным Минтопэнерго РФ 16.06.1997, под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием ее исходных физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти (том 22 л.д. 1 - 3).
Таким образом, технологические потери возникают не на стадии реализации нефти, а на стадии доведения сырья до установленного качества. Доведение углеводородного сырья до качества, установленного ГОСТом, и является, наряду с добычей, производством нефти.
В соответствии с п. 1 ст. 336 Кодекса объектом налогообложения по налогу на добычу полезных ископаемых является полезное ископаемое, добытое на участке недр, предоставленном пользователю в соответствии с законодательством РФ. Пункт 1 ст. 337 Кодекса определяет, что в целях настоящей главы полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
Согласно пп. 3 п. 2 ст. 337 Кодекса видами добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье, в частности, нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений.
Таким образом, в целях главы 26 Кодекса добытым полезным ископаемым признается продукция, 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 организации (предприятия), к которым в данном случае относится нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
П. 1 ст. 339 Кодекса установлено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.
В данном случае условиями договоров определено, что количество добытой товарной нефти определяется по показаниям счетчиков на ПСП (приемосдаточном пункте). Из этого следует, что обществом используется прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого. При этом добытое углеводородное сырье не является полезным ископаемым, исходя из требований, установленных ст. 337 Кодекса.
Поэтому, несмотря на то, что право собственности переходит от общества к покупателю на устье скважины немедленно после извлечения нефти из недр, на данный момент извлекаемое углеводородное сырье еще не является полезным ископаемым, следовательно, объект налогообложения отсутствует.
Только после доведения извлеченного углеводородного сырья до качества, установленного ГОСТом (л.д. 28 - 37 том 9), можно определить количество добытого полезного ископаемого.
В соответствии со ст. 339 Кодекса при прямом методе определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого, которые в соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса облагаются по налоговой ставке 0 процентов в части нормативных потерь. Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой обустройства месторождений, в пределах нормативов потерь, утвержденных в порядке, определяемом Правительством РФ. Определение технологических потерь нефти осуществлялось в соответствии с п. 1.10 РД 153-39-019-97 специализированным научно-исследовательским институтом "ТомскНИПИнефть" (выписка из научно-исследовательской работы "Научное обоснование фактических технологических потерь нефти, газа и конденсата на объектах ОАО "Томскнефть" ВНК в 2003 году и разработка научно обоснованных нормативов технологических потерь на 2004 год..." - том 22 л.д. 4 - 102), приложение А "Принципиальные технологические схемы на объектах общества к научно-исследовательской работе" (том 22 л.д. 103 - 136).
В соответствии с Правилами утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, Минэнерго РФ по согласованию с Министерством природных ресурсов РФ и Госгортехнадзором России были утверждены "Нормативы технологических потерь нефти, газового конденсата и природного газа при добыче, сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке на 2004 год" от 03.06.2004, в том числе и по соответствующим месторождениям общества (л.д. 17 - 26 том 9).
Инспекция необоснованно применяет к технологическим потерям общества п. 8 ст. 339 Кодекса, не учитывая, что при разработке месторождений полезных ископаемых в соответствии с выданными заявителю лицензиями на добычу полезных ископаемых должен учитываться весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных проектами разработки месторождений полезных ископаемых.
Из п. 8 ст. 339 Кодекса следует, что при незавершенном технологическом цикле налогообложению подлежит только полезное ископаемое, реализованное и (или) использованное на собственные нужды в данном налоговом периоде.
Однако, как утвержденные Минэнерго РФ нормативы технологических потерь, так и проекты разработки месторождений (или иные аналогичные документы, в соответствии с которыми осуществляется разработка месторождений), подтверждают, что комплекс технологических операций по добыче нефти, как добытого полезного ископаемого, включает в себя операции по технологической подготовке нефти соответствующего качества, определенного ГОСТом.
В данном случае подлежит применению п. 7 ст. 339 Кодекса, согласно которому при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Объем добытой нефти подтверждается налоговой декларацией по НДПИ за 2004 год (л.д. 1 - 16 том 9), актом приема-передачи N 1 товарной нефти от 31.01.2004 (том 22 л.д. 155), а также таблицей-расшифровкой объемов добытого полезного ископаемого (нефть) по месторождениям, подлежащего налогообложению (л.д. 27 том 9), согласно которым объем добытой нефти за январь 2004 г. составил 1522062,595 тонн нефти.
Таким образом, вывод инспекции о неправомерности исключения обществом из налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых технологических потерь нефти является неправомерным, поскольку количество добытого полезного ископаемого вне зависимости от момента перехода права собственности, можно определить только после доведения добытого сырья до установленного стандарта и завершения полного технологического цикла.
Доведение добытого обществом углеводородного сырья до соответствующих стандартов осуществлялось силами и средствами самого общества, что подтверждается пунктом 2.4 договора N 01/6-Н, в котором установлена обязанность продавца по доведению нефти до ГОСТа. При этом количество проданной нефти в силу п. 2.4 названного договора определялось только после доведения нефти до ГОСТа по показателям счетчиков на ПСП, что подтверждает таблица расшифровки объемов добытого полезного ископаемого (нефть) по месторождениям, подлежащего налогообложению и отраженного в налоговой декларации по НДПИ за январь 2004 г. (л.д. 27 том 9).
Кроме того, договор N 01/6-н с ООО "Эвойл" включают в себя не только элементы договора купли-продажи (передачи нефти в составе углеводородного сырья на устье скважины), но и элементы договора подряда по доработке углеводородного сырья до качества, определенного соответствующим ГОСТом или ТУ, что не запрещено гражданским законодательством.
Ссылка налогового органа на ст. 211 Гражданского кодекса Российской Федерации является необоснованной, т.к. нормы закона по бремени содержания имущества, в т.ч. и по рискам его утраты, не являются императивными. Договором общества с ООО "Эвойл" на продавца была возложена обязанность по доведению качества нефти до установленного ГОСТом. При этом в цену договора была включена стоимость как непосредственно нефти в составе углеводородного сырья, так и доведение ее до установленного качества, что подтверждает п. 3.1 договора, в котором цена установлена за каждую подготовленную из углеводородного сырья тонну товарной нефти (с учетом расходов по транспортировке товарной нефти до ПСП).
В этой связи суд считает, что общество правомерно исчислило налог на добычу полезных ископаемых с учетом технологических потерь, связанных с доведением углеводородного сырья до ГОСТа.
Кроме того, суд учитывает, что при проведении выездной налоговой проверки общества за предыдущий период (2003 год) в акте налоговой проверки от 03.12.2004 N 52/979 инспекцией первоначально был сделан такой же вывод о неправомерности исключения технологических потерь из налогооблагаемой базы по НДПИ, т.к. право собственности на нефть переходило на устье скважины.
Однако по результатам рассмотрения возражений общества его доводы приняты инспекцией и в решении N 52/122 от 07.02.2005 указанные расходы были признаны обоснованными (л.д. 132 - 146 том 9).
Данные выводы инспекции, изложенные в решении, являются письменными разъяснениями налогового органа, что в соответствии с пп. 3 п. 1 ст. 111 Кодекса исключает возможность привлечения общества к налоговой ответственности по данному основанию.
По данному пункту налоговый орган неправомерно осуществил доначисление налога на добычу полезных ископаемых в сумме 7283146 руб. (абз. 6 пп. "а" п. 2.2 резолютивной части решения), пени в сумме 2522967 руб. (абз. 6 пп. "б" п. 2.2 резолютивной части решения) и применил налоговые санкции в сумме 1456629 руб. (пп. "д" п. 1.1 резолютивной части решения).
В пункте 4.15 решения (л.д. 61 - 64 том 10) инспекцией неправомерно доначислен НДС в сумме 2909247 руб., подлежащий, по мнению налогового органа, предъявлению покупателю ООО "Эвойл" с неучтенного дохода по технологическим потерям при реализации нефти на сумму 16162485 руб. Также начислены пени в сумме 1093985 руб., применены штрафные санкции в сумме 581849 руб.
Суд считает, что отсутствуют законные основания для доначисления налога, пени и привлечения общества к ответственности по п. 1 статьи 122 Кодекса.
В соответствии с п. 1 ст. 146 Кодекса объектом налогообложения НДС являются операции по реализации товаров на территории Российской Федерации. Согласно п. 1 ст. 154 Кодекса налоговая база при реализации налогоплательщиком товаров определяется как стоимость этих товаров, исчисленная исходя из цен, определенных в соответствии со ст. 40 Кодекса, то есть цен, указанных сторонами сделки в договоре, если не имеется оснований для пересчета цен, и без включения налога с продаж. В соответствии с п. 1 ст. 153 Кодекса налоговая база при реализации товаров (работ, услуг) определяется налогоплательщиком в соответствии с главой 21 Кодекса в зависимости от особенностей реализации произведенных им или приобретенных на стороне товаров (работ, услуг).
Особенность реализации произведенных налогоплательщиком товаров зависит, в том числе, и от вида реализуемого товара. В данном случае налоговым органом не приняты технологические потери, полученные обществом при реализации нефти, относящейся к минеральным полезным ископаемым.
Согласно ст. ст. 424 и 485 Гражданского кодекса РФ цена товара определяется в зависимости от показателей, обуславливающих цену товара (себестоимость, затраты и т.п.). В налоговом законодательстве порядок определения соответствующих затрат, определяющих цену товара, установлен в главе 25 Кодекса. При этом порядок определения количества и стоимости добытого полезного ископаемого также установлен в ст. ст. 337, 338, 339 и 340 Кодекса.
Согласно ст. 210 ГК РФ собственник несет бремя содержания принадлежащего ему имущества, если иное не предусмотрено законом или договором. Заявителем представлены доказательства того, что договором N 01/6-Н от 01.01.2003, заключенным между ним и ООО "Эвойл", были установлены иные, отличные от ст. 210 ГК РФ, правила.
Так, одной из обязанностей общества как продавца является доведение качества нефти до установленного ГОСТом, а также транспортировка нефти в составе углеводородного сырья до ПСП (коммерческого узла учета нефти). В соответствии с п. 2.3 указанного договора все риски утраты, включая потери, обусловленные технологией производства или ухудшением качества товарной нефти переходят от продавца к покупателю только в момент ее передачи на узле учета нефти (то есть после извлечения ее из скважины в составе углеводородного сырья, доведения нефти до согласованного качества и транспортировки нефти до ПСП).
Следовательно, в договоре предусмотрено условие об обязанности продавца нести бремя по содержанию имущества, принадлежащего иным лицам. Установление подобного распределения рисков и потерь в договоре соответствует ч. 4 ст. 421 ГК РФ, согласно которой условия договора определяются по усмотрению сторон, кроме случаев, когда содержание соответствующего условия предписано законом или иными правовыми актами.
Какими-либо нормативными актами содержание договоров реализации нефти не регламентировано.
Исходя из изложенного, суд признает решение инспекции в этой части недействительным.
В п. 6.6 решения (л.д. 80 - 81 том 10) налоговый орган указал на занижение налога на прибыль на сумму 3061534 руб. в результате невключения в налогооблагаемую базу по налогу на прибыль стоимости технологических потерь нефти, полученных в процессе добычи нефти.
Порядок определения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль установлен главой 25 Кодекса. В соответствии со ст. 247 Кодекса объектом налогообложения по налогу на прибыль являются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов. Согласно со ст. 249 Кодекса доходом от реализации признаются выручка от реализации товаров собственного производства.
Как указано выше применительно к пунктам 1.1 и 4.15 решения, условиями договора N 01/6-Н, комплексом технологических операций, выполняемых заявителем при добыче нефти, а также требованиями ГОСТа Р 51858-2002 подтверждается невозможность реализации углеводородного сырья, то есть первого товарного продукта, извлекаемого из недр, поскольку в данном случае невозможно определить ни количество переданного товара, ни его качество. Только после проведения технологических операций, в ходе которых образуются технологические потери нефти, из полученного углеводородного сырья, извлекают нефть, на которую передается право собственности. При этом количество отпущенного товара также определяется только после доведения нефти до качества, установленного ГОСТом Р 51858-2002.
Поэтому выводы инспекции о том, что покупателю передавался объем технологических потерь нефти в размере 8637,405 тонн, является неправомерным, т.к. данный объем относится к технологическим потерям, право собственности на которые к покупателю не переходило и доходы от реализации которых общество не получало.
Решение инспекции в части начисления налога на прибыль в сумме 3061534 руб., пеней в сумме 202472 рубля, привлечения к ответственности в виде штрафа в сумме 612307 руб. суд признает недействительным.
В решении также доначислены налоги (на прибыль и на имущество) в связи с изменением инспекцией примененной обществом амортизационной группы водозаборных скважин.
В п. 2 решения (л.д. 7 - 11 том 10) при оценке правильности определения налогооблагаемой базы по налогу на имущество инспекция увеличила среднегодовую стоимость имущества общества на 9631568 руб., в результате чего доначислила налог на имущество в размере 211894 руб. (абз. 4 пп. "а" п. 2.2 резолютивной части решения), пени в сумме 6378 руб. (абз. 4 пп. "б" п. 2.2 резолютивной части решения) и применила налоговые санкции в размере 42379 руб. (пп. "в" п. 1.1 резолютивной части решения).
В обоснование принятого решения инспекция сослалась на следующее.
Учетной политикой для целей налогообложения общества на 2004 год порядок учета основных средств, включаемых в состав амортизационных групп, установлен согласно Постановлению Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы". Срок полезного использования определяется в соответствии с указанным Постановлением и определяется как наименьший срок использования в соответствующей группе.
- Шестая группа - имущество со сроком полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно - срок полезного использования 121 месяц;
- восьмая группа - имущество со сроком полезного использования свыше 20 лет до 25 лет включительно - срок полезного использования 241 месяц.
В ходе проверки установлено, что в период 2003 - 2004 гг. обществом были введены в эксплуатацию 15 водозаборных скважин на Двуреченском и Западно-Моисеевском месторождениях в Каргасокском районе, которые отнесены к шестой группе - имущество со сроком полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно (121 месяц).
Согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, водозаборные скважины (код ОКОФ 12 4525351) относятся к восьмой группе - имущество со сроком полезного использования свыше 20 лет до 25 лет включительно (241 месяц).
К шестой группе относятся скважины нефтяные эксплуатационные (код ОКОФ 12 4521161) и скважины газовые для эксплуатационного бурения (код ОКОФ 12 4521332). Указанное имущество имеет срок полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно.
Исходя из этого, инспекция пришла к выводу, что в нарушение ст. 375, п. 4 ст. 376 Кодекса обществом занижена среднегодовая стоимость имущества на сумму 9631568 руб., что привело к занижению остаточной стоимости водозаборных скважин в 2004 году.
Суд считает, что решение инспекции в этой части является необоснованным, т.к. принято без учета всех особенностей производственной деятельности общества.
Инспекция утверждает, что общество должно было применить код ОКОФ 124525351, который относится к скважинам водозаборным. Под скважинами данного подвида подразумеваются скважины, основное назначение которых состоит в подъеме воды, пригодной или частично пригодной, используемой для хозяйственно-питьевого назначения.
Как следует из материалов дела, введенные обществом в эксплуатацию 15 водозаборных скважин на Двуреченском и Западно-Моисеевском месторождениях Каргасокского района Томской области являются фактически не водозаборными скважинами, а сооружениями, работающими в комплексе с иным оборудованием для поддержания пластового давления, необходимого для дальнейшей подготовки нефти. Данные скважины бурятся на глубине свыше 1500 м и предназначены для подъема сеноманской воды, у которой очень высокая коррозионная активность, свойства ее близки к химико-физическим свойствам нефти. Сеноманская вода в соответствии с Зональным рабочим проектом 425 необходима для поддержания пластового давления (после проведения анализа, добавления соответствующих добавок в зависимости от физики пласта и химических характеристик добываемой нефти).
Условия работы таких водозаборных скважин с точки зрения агрессивности этих условий обоснованы в научно-техническом отчете о работе "Изучение агрессивности промысловых технологических сред ОАО "Томскнефть" ВНК и разработка перечня объектов основных средств, эксплуатируемых в агрессивных средах", выполненном Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (л.д. 1 - 25 том 13).
Как указано в отчете, согласно СНиП 2.03.11-85 (Раздел 5 Металлические конструкции, таблица 26) сеноманская вода является сильноагрессивным фактором по отношению к металлическим конструкциям, т.к. имеет водородный показатель (pH) свыше 3 до 11, суммарную концентрацию сульфатов и хлоридов свыше 5 г/л, а также содержат кислород.
Для добычи сеноманской жидкости с целью использования ее для поддержания пластового давления бурятся скважины непосредственно возле БКНС (блочно-кустовая насосная скважина). Данные скважины входят в комплекс сооружений для поддержания пластового давления (ППД) и не используются по другому назначению. По мере обводнения месторождений, данные скважины выводятся из эксплуатации и ППД осуществляется подтоварной водой. В подтверждение этого обществом представлены копия зонального рабочего проекта N 425 на строительство водозаборных скважин на Западно-Моисеевском и Двуреченском месторождениях, согласно которому целью бурения данных скважин является именно поддержание пластового давления (л.д. 29, 39, 62 том 13), техническое задание и подъем сеноманской воды (л.д. 54, 64, 87 том 13).
То обстоятельство, что в первичных бухгалтерских документах данные скважины названы водозаборными, не может служить единственным основанием для установления в отношении них срока эксплуатации 20 - 25 лет, который предусмотрен для кода ОКОФ 124525351.
В соответствии с п. 7 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" ПБУ 1/98 (утв. Приказом Минфина РФ от 09.12.1998 N 60н) отражение в бухгалтерском учете фактов хозяйственной деятельности должно осуществляться исходя не столько из их правовой формы, сколько из экономического содержания фактов и условий хозяйствования (требование приоритета содержания перед формой).
Срок полезного использования пятнадцати указанных выше водозаборных скважин общества, добывающих сеноманскую воду, являющуюся по своему физико-химическому составу намного более агрессивной средой, чем простая вода, не может быть намного больше 10 лет. Поэтому, исходя из экономического содержания фактов и условий хозяйственной деятельности, данные скважины были правомерно отнесены к пятой или шестой группе амортизации.
Обоснованность такого отнесения подтверждается также актами о приеме-передаче зданий (сооружений) - форма N ОС-1 по водозаборным скважинам, которыми установлен срок полезного использования водозаборных скважин от 85 до 121 месяца (том 23 л.д. 1 - 30).
Кроме того, согласно п. 1 ст. 258 Кодекса амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества в соответствии с положениями настоящей статьи и с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством РФ.
Согласно п. 5 ст. 258 Кодекса для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, срок полезного использования устанавливается налогоплательщиком в соответствии с техническими условиями или рекомендациями организаций-изготовителей.
Кроме того, суд учитывает то обстоятельство, что в выданной заявителю 25.06.2004 лицензии на право пользования недрами (том 23 л.д. 31 - 39) установлено ее целевое назначение - добыча технических подземных вод для технологического обеспечения разработки Двуреченского месторождения. Установленный срок окончания действия лицензии - 16.09.2021 - также подтверждает, что используемые для добычи технических вод водозаборные скважины не могут относиться к 8 группе амортизации со сроком эксплуатации свыше 20 лет.
На основании изложенного суд приходит к выводу о том, что шестая и пятая группы амортизации по данным скважинам применены обществом правомерно, так как данные скважины относятся к сооружениям для поддержания пластового давления, срок полезного использования которых составляет не более 10 - 15 лет.
В п. 6.5 решения (л.д. 78 - 80 том 10) инспекция указала, что в нарушение ст. ст. 258, 259 Кодекса общество завысило сумму амортизационных отчислений, так как отнесло основные средства (водозаборные скважины) к шестой амортизационной группе, в результате чего был занижен налог на прибыль на сумму 1966134 руб.
Суд не может согласиться с доводами налогового органа в связи со следующим.
Как было указано выше, применительно к п. 2 решения, к водозаборным скважинам, введенным обществом в эксплуатацию в 2004 году, правомерно применена шестая, а не восьмая группа амортизации.
Кроме того, инспекцией неправильно исчислен размер налога на прибыль.
Документами ввода основного средства на баланс общества является акт приема-передачи объекта основного средства (формы ОС-1, ОС-1а и ОС-1б). Начисление амортизации по основному средству производится на основании срока полезного использования, указанного в акте приема-передачи объекта основного средства (формы ОС-1, ОС-1а и ОС-1б).
Согласно ст. 253 Кодекса к расходам, связанным с производством и реализацией относятся суммы начисленной амортизации. Амортизация - это постепенное возмещение износа основных фондов в стоимостном выражении.
На стр. 78 решения инспекцией указано, что завышена сумма амортизационных отчислений в размере 9631568 руб. по налоговому учету по водозаборным скважинам, тогда как данная сумма соответствует не сумме амортизационных отчислений, а среднегодовой стоимости имущества, что указано на стр. 8 решения в соответствии с расчетом налогового органа, приведенном на стр. 27 акта проверки (том 11). Данная сумма рассчитана инспекцией в соответствии с главой 30 Кодекса "Налог на имущество организаций".
Согласно п. 1 ст. 375 Кодекса налоговая база по налогу на имущество определяется как среднегодовая стоимость имущества. Имущество, признаваемое объектом налогообложения учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации.
Согласно п. 4 ст. 376 Кодекса среднегодовая (средняя) стоимость имущества, определяется как частное от деления суммы, полученной в результате сложения величин остаточной стоимости имущества на 1-е число каждого месяца налогового (отчетного) периода и 1-е число следующего за налоговым (отчетным) периодом месяца, на количество месяцев в налоговом (отчетном) периоде, увеличенное на единицу.
Объектом обложения налогом на прибыль согласно ст. 247 Кодекса являются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с главой 25 Кодекса, согласно п. 2 ст. 253 Кодекса сумма начисленной амортизации относится к расходам, связанным с производством и реализацией продукции.
В соответствии со п. 4 ст. 259 Кодекса годовая сумма амортизационных отчислений определяется при линейном способе - исходя из первоначальной стоимости или (текущей (восстановительной) стоимости (в случае проведения переоценки) объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта.
Первоначальная стоимость водозаборных скважин, сформированная по данным налогового учета, отличается от первоначальной стоимости, по нормам ПБУ 6/01 в бухгалтерском учете.
Согласно п. 1.3.1 учетной политики общества для целей налогообложения, утвержденной приказом N 1564 от 30.12.2003 (л.д. 90 - 95 том 8), не включаются в первоначальную стоимость основных средств: суммовые разницы, учитываемые в составе внереализационных расходов (доходов) в момент их выявления (погашения обязательств перед кредиторами) и расходы цехов (отделов) управления капитальным строительством и материально-технического обеспечения, признаваемых в составе косвенных расходов по соответствующим статьям затрат.
Первоначальная стоимость основных средств по перечисленным в решении налоговой проверки водозаборным скважинам указана по данным бухгалтерского учета и больше суммы первоначальной стоимости, учитываемой обществом при расчете амортизации по данным налогового учета на сумму 2396372 руб.
Таким образом, при расчете налога на прибыль в п. 6.5 решения инспекция учитывала не амортизационные отчисления, а среднегодовую стоимость имущества, исчисленную для расчета налога на имущество, что не соответствует правилам определения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль, установленным главой 25 Кодекса.
При отнесении водозаборных скважин к восьмой группе, сумма амортизационных отчислений по данным скважинам по налоговому учету составила бы только 2493080 руб., что указано в расчете начисления амортизации по налоговому учету для исчисления налога на прибыль (л.д. 13 том 5). Данная сумма рассчитана с учетом положений п. 8 ст. 258 Кодекса, согласно которому основные средства, права на которые подлежат государственной регистрации в соответствии с законодательством РФ, включаются в состав соответствующей амортизационной группы с момента документально подтвержденного факта подачи документов на регистрацию указанных прав. Подтверждением сдачи документов на государственную регистрацию в 2004 году служат копии расписок в получении документов учреждением юстиции по государственной регистрации прав на недвижимое имущество и сделок с ним на территории Томской области (л.д. 14 - 28 том 5).
По данным налогового учета общества при исчислении налога на прибыль по данным скважинам учитывалась амортизация в размере 7026717 руб.
Следовательно, налог на прибыль мог быть доначислен только в размере 925451 руб., исходя из следующего расчета: 4533637 x 20,413%, где 4533637 руб. - разница между суммой амортизации, начисленной обществом, и суммой амортизации, которая должна была быть начислена инспекцией при отнесении данных скважин к восьмой группе амортизации.
Таким образом, даже при условии отнесения данных скважин к восьмой группе амортизации, налог на прибыль должен был составить не 1966134 руб., как указано в решении, а 925451 руб. В результате доначисленный налог на прибыль завышен на 1040683 рубля.
Это обстоятельство признано инспекцией в дополнительном расчете доначисленного налога, произведенном по предложению суда. Актом сверки от 05.12.2006 представитель инспекции подтвердил, что действительно в решении инспекции сумма амортизационных отчислений при расчете налога на прибыль взята как сумма среднегодовой стоимости имущества.
Страницы: 1 из 4 1 2 3 4
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
РЕШЕНИЕ АРБИТРАЖНОГО СУДА Г. МОСКВЫ ОТ 15.02.2007, 12.03.2007 ПО ДЕЛУ N А40-62476/06-99-277
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
АРБИТРАЖНЫЙ СУД Г. МОСКВЫ
Именем Российской Федерации
РЕШЕНИЕ
15 февраля 2007 г. Дело N А40-62476/06-99-277
Резолютивная часть решения объявлена 15 февраля 2007 года.
Полный текст решения изготовлен 12 марта 2007 года.
Арбитражный суд г. Москвы в составе судьи К., при ведении протокола судебного заседания секретарем Б., рассмотрев в открытом судебном заседании дело Открытого акционерного общества "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (ОАО "Томскнефть" ВНК) к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о признании частично недействительным решения от 14.07.2006 N 52/887 о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения, при участии: от заявителя - П., дов. от 26.02.2006 N ЮЭП - 105/06, И.И.Ю., дов. от 26.02.2006 N ЮЭП - 95/06, Е., дов. от 03.10.2006 б/н, М., дов. от 28.11.2006 б/н, С., дов. от 28.11.2006 б/н, И.О.Б., дов. от 17.01.2001 б/н, от ответчика - Х., дов. от 13.02.2006 N 17, О., дов. от 14.11.2006 N 110,
УСТАНОВИЛ:
Открытое акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (далее - общество, заявитель) с учетом уточнений предмета заявленных требований в порядке статьи 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации просит признать недействительным решение Межрегиональной Инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - инспекция, налоговый орган) от 14.07.2006 N 52/887 о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налогов:
1. С технологических потерь нефти (п. п. 1.1, 4.15, 6.6 решения):
- по НДПИ в размере 7283146 руб.,
- по НДС в размере 2909247 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 3061534 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 2. В связи с изменением амортизационной группы водозаборных скважин (п. п. 2, 6.5 решения):
- по налогу на имущество в размере 211894 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 1966134 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 3. По транспортному налогу (п. 3 решения) в размере 104595 руб., пени и налоговые санкции;
- 4. НДС при списании дебиторской задолженности (п. 4.1 решения) в размере 313999 руб., пени и налоговые санкции;
- 5. НДС на сумму расходов, понесенных агентом (п. 4.3 решения) в размере 1118281 руб., пени и налоговые санкции;
- 6. НДС со стоимости давальческих материалов (п. 4.4 решения) в размере 143918317,7 руб. пени и налоговые санкции;
- 7. В связи с непринятием услуг за управление (п. п. 4.5, 6.2 решения):
- по НДС в размере 104236873 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 102024332 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 8. В связи с приобретением электроэнергии (п. п. 4.6, 6.1 решения):
- по НДС в размере 280905318 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 294686055 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 9. В связи с непринятием вычета по НДС по услугам, полученным от ООО "УСР" (п. п. 4.8, 6.3 решения):
- по НДС в размере 517775 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 2344913 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 10. В связи с отсутствием двойного предъявления вычета по НДС:
- по п. 4.9 решения НДС в размере 315996 руб.,
- по п. 4.10 решения НДС в размере 12483555 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 11. По объектам завершенного и незавершенного капитального строительства (п. 4.11 решения):
- НДС в размере 74181507 руб.,
- при строительстве кустовых оснований (п. п. 4.12.1 и 4.12.2 решения) НДС в размере 12133065 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 12. В связи с использованием средств Фонда ВМСБ (п. п. 4.13 и 6.7 решения)
- по НДС в размере 7558077 руб.,
- по налогу на прибыль в размере 7714317 руб.,
- - пени и налоговые санкции на указанные налоги;
- 13. В связи с отнесением затрат на капитальный ремонт по договору аренды по налогу на прибыль в размере 862557 руб., пени и налоговые санкции на указанные начисления;
- 14. В связи с необходимостью уменьшения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль на суммы доначисленных налогов (НДПИ, на имущество, транспортный) в размере 1551347 руб.;
- 15. В связи с взысканием НДФЛ в размере 49155 руб., а также в связи с взысканием штрафа по п. 1 ст. 126 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) за непредставление документов в размере 9718050 руб.
В обоснование своих требований заявитель указал, что решение инспекции в оспариваемой части не соответствует законодательству о налогах и сборах, фактическим обстоятельствам и нарушает его права как налогоплательщика на уплату законно установленных налогов.
Инспекция требования не признала, указав, что в ходе выездной налоговой проверки общества установлены нарушения законодательства о налогах и сборах, в связи с чем решение инспекции является законным и обоснованным.
Заслушав объяснения представителей сторон, исследовав письменные доказательства, суд находит, что заявленные требования подлежат частичному удовлетворению исходя из следующего.
Инспекцией была проведена выездная налоговая проверка заявителя за период с 01.01.2004 по 31.12.2004, по результатам составлен акт выездной налоговой проверки N 52/104 от 07.02.2006 (далее - акт проверки, л.д. 3 - 100 том 11).
20.02.2006 общество направило возражения на акт проверки в порядке статьи 100 Кодекса, которые 22.02.2006 были рассмотрены инспекцией и 14.07.2006 принято оспариваемое решение N 52/887 (л.д. 2 - 100 том 10) о привлечении налогоплательщика, плательщика сбора, налогового агента к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения.
Инспекция доначислила в решении ряд налогов (налог на добычу полезных ископаемых, налог на прибыль и налог на добавленную стоимость) с технологических потерь нефти.
Так, в п. 1.1 решения (л.д. 2 - 7 том 10) доначислен налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в сумме 7283146 руб., поскольку инспекция пришла к выводу, что в нарушение п. 3 ст. 338 Кодекса общество не включило в налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых объем нефти в размере 8637,405 тонн, реализованной ООО "Эвойл" в январе 2004 года, при реализации нефти на устье скважины.
Позиция налогового органа состоит в том, что технологические потери нефти являются объектом налогообложения по налогу на добычу полезных ископаемых, т.к. переход права собственности на нефть происходил согласно условиям договора N 01/6-Н от общества к ООО "Эвойл" (том 22 л.д. 151 - 154) на устье каждой скважины, в связи чем общество обязано было включить в налоговую базу по НДПИ технологические потери нефти.
Инспекция указала, что на основании договора от 01.01.2003 N 01/6-Н в январе 2004 г. общество реализовало ООО "Эвойл" 1522062,595 тонн нефти. По условиям договора переход права собственности на добытую нефть (с учетом потерь в количестве 8637,405 тонн), содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к покупателю (ООО "Эвойл") происходит на устье каждой скважины, т.е. реализация нефти покупателю происходит до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.
Данные действия (бездействие) налогоплательщика противоречат п. 8 ст. 339 Кодекса, в соответствии с которым при реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.
Также при проверке правильности применения ставки 0 процентов установлено завышение нормативных потерь, что привело к занижению налоговой базы по НДПИ в объеме 604,73 тонны нефти.
Согласно утвержденной приказом от 30.12.2003 N 1564 учетной политике для целей налогообложения по НДПИ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком прямым методом (посредством применения измерительных средств и устройств).
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Согласно п. 2 ст. 343 Кодекса сумма налога исчисляется по итогам каждого налогового периода. Налоговым периодом в соответствии со ст. 341 Кодекса является календарный месяц.
Поскольку переход права собственности на добытую нефть (с учетом потерь в количестве 8637,405 тонн), содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к покупателю происходит на устье каждой скважины, то реализация нефти покупателю происходит до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений. Риск потерь нефти, в том числе потерь, обусловленных технологией производства, или ухудшения качества товарной нефти переходит к покупателю на центральных пунктах сбора. Как установлено в ходе выездной налоговой проверки, технологические потери нефти относятся обществом на результаты своей финансово-хозяйственной деятельности.
Основные потери нефти с момента ее извлечения из устья скважины и до передачи покупателю на центральных пунктах сбора происходят за счет технологических потерь. К технологическим потерям нефти относятся безвозвратные потери, зависящие от степени совершенства применяемых технологических процессов, технологических средств, природных физико-химических свойств и организационных факторов, в том числе внедрения сберегающих мероприятий, при добыче, сборе, подготовке и межпромысловом транспорте нефти и газа.
Технологические потери нефти объясняются необходимостью доведения ее качества до ГОСТ Р 51858-2002 или ТУ 39-1623-93. На устье скважины извлекается углеводородное сырье, содержащее нефть, которая приобретает свои товарные характеристики лишь в результате определенного комплекса технологических мероприятий.
Исходя из этого, инспекция считает, что между покупателем и продавцом складываются дополнительные отношения по доработке (переработке) добываемого обществом углеводородного сырья до качества реализуемой товарной нефти.
Поскольку переход права собственности на всю добытую нефть, содержащуюся в углеводородном сырье, от общества к ООО "Эвойл" происходит на устье каждой скважины немедленно после извлечения из недр, реализация нефти осуществляется до завершения комплекса технологических операций, в ходе которых возникают технологические потери. Следовательно, технологические потери должны относиться на собственника нефти, извлеченной из недр, т.е. ООО "Эвойл" должно компенсировать потери, возникающие у общества с момента перехода права собственности на нефть - извлечения нефти в составе углеводородного сырья на устье скважины, - до передачи товарной нефти покупателю на центральных пунктах сбора.
На стадии реализации нефти на устье каждой скважины у общества отсутствуют потери добытого полезного ископаемого, обусловленные причинами технологического характера, следовательно, из объема добычи нефти за январь 2004 года неправомерно исключены подлежащие компенсации технологические потери нефти
Данный довод налогового органа является неправомерным и не может быть принят судом по следующим основаниям.
В соответствии с п. 2.1 договора N 01/6-Н от 17.12.2003 продавец, являясь собственником всего объема товарной нефти, добываемой им в составе углеводородного сырья в январе 2004 года, передает товарную нефть в количестве около 1500000 тонн покупателю по показателям счетчиков или калиброванным резервуарам на пунктах сдачи ПСП.
Пункт 8 ст. 339 Кодекса в данном случае применяться не должен, т.к. предметом договора являлось не углеводородное сырье, а нефть сырая, обезвоженная, доведенная до соответствующих ГОСТов, то есть после завершения комплекса технологических операций.
Пунктом 8.1 ГОСТа Р 51858-2002 установлено, что нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.
В соответствии с пунктом 5.1 ГОСТа Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" нефть должна соответствовать требованиям таблиц 1 - 4. В указанном ГОСТе изложены технологические параметры нефти. Учитывая, что предметом договора N 01/6-н является именно нефть товарная, доведенная до качества, установленного названным ГОСТом, технологические потери, которые образовались в процессе доведения нефти до соответствующего стандарта, не должны были передаваться обществом покупателю, доход от продажи технологических потерь общество не получало.
Таким образом, как условиями договора N 01/6-Н, так и требованиями ГОСТа Р 51858-2002 подтверждается невозможность реализации углеводородного сырья - то есть первого товарного продукта, извлекаемого из недр, поскольку в данном случае невозможно определить ни количество переданного товара, ни его качество. Только после проведения технологических операций, в ходе которых образуются технологические потери нефти, из полученного углеводородного сырья, извлекают нефть, на которую может быть передано право собственности.
При этом количество отпущенного товара также определялось после доведения нефти до качества, установленного ГОСТом Р 51858-2002, что подтверждается балансом нефти за январь 2004 года (том 22 л.д. 137).
Полный технологический процесс добычи нефти в составе углеводородного сырья, доведения ее до необходимого качества и транспортировки нефти к месту передачи ее покупателю (ПСП), то есть выполнение обществом договорных обязательств заявителем, влечет для него потери определенной части добытого сырья - технологические потери. Согласно Методическим указаниям по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ (РД 153-39-019-97), утвержденным Минтопэнерго РФ 16.06.1997, под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием ее исходных физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти (том 22 л.д. 1 - 3).
Таким образом, технологические потери возникают не на стадии реализации нефти, а на стадии доведения сырья до установленного качества. Доведение углеводородного сырья до качества, установленного ГОСТом, и является, наряду с добычей, производством нефти.
В соответствии с п. 1 ст. 336 Кодекса объектом налогообложения по налогу на добычу полезных ископаемых является полезное ископаемое, добытое на участке недр, предоставленном пользователю в соответствии с законодательством РФ. Пункт 1 ст. 337 Кодекса определяет, что в целях настоящей главы полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
Согласно пп. 3 п. 2 ст. 337 Кодекса видами добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье, в частности, нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений.
Таким образом, в целях главы 26 Кодекса добытым полезным ископаемым признается продукция, 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 организации (предприятия), к которым в данном случае относится нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
П. 1 ст. 339 Кодекса установлено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.
В данном случае условиями договоров определено, что количество добытой товарной нефти определяется по показаниям счетчиков на ПСП (приемосдаточном пункте). Из этого следует, что обществом используется прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого. При этом добытое углеводородное сырье не является полезным ископаемым, исходя из требований, установленных ст. 337 Кодекса.
Поэтому, несмотря на то, что право собственности переходит от общества к покупателю на устье скважины немедленно после извлечения нефти из недр, на данный момент извлекаемое углеводородное сырье еще не является полезным ископаемым, следовательно, объект налогообложения отсутствует.
Только после доведения извлеченного углеводородного сырья до качества, установленного ГОСТом (л.д. 28 - 37 том 9), можно определить количество добытого полезного ископаемого.
В соответствии со ст. 339 Кодекса при прямом методе определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого, которые в соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 Кодекса облагаются по налоговой ставке 0 процентов в части нормативных потерь. Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой обустройства месторождений, в пределах нормативов потерь, утвержденных в порядке, определяемом Правительством РФ. Определение технологических потерь нефти осуществлялось в соответствии с п. 1.10 РД 153-39-019-97 специализированным научно-исследовательским институтом "ТомскНИПИнефть" (выписка из научно-исследовательской работы "Научное обоснование фактических технологических потерь нефти, газа и конденсата на объектах ОАО "Томскнефть" ВНК в 2003 году и разработка научно обоснованных нормативов технологических потерь на 2004 год..." - том 22 л.д. 4 - 102), приложение А "Принципиальные технологические схемы на объектах общества к научно-исследовательской работе" (том 22 л.д. 103 - 136).
В соответствии с Правилами утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, Минэнерго РФ по согласованию с Министерством природных ресурсов РФ и Госгортехнадзором России были утверждены "Нормативы технологических потерь нефти, газового конденсата и природного газа при добыче, сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке на 2004 год" от 03.06.2004, в том числе и по соответствующим месторождениям общества (л.д. 17 - 26 том 9).
Инспекция необоснованно применяет к технологическим потерям общества п. 8 ст. 339 Кодекса, не учитывая, что при разработке месторождений полезных ископаемых в соответствии с выданными заявителю лицензиями на добычу полезных ископаемых должен учитываться весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных проектами разработки месторождений полезных ископаемых.
Из п. 8 ст. 339 Кодекса следует, что при незавершенном технологическом цикле налогообложению подлежит только полезное ископаемое, реализованное и (или) использованное на собственные нужды в данном налоговом периоде.
Однако, как утвержденные Минэнерго РФ нормативы технологических потерь, так и проекты разработки месторождений (или иные аналогичные документы, в соответствии с которыми осуществляется разработка месторождений), подтверждают, что комплекс технологических операций по добыче нефти, как добытого полезного ископаемого, включает в себя операции по технологической подготовке нефти соответствующего качества, определенного ГОСТом.
В данном случае подлежит применению п. 7 ст. 339 Кодекса, согласно которому при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Объем добытой нефти подтверждается налоговой декларацией по НДПИ за 2004 год (л.д. 1 - 16 том 9), актом приема-передачи N 1 товарной нефти от 31.01.2004 (том 22 л.д. 155), а также таблицей-расшифровкой объемов добытого полезного ископаемого (нефть) по месторождениям, подлежащего налогообложению (л.д. 27 том 9), согласно которым объем добытой нефти за январь 2004 г. составил 1522062,595 тонн нефти.
Таким образом, вывод инспекции о неправомерности исключения обществом из налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых технологических потерь нефти является неправомерным, поскольку количество добытого полезного ископаемого вне зависимости от момента перехода права собственности, можно определить только после доведения добытого сырья до установленного стандарта и завершения полного технологического цикла.
Доведение добытого обществом углеводородного сырья до соответствующих стандартов осуществлялось силами и средствами самого общества, что подтверждается пунктом 2.4 договора N 01/6-Н, в котором установлена обязанность продавца по доведению нефти до ГОСТа. При этом количество проданной нефти в силу п. 2.4 названного договора определялось только после доведения нефти до ГОСТа по показателям счетчиков на ПСП, что подтверждает таблица расшифровки объемов добытого полезного ископаемого (нефть) по месторождениям, подлежащего налогообложению и отраженного в налоговой декларации по НДПИ за январь 2004 г. (л.д. 27 том 9).
Кроме того, договор N 01/6-н с ООО "Эвойл" включают в себя не только элементы договора купли-продажи (передачи нефти в составе углеводородного сырья на устье скважины), но и элементы договора подряда по доработке углеводородного сырья до качества, определенного соответствующим ГОСТом или ТУ, что не запрещено гражданским законодательством.
Ссылка налогового органа на ст. 211 Гражданского кодекса Российской Федерации является необоснованной, т.к. нормы закона по бремени содержания имущества, в т.ч. и по рискам его утраты, не являются императивными. Договором общества с ООО "Эвойл" на продавца была возложена обязанность по доведению качества нефти до установленного ГОСТом. При этом в цену договора была включена стоимость как непосредственно нефти в составе углеводородного сырья, так и доведение ее до установленного качества, что подтверждает п. 3.1 договора, в котором цена установлена за каждую подготовленную из углеводородного сырья тонну товарной нефти (с учетом расходов по транспортировке товарной нефти до ПСП).
В этой связи суд считает, что общество правомерно исчислило налог на добычу полезных ископаемых с учетом технологических потерь, связанных с доведением углеводородного сырья до ГОСТа.
Кроме того, суд учитывает, что при проведении выездной налоговой проверки общества за предыдущий период (2003 год) в акте налоговой проверки от 03.12.2004 N 52/979 инспекцией первоначально был сделан такой же вывод о неправомерности исключения технологических потерь из налогооблагаемой базы по НДПИ, т.к. право собственности на нефть переходило на устье скважины.
Однако по результатам рассмотрения возражений общества его доводы приняты инспекцией и в решении N 52/122 от 07.02.2005 указанные расходы были признаны обоснованными (л.д. 132 - 146 том 9).
Данные выводы инспекции, изложенные в решении, являются письменными разъяснениями налогового органа, что в соответствии с пп. 3 п. 1 ст. 111 Кодекса исключает возможность привлечения общества к налоговой ответственности по данному основанию.
По данному пункту налоговый орган неправомерно осуществил доначисление налога на добычу полезных ископаемых в сумме 7283146 руб. (абз. 6 пп. "а" п. 2.2 резолютивной части решения), пени в сумме 2522967 руб. (абз. 6 пп. "б" п. 2.2 резолютивной части решения) и применил налоговые санкции в сумме 1456629 руб. (пп. "д" п. 1.1 резолютивной части решения).
В пункте 4.15 решения (л.д. 61 - 64 том 10) инспекцией неправомерно доначислен НДС в сумме 2909247 руб., подлежащий, по мнению налогового органа, предъявлению покупателю ООО "Эвойл" с неучтенного дохода по технологическим потерям при реализации нефти на сумму 16162485 руб. Также начислены пени в сумме 1093985 руб., применены штрафные санкции в сумме 581849 руб.
Суд считает, что отсутствуют законные основания для доначисления налога, пени и привлечения общества к ответственности по п. 1 статьи 122 Кодекса.
В соответствии с п. 1 ст. 146 Кодекса объектом налогообложения НДС являются операции по реализации товаров на территории Российской Федерации. Согласно п. 1 ст. 154 Кодекса налоговая база при реализации налогоплательщиком товаров определяется как стоимость этих товаров, исчисленная исходя из цен, определенных в соответствии со ст. 40 Кодекса, то есть цен, указанных сторонами сделки в договоре, если не имеется оснований для пересчета цен, и без включения налога с продаж. В соответствии с п. 1 ст. 153 Кодекса налоговая база при реализации товаров (работ, услуг) определяется налогоплательщиком в соответствии с главой 21 Кодекса в зависимости от особенностей реализации произведенных им или приобретенных на стороне товаров (работ, услуг).
Особенность реализации произведенных налогоплательщиком товаров зависит, в том числе, и от вида реализуемого товара. В данном случае налоговым органом не приняты технологические потери, полученные обществом при реализации нефти, относящейся к минеральным полезным ископаемым.
Согласно ст. ст. 424 и 485 Гражданского кодекса РФ цена товара определяется в зависимости от показателей, обуславливающих цену товара (себестоимость, затраты и т.п.). В налоговом законодательстве порядок определения соответствующих затрат, определяющих цену товара, установлен в главе 25 Кодекса. При этом порядок определения количества и стоимости добытого полезного ископаемого также установлен в ст. ст. 337, 338, 339 и 340 Кодекса.
Согласно ст. 210 ГК РФ собственник несет бремя содержания принадлежащего ему имущества, если иное не предусмотрено законом или договором. Заявителем представлены доказательства того, что договором N 01/6-Н от 01.01.2003, заключенным между ним и ООО "Эвойл", были установлены иные, отличные от ст. 210 ГК РФ, правила.
Так, одной из обязанностей общества как продавца является доведение качества нефти до установленного ГОСТом, а также транспортировка нефти в составе углеводородного сырья до ПСП (коммерческого узла учета нефти). В соответствии с п. 2.3 указанного договора все риски утраты, включая потери, обусловленные технологией производства или ухудшением качества товарной нефти переходят от продавца к покупателю только в момент ее передачи на узле учета нефти (то есть после извлечения ее из скважины в составе углеводородного сырья, доведения нефти до согласованного качества и транспортировки нефти до ПСП).
Следовательно, в договоре предусмотрено условие об обязанности продавца нести бремя по содержанию имущества, принадлежащего иным лицам. Установление подобного распределения рисков и потерь в договоре соответствует ч. 4 ст. 421 ГК РФ, согласно которой условия договора определяются по усмотрению сторон, кроме случаев, когда содержание соответствующего условия предписано законом или иными правовыми актами.
Какими-либо нормативными актами содержание договоров реализации нефти не регламентировано.
Исходя из изложенного, суд признает решение инспекции в этой части недействительным.
В п. 6.6 решения (л.д. 80 - 81 том 10) налоговый орган указал на занижение налога на прибыль на сумму 3061534 руб. в результате невключения в налогооблагаемую базу по налогу на прибыль стоимости технологических потерь нефти, полученных в процессе добычи нефти.
Порядок определения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль установлен главой 25 Кодекса. В соответствии со ст. 247 Кодекса объектом налогообложения по налогу на прибыль являются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов. Согласно со ст. 249 Кодекса доходом от реализации признаются выручка от реализации товаров собственного производства.
Как указано выше применительно к пунктам 1.1 и 4.15 решения, условиями договора N 01/6-Н, комплексом технологических операций, выполняемых заявителем при добыче нефти, а также требованиями ГОСТа Р 51858-2002 подтверждается невозможность реализации углеводородного сырья, то есть первого товарного продукта, извлекаемого из недр, поскольку в данном случае невозможно определить ни количество переданного товара, ни его качество. Только после проведения технологических операций, в ходе которых образуются технологические потери нефти, из полученного углеводородного сырья, извлекают нефть, на которую передается право собственности. При этом количество отпущенного товара также определяется только после доведения нефти до качества, установленного ГОСТом Р 51858-2002.
Поэтому выводы инспекции о том, что покупателю передавался объем технологических потерь нефти в размере 8637,405 тонн, является неправомерным, т.к. данный объем относится к технологическим потерям, право собственности на которые к покупателю не переходило и доходы от реализации которых общество не получало.
Решение инспекции в части начисления налога на прибыль в сумме 3061534 руб., пеней в сумме 202472 рубля, привлечения к ответственности в виде штрафа в сумме 612307 руб. суд признает недействительным.
В решении также доначислены налоги (на прибыль и на имущество) в связи с изменением инспекцией примененной обществом амортизационной группы водозаборных скважин.
В п. 2 решения (л.д. 7 - 11 том 10) при оценке правильности определения налогооблагаемой базы по налогу на имущество инспекция увеличила среднегодовую стоимость имущества общества на 9631568 руб., в результате чего доначислила налог на имущество в размере 211894 руб. (абз. 4 пп. "а" п. 2.2 резолютивной части решения), пени в сумме 6378 руб. (абз. 4 пп. "б" п. 2.2 резолютивной части решения) и применила налоговые санкции в размере 42379 руб. (пп. "в" п. 1.1 резолютивной части решения).
В обоснование принятого решения инспекция сослалась на следующее.
Учетной политикой для целей налогообложения общества на 2004 год порядок учета основных средств, включаемых в состав амортизационных групп, установлен согласно Постановлению Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы". Срок полезного использования определяется в соответствии с указанным Постановлением и определяется как наименьший срок использования в соответствующей группе.
- Шестая группа - имущество со сроком полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно - срок полезного использования 121 месяц;
- восьмая группа - имущество со сроком полезного использования свыше 20 лет до 25 лет включительно - срок полезного использования 241 месяц.
В ходе проверки установлено, что в период 2003 - 2004 гг. обществом были введены в эксплуатацию 15 водозаборных скважин на Двуреченском и Западно-Моисеевском месторождениях в Каргасокском районе, которые отнесены к шестой группе - имущество со сроком полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно (121 месяц).
Согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, водозаборные скважины (код ОКОФ 12 4525351) относятся к восьмой группе - имущество со сроком полезного использования свыше 20 лет до 25 лет включительно (241 месяц).
К шестой группе относятся скважины нефтяные эксплуатационные (код ОКОФ 12 4521161) и скважины газовые для эксплуатационного бурения (код ОКОФ 12 4521332). Указанное имущество имеет срок полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно.
Исходя из этого, инспекция пришла к выводу, что в нарушение ст. 375, п. 4 ст. 376 Кодекса обществом занижена среднегодовая стоимость имущества на сумму 9631568 руб., что привело к занижению остаточной стоимости водозаборных скважин в 2004 году.
Суд считает, что решение инспекции в этой части является необоснованным, т.к. принято без учета всех особенностей производственной деятельности общества.
Инспекция утверждает, что общество должно было применить код ОКОФ 124525351, который относится к скважинам водозаборным. Под скважинами данного подвида подразумеваются скважины, основное назначение которых состоит в подъеме воды, пригодной или частично пригодной, используемой для хозяйственно-питьевого назначения.
Как следует из материалов дела, введенные обществом в эксплуатацию 15 водозаборных скважин на Двуреченском и Западно-Моисеевском месторождениях Каргасокского района Томской области являются фактически не водозаборными скважинами, а сооружениями, работающими в комплексе с иным оборудованием для поддержания пластового давления, необходимого для дальнейшей подготовки нефти. Данные скважины бурятся на глубине свыше 1500 м и предназначены для подъема сеноманской воды, у которой очень высокая коррозионная активность, свойства ее близки к химико-физическим свойствам нефти. Сеноманская вода в соответствии с Зональным рабочим проектом 425 необходима для поддержания пластового давления (после проведения анализа, добавления соответствующих добавок в зависимости от физики пласта и химических характеристик добываемой нефти).
Условия работы таких водозаборных скважин с точки зрения агрессивности этих условий обоснованы в научно-техническом отчете о работе "Изучение агрессивности промысловых технологических сред ОАО "Томскнефть" ВНК и разработка перечня объектов основных средств, эксплуатируемых в агрессивных средах", выполненном Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (л.д. 1 - 25 том 13).
Как указано в отчете, согласно СНиП 2.03.11-85 (Раздел 5 Металлические конструкции, таблица 26) сеноманская вода является сильноагрессивным фактором по отношению к металлическим конструкциям, т.к. имеет водородный показатель (pH) свыше 3 до 11, суммарную концентрацию сульфатов и хлоридов свыше 5 г/л, а также содержат кислород.
Для добычи сеноманской жидкости с целью использования ее для поддержания пластового давления бурятся скважины непосредственно возле БКНС (блочно-кустовая насосная скважина). Данные скважины входят в комплекс сооружений для поддержания пластового давления (ППД) и не используются по другому назначению. По мере обводнения месторождений, данные скважины выводятся из эксплуатации и ППД осуществляется подтоварной водой. В подтверждение этого обществом представлены копия зонального рабочего проекта N 425 на строительство водозаборных скважин на Западно-Моисеевском и Двуреченском месторождениях, согласно которому целью бурения данных скважин является именно поддержание пластового давления (л.д. 29, 39, 62 том 13), техническое задание и подъем сеноманской воды (л.д. 54, 64, 87 том 13).
То обстоятельство, что в первичных бухгалтерских документах данные скважины названы водозаборными, не может служить единственным основанием для установления в отношении них срока эксплуатации 20 - 25 лет, который предусмотрен для кода ОКОФ 124525351.
В соответствии с п. 7 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" ПБУ 1/98 (утв. Приказом Минфина РФ от 09.12.1998 N 60н) отражение в бухгалтерском учете фактов хозяйственной деятельности должно осуществляться исходя не столько из их правовой формы, сколько из экономического содержания фактов и условий хозяйствования (требование приоритета содержания перед формой).
Срок полезного использования пятнадцати указанных выше водозаборных скважин общества, добывающих сеноманскую воду, являющуюся по своему физико-химическому составу намного более агрессивной средой, чем простая вода, не может быть намного больше 10 лет. Поэтому, исходя из экономического содержания фактов и условий хозяйственной деятельности, данные скважины были правомерно отнесены к пятой или шестой группе амортизации.
Обоснованность такого отнесения подтверждается также актами о приеме-передаче зданий (сооружений) - форма N ОС-1 по водозаборным скважинам, которыми установлен срок полезного использования водозаборных скважин от 85 до 121 месяца (том 23 л.д. 1 - 30).
Кроме того, согласно п. 1 ст. 258 Кодекса амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества в соответствии с положениями настоящей статьи и с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством РФ.
Согласно п. 5 ст. 258 Кодекса для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, срок полезного использования устанавливается налогоплательщиком в соответствии с техническими условиями или рекомендациями организаций-изготовителей.
Кроме того, суд учитывает то обстоятельство, что в выданной заявителю 25.06.2004 лицензии на право пользования недрами (том 23 л.д. 31 - 39) установлено ее целевое назначение - добыча технических подземных вод для технологического обеспечения разработки Двуреченского месторождения. Установленный срок окончания действия лицензии - 16.09.2021 - также подтверждает, что используемые для добычи технических вод водозаборные скважины не могут относиться к 8 группе амортизации со сроком эксплуатации свыше 20 лет.
На основании изложенного суд приходит к выводу о том, что шестая и пятая группы амортизации по данным скважинам применены обществом правомерно, так как данные скважины относятся к сооружениям для поддержания пластового давления, срок полезного использования которых составляет не более 10 - 15 лет.
В п. 6.5 решения (л.д. 78 - 80 том 10) инспекция указала, что в нарушение ст. ст. 258, 259 Кодекса общество завысило сумму амортизационных отчислений, так как отнесло основные средства (водозаборные скважины) к шестой амортизационной группе, в результате чего был занижен налог на прибыль на сумму 1966134 руб.
Суд не может согласиться с доводами налогового органа в связи со следующим.
Как было указано выше, применительно к п. 2 решения, к водозаборным скважинам, введенным обществом в эксплуатацию в 2004 году, правомерно применена шестая, а не восьмая группа амортизации.
Кроме того, инспекцией неправильно исчислен размер налога на прибыль.
Документами ввода основного средства на баланс общества является акт приема-передачи объекта основного средства (формы ОС-1, ОС-1а и ОС-1б). Начисление амортизации по основному средству производится на основании срока полезного использования, указанного в акте приема-передачи объекта основного средства (формы ОС-1, ОС-1а и ОС-1б).
Согласно ст. 253 Кодекса к расходам, связанным с производством и реализацией относятся суммы начисленной амортизации. Амортизация - это постепенное возмещение износа основных фондов в стоимостном выражении.
На стр. 78 решения инспекцией указано, что завышена сумма амортизационных отчислений в размере 9631568 руб. по налоговому учету по водозаборным скважинам, тогда как данная сумма соответствует не сумме амортизационных отчислений, а среднегодовой стоимости имущества, что указано на стр. 8 решения в соответствии с расчетом налогового органа, приведенном на стр. 27 акта проверки (том 11). Данная сумма рассчитана инспекцией в соответствии с главой 30 Кодекса "Налог на имущество организаций".
Согласно п. 1 ст. 375 Кодекса налоговая база по налогу на имущество определяется как среднегодовая стоимость имущества. Имущество, признаваемое объектом налогообложения учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации.
Согласно п. 4 ст. 376 Кодекса среднегодовая (средняя) стоимость имущества, определяется как частное от деления суммы, полученной в результате сложения величин остаточной стоимости имущества на 1-е число каждого месяца налогового (отчетного) периода и 1-е число следующего за налоговым (отчетным) периодом месяца, на количество месяцев в налоговом (отчетном) периоде, увеличенное на единицу.
Объектом обложения налогом на прибыль согласно ст. 247 Кодекса являются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с главой 25 Кодекса, согласно п. 2 ст. 253 Кодекса сумма начисленной амортизации относится к расходам, связанным с производством и реализацией продукции.
В соответствии со п. 4 ст. 259 Кодекса годовая сумма амортизационных отчислений определяется при линейном способе - исходя из первоначальной стоимости или (текущей (восстановительной) стоимости (в случае проведения переоценки) объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока полезного использования этого объекта.
Первоначальная стоимость водозаборных скважин, сформированная по данным налогового учета, отличается от первоначальной стоимости, по нормам ПБУ 6/01 в бухгалтерском учете.
Согласно п. 1.3.1 учетной политики общества для целей налогообложения, утвержденной приказом N 1564 от 30.12.2003 (л.д. 90 - 95 том 8), не включаются в первоначальную стоимость основных средств: суммовые разницы, учитываемые в составе внереализационных расходов (доходов) в момент их выявления (погашения обязательств перед кредиторами) и расходы цехов (отделов) управления капитальным строительством и материально-технического обеспечения, признаваемых в составе косвенных расходов по соответствующим статьям затрат.
Первоначальная стоимость основных средств по перечисленным в решении налоговой проверки водозаборным скважинам указана по данным бухгалтерского учета и больше суммы первоначальной стоимости, учитываемой обществом при расчете амортизации по данным налогового учета на сумму 2396372 руб.
Таким образом, при расчете налога на прибыль в п. 6.5 решения инспекция учитывала не амортизационные отчисления, а среднегодовую стоимость имущества, исчисленную для расчета налога на имущество, что не соответствует правилам определения налогооблагаемой базы по налогу на прибыль, установленным главой 25 Кодекса.
При отнесении водозаборных скважин к восьмой группе, сумма амортизационных отчислений по данным скважинам по налоговому учету составила бы только 2493080 руб., что указано в расчете начисления амортизации по налоговому учету для исчисления налога на прибыль (л.д. 13 том 5). Данная сумма рассчитана с учетом положений п. 8 ст. 258 Кодекса, согласно которому основные средства, права на которые подлежат государственной регистрации в соответствии с законодательством РФ, включаются в состав соответствующей амортизационной группы с момента документально подтвержденного факта подачи документов на регистрацию указанных прав. Подтверждением сдачи документов на государственную регистрацию в 2004 году служат копии расписок в получении документов учреждением юстиции по государственной регистрации прав на недвижимое имущество и сделок с ним на территории Томской области (л.д. 14 - 28 том 5).
По данным налогового учета общества при исчислении налога на прибыль по данным скважинам учитывалась амортизация в размере 7026717 руб.
Следовательно, налог на прибыль мог быть доначислен только в размере 925451 руб., исходя из следующего расчета: 4533637 x 20,413%, где 4533637 руб. - разница между суммой амортизации, начисленной обществом, и суммой амортизации, которая должна была быть начислена инспекцией при отнесении данных скважин к восьмой группе амортизации.
Таким образом, даже при условии отнесения данных скважин к восьмой группе амортизации, налог на прибыль должен был составить не 1966134 руб., как указано в решении, а 925451 руб. В результате доначисленный налог на прибыль завышен на 1040683 рубля.
Это обстоятельство признано инспекцией в дополнительном расчете доначисленного налога, произведенном по предложению суда. Актом сверки от 05.12.2006 представитель инспекции подтвердил, что действительно в решении инспекции сумма амортизационных отчислений при расчете налога на прибыль взята как сумма среднегодовой стоимости имущества.
Страницы: 1 из 4 1 2 3 4
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)