Судебные решения, арбитраж
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
Резолютивная часть постановления объявлена "19" августа 2010 года
Постановление изготовлено в полном объеме "26" августа 2010 года
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего судьи Кольцовой Н.Н.,
судей Крекотнева С.Н., Нагаева Р.Г.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем Красиковой А.Н.
Рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда города Москвы от 19.05.2010
по делу N А40-129782/09-112-965, принятое судьей Зубаревым В.Г.,
по заявлению Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"
к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1
о признании незаконным решения,
при участии в судебном заседании:
- от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 01-Д/13 от 23.12.2009;
- от заинтересованного лица - Узлова И.А. по дов. N 95 от 18.03.2010, Саакян Р.С. по дов. N 200 от 16.08.2010,
Открытое акционерное общество "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части предложения уплатить недоимку в сумме 21 259 959 руб. (по налогу на прибыль организаций - в размере 12 083 171 руб.; по налогу на добавленную стоимость - в размере 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых - в размере 2 332 198 руб.), начисления штрафов и пени в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. (с учетом уточнения заявленных требований в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).
Решением Арбитражного суда города Москвы от 19.05.2010 требования заявителя удовлетворены.
Не согласившись с принятым решением, инспекция обратилась с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда первой инстанции, отказать в удовлетворении заявленных обществом требований, указывая на то, что при принятии решения судом первой инстанции неправильно применены нормы материального и процессуального права.
Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
В соответствии со ст. 163 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации объявлялся перерыв в судебном заседании с 17 до 19 августа 2010 года.
Девятый арбитражный апелляционный суд, рассмотрев дело в порядке ст. ст. 266, 268, 269 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, изучив материалы дела, исследовав имеющиеся в материалах дела доказательства, заслушав представителей сторон, проверив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, находит решение суда подлежащим изменению в связи с принятием отказа общества от части заявленных требований. В остальной части суд апелляционной инстанции находит решение суда законным и обоснованным, а апелляционную жалобу - не подлежащей удовлетворению, в связи со следующими обстоятельствами.
Общество заявило письменный отказ от части требований в порядке, предусмотренном ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, а именно: в части признания незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. В обоснование отказа от части требований заявитель ссылается на то, что им в вышестоящий налоговый орган подана апелляционная жалоба на вступившее в законную силу решение инспекции в части, которая не оспорена обществом при подаче первоначальной жалобы, а именно: в части признания незаконным доначисления налога на добавленную стоимость в размере 6 844 590 руб. и отказа в применении налоговых вычетов по НДС в размере 429 877 руб., доначисления соответствующих штрафов и пени (пункт 2.1 мотивировочной части решения инспекции).
Решением Федеральной налоговой службы от 22.04.2010 N СН-37-9/429@ жалоба общества удовлетворена, решение инспекции в указанной части изменено путем отмены соответствующего доначисления налога, пени, штрафа.
Копии апелляционной жалобы и решения ФНС России с учетом мнения сторон судом апелляционной инстанции приобщены к материалам дела.
Инспекция не возражает против заявления об отказе от части заявленных требований.
Поскольку отказ заявителя от части требований не противоречит закону и не нарушает права и законные интересы других лиц, апелляционный суд на основании ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации считает возможным принять отказ общества от требований о признании незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Решение суда в части признания незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб., подлежит отмене.
В силу п. 4 ч. 1 ст. 150 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации производство по делу в части требований общества о признании незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб., следует прекратить.
При исследовании обстоятельств дела установлено, что инспекцией проведена выездная налоговая проверка заявителя по вопросам соблюдения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах за период с 01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой составлен акт от 16.03.2009 N 52-23-14/580а и, с учетом представленных обществом возражений на него, принято решение от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", в соответствии с которым обществу предложено уплатить недоимку в размере 22 529 430 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 13 258 077 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; по водному налогу в сумме 44 790 руб.; по единому социальному налогу в сумме 40 903 руб.; по транспортному налогу в сумме 8 873 руб., начислены пени за несвоевременную уплату налогов в размере 845 618,57 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 101 525,59 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 489 881,50 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 236 429,79 руб.; по налогу на доходы физических лиц в сумме 15 649,50 руб.; по транспортному налогу в сумме 2 132,19 руб., а также общество привлечено к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа за неуплату или неполную уплату сумм налогов в размере 2 455 800 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 1 735 480 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 249 246 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 466 440 руб.; по транспортному налогу в сумме 1 773 руб.; по налогу, подлежащему удержанию и перечислению налоговым агентом (за неправомерное неперечисление (неполное перечисление)), по налогу на доходы физических лиц (в результате занижения налоговой базы) в сумме 2 861 руб.; также обществу отказано в вычетах сумм НДС, ранее предъявленных к возмещению из бюджета в отношении операций, облагаемых по ставке 0 процентов, в размере 429 877 руб. и предложено удержать и перечислить в бюджет ранее не удержанный НДФЛ в сумме 14 305 руб.
Заявитель, не согласившись с принятым решением инспекции, подал апелляционную жалобу в вышестоящий налоговый орган, в которой просил изменить решение инспекции в части, а именно: уменьшить указанные в п. 1 резолютивной части решения суммы штрафов на 2 416 634,20 руб., производство по делу о налоговом правонарушении в этой части прекратить; уменьшить указанные в п. 3.1 резолютивной части решения суммы дополнительно начисленных налогов: налога на прибыль в сумме 12 083 171 руб., налога на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; уменьшить указанные п. 2 резолютивной части решения суммы пени, начисленные на указанные суммы налогов.
Решением Федеральной налоговой службы от 29.06.2009 N 9-1-08/00156@ поданная обществом апелляционная жалоба на решение инспекции оставлена без удовлетворения, решение инспекции утверждено и признано вступившим в законную силу.
Апелляционный суд отклоняет доводы заинтересованного лица, изложенные в апелляционной жалобе, по следующим основаниям.
Налог на прибыль организаций.
По пункту 1.4 решения инспекции.
В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что общество в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно начисляло амортизацию по имуществу (бездействующие скважины), не участвующему в осуществлении деятельности, направленной на получение дохода, что повлекло за собой неуплату налога на прибыль организаций за 2006 год в размере 6 110 297 руб., за 2007 год - 5 972 874 руб.
Данный довод судом апелляционной инстанции отклоняется по следующим основаниям.
Выводы инспекции о том, что добывающие скважины, выведенные в бездействующий фонд, находящиеся на лицензионных участках недр, принадлежащих обществу, не относятся к амортизируемому имуществу, поскольку не участвуют в производстве с целью получения дохода, не соответствуют фактическим обстоятельствам и не основаны на реальном отражении процесса разработки нефтегазовых месторождений.
Так, Правилами охраны недр, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, установлено, что эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении (п. 104 Правил).
Таким образом, бездействующий фонд относится именно к эксплуатационному фонду.
Судом установлено, что процесс добычи нефти устанавливает "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" РД 153-39-007-96, утв. Минтопэнерго 23.09.1996.
Так, добыча нефти ведется из нефтяных залежей через скважины. Скважины эксплуатируются фонтанным либо механизированным способом. При фонтанном способе эксплуатации нефть за счет собственной энергии пласта поднимается на поверхность. При механизированной добыче подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью глубинных насосов.
Со скважин вместе с нефтью поступает пластовая вода в определенном процентном соотношении в зависимости от обводненности продукции и попутный газ, объем добычи которого зависит от газосодержания нефти, в самой нефти также содержатся парафины, смолы, асфальтены, сера и ряд других компонентов, процентное содержание которых зависит от физико-химических свойств нефти.
Со скважины нефть поступает на групповую замерную установку, где производится замер дебита и осуществляется сбор нефти с группы скважин, откуда по сходному коллектору продукция скважин поступает на установку предварительной подготовки нефти, где осуществляется сброс попутной воды, частичная сепарация и затем ведется откачка нефти на установку подготовки нефти, где производится окончательная подготовка нефти до товарных кондиций.
Добыча нефти на лицензионном участке недр осуществляется не из отдельной скважины, а из всей совокупности скважин, расположенных на этом участке. Нефть, как конечный продукт, после реализации которой пользователь недр получает доход, образуется в результате первичной обработки нефтесодержащей смеси, добывающейся со всего участка недр.
Добытое минеральное сырье из отдельной скважины общество реализовать не может, поскольку оно не доведено до требований стандартов и не может быть принято к транспортировке по системе магистральных нефтепроводов, не может быть реализовано покупателям.
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" пользователю недр предоставляется в пользование для добычи полезных ископаемых не отдельные скважины, используемые для подъема на поверхность нефте/газосодержащих смесей, а лицензионный участок недр. При этом собственником недр остается государство, поэтому пользователь недр не может разрабатывать месторождение по своему усмотрению, а должен соблюдать все условия, установленные в лицензии (лицензионном соглашении), и технические требования разработки.
Разработка участка недр производится пользователем недр не произвольно, а в соответствии с проектной документацией, технологической схемой разработки месторождения, которые согласовываются и утверждаются уполномоченными государственными органами.
Выводы налогового органа о том, что добывающие скважины, выведенные в бездействующий фонд, не относятся к амортизируемому имуществу, поскольку не участвуют в производстве, неправомерны, так как не основаны на реальном процессе разработки месторождений и добычи углеводородного сырья.
Для недропользователя цель разработки участка недр - добыча полезных ископаемых с целью последующей реализации и получения дохода.
Специфика добычи нефти на участках недр заключается в том, что непосредственно из скважин добывается не углеводородное сырье (нефть), а скважинная жидкость - смесь из нефти, воды и пр., которая подлежит дальнейшей сепарации и доведению до товарного вида. При этом очистка поднимаемой на поверхность жидкости происходит не на каждой скважине в отдельности, а после сбора всей добываемой жидкости на лицензионном участке недр.
Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины, независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном конкретном участке, строительство и монтаж которых отражается в проектной документации и согласовывается с государственными органами.
При выводе добывающих скважин из состава действующих по причинам аварийности, изменения пластового давления, повышения обводненности, несмотря на то, что непосредственно добыча из них нефтесодержащей жидкости временно прекращается, бездействующие скважины используются: для проведения исследований для изучения состояния скважин с целью составления и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). По результатам выполнения ГТМ скважины вводятся в эксплуатацию либо переводятся в другие фонды; для контроля за разработкой месторождения; для контроля за измерением пластовых давлений, (проводятся замеры пластовых давлений, строятся карты изобар); для оценки насыщения коллектора на данном участке пласта (геофизические исследования, построение карт остаточной нефтеносности).
По окончании указанных работ скважины переходят в разряд действующих при наличии соответствующих оснований.
Данные по исследованиям, проведенным на бездействующих скважинах общества в 2006 - 2007 годах, и выполнению других работ отражены в документах: "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.04.2006"; "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.01.2007"; "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.01.2008"; "Вывод скважин из бездействующего фонда ОАО "ННП" за 2006 год; "Вывод скважин из бездействующего фонда ОАО "ННП" за 2007 год; "Отчеты о работе нефтяных скважин" (МЭРы) за 2006 - 2007 годы; "Карты изобар" по различным месторождениям общества.
Факт проведения на скважинах указанных работ подтверждается соответствующими актами, наряд-заданиями, планами выполнения ремонта и т.д. Указанные документы обществом в ходе проведения проверки представлялись, что налоговым органом не оспаривается.
Таким образом, факт того, что бездействующие скважины общества не простаивали, а использовались при разработке месторождений полезных ископаемых, направлены на обеспечение технологического процесса добычи полезных ископаемых, подтвержден документально.
Контроль за разработкой месторождения проводится различными методами в определенном порядке и отражен в "Положении о периодичности производства промысловых исследований", разработанном в каждом нефтедобывающем объединении.
Все методы исследования скважин предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информации необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения (залежи), для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.
По результатам исследований готовятся рекомендации и принимаются решения по оптимизации проводки скважин и их оборудованию, выбору методов и схем освоения скважин, интенсификации притоков и режимов эксплуатации скважин.
Судом установлено, что обществом в ходе проверки представлены налоговому органу выдержки из проектов разработки месторождений, касающиеся гидродинамических исследований и других видов работ, которые подтверждают, что проведение данных мероприятий на бездействующих скважинах организации связано с производственной деятельностью организации, а именно: "Авторский надзор за разработкой Колик-Еганского месторождения", раздел 9.1. "Проектирование систем контроля и регулирования разработки", таблица 9.1. "Основные виды рекомендуемых исследований и их периодичность", таблица 9.2. "Обязательный комплекс геофизических исследований...", раздел 9.2. "Программа исследовательских работ", таблица 9.4. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.5. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", "Авторский надзор за разработкой Северо-Тарховского месторождения", раздел 9.1. "Контроль за разработкой месторождения", таблица 9.1. "Основные виды рекомендуемых исследований и их периодичность", разделы 9.2. - 9.4. "Контроль процесса разработки", "Мероприятия по доразведке месторождения", "Программа исследовательских работ", таблица 9.2. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.3. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", "Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения", раздел 9.1. "Проектирование систем контроля и регулирования разработки", таблица 9.1. "Основные вида рекомендуемых исследований и их периодичность", раздел 9.2. "Программа исследовательских работ", таблица 9.2. "Обязательный комплекс геофизических исследований...", таблица 9.4. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.5. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", а также представлены другие документы, свидетельствующие о проведении обществом исследовательских работ.
Материалами дела подтверждается, что работы по бездействующему фонду скважин проводятся на основании руководящих и нормативных документов на разработку месторождений и проектных документов: геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений, РД 153-39.0-110-01, гл. 1, 2, 3; комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39.0-109-01, табл. 9; "Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утверждены 15.10.1981 Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР.
Согласно п. п. 2.6.2 "а" и 2.7.2 "д" "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" бездействующие скважины участвуют в регулировании процесса разработки в изменении режима работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, периодическое изменение отборов).
В "Инструкции по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля разработки нефтяных месторождений" (РД-39-9-414-80, Москва 1980) указано, что скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за термобарическими параметрами месторождения или залежи, выбираются из числа добывающих, нагнетательных, контрольных и наблюдательных с учетом геологического строения месторождения, особенностей распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимой и достаточного объема информации для построения карт изобар и изотерм (п. 2.4.3).
Скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за охватом залежи процессом разработки, выбираются из числа добывающих и нагнетательных скважин, а также неперфорированных пересечений и дополняются контрольными и наблюдательными скважинами. Размещение скважин контрольной сети определяется особенностями геологического строения месторождения, особенностями распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимого и достаточного объема информации для построения профилей и карт толщин пластов или горизонтов, в которых фиксируется движение нефти, воды или газа (п. 2.4.4 Инструкции).
Таким образом, как действующие, так и бездействующие скважины на конкретном участке недр взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе, направленном на обеспечение добычи полезных ископаемых.
Довод налогового органа о том, что вывод действующей скважины в бездействующую влияет на получение дохода, является неправомерным.
Так, размер дохода пользователя недр по объективным критериям (без учета уровня цен, конъюнктуры рынка) зависит от уровня добычи, то есть от количества добываемого полезного ископаемого.
Этот уровень не является произвольным и является существенным условием лицензии (ст. 12 Закона "О недрах"), которое фиксируется в проектной документации и лицензионных соглашениях, и невыполнение которого (как превышение уровня, так и добыча в меньшем объеме) может повлечь за собой досрочное прекращение права пользования недрами (ст. 20 Закона "О недрах").
В связи с этим, принимая решения о выводе скважин из действующих в бездействующие, недропользователь исходит из необходимости соблюдать это условие пользования недрами, а также из интересов охраны недр и их рационального использования.
Несвоевременной вывод скважин в разряд бездействующих с целью проведения необходимых исследований, замеров, ремонта может повлечь за собой техногенные катастрофы на всем участке недр, поскольку все скважины между собой технологически связаны.
Таким образом, временный вывод добывающих скважин в разряд бездействующих, прежде всего, направлен на поддержание нормальной производственной деятельности на всем участке недр, на исключение и/или снижение аварий, а, следовательно, на получение дохода.
Учитывая специфику нефтедобывающего процесса на каждом конкретном участке недр, взаимосвязанность всего оборудования, объединенного единой технологической схемой разработки этого лицензионного участка недр, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что бездействующие скважины, временно выведенные из состава добывающих, несмотря на то, что непосредственно не участвуют в процессе добычи нефти, тем не менее, выполняют определенные функции, необходимые для нормального осуществления деятельности по разработке месторождений полезных ископаемых.
Поскольку нахождение скважины в бездействии связано, как правило, с природными факторами (обводненность, изменение пластового давления), в результате которых скважина не дает продукции, все мероприятия по выводу скважины из состояния бездействия - деятельность, направленная на устранение и нейтрализацию этих негативных факторов, происходящих в недрах, и на обеспечение наиболее полного извлечения полезных ископаемых (в том числе из других скважин, так как вся система разработки взаимосвязана).
Кроме того, в п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации перечислены все случаи, когда основные средства исключаются из состава амортизируемых: имущество передано (получено) по договорам в безвозмездное пользование; переведено по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находится по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.
Нахождение скважины в бездействии к перечисленным случаям не относится.
Таким образом, Налоговым кодексом Российской Федерации установлено, что если имущество признается амортизируемым, то по нему должна начисляться амортизация, суммы которой включаются в состав расходов. Временное исключение имущества из состава амортизируемого имущества возможно только в случаях, указанных в Налоговом кодексе Российской Федерации, перечень которых является закрытым и расширению не подлежит.
Нормы главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации, в том числе и положения ст. ст. 256 - 259 Налогового кодекса Российской Федерации, не предусматривают требования о приостановлении начисления амортизации в случае отсутствия получения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-то промежуток времени.
Доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в том числе решений или приказов общества о ликвидации или консервации скважин налоговым органом суду не представлено.
Ссылка налогового органа на п. 104 "Правил охраны недр", утв. Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, где указывается, что к бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находящиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода, судом отклоняется.
Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении. Бездействующий фонд относится именно к эксплуатационному фонду, включающему бездействующие скважины.
Из содержания п. п. 27, 59 "Инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин" (Форма 1-ТЭК (НЕФТЬ)), утв. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по статистике от 29.05.1996 N 44, следует, что бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин.
Ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции "О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утв. Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 N 22, в которой указаны критерии переведения эксплуатационных скважин на консервацию, и на основании которого инспекция делает вывод о том, что бездействующие скважины общества в проверяемом периоде находились в экономически не обоснованном простое и подлежали переводу на консервацию, является необоснованной.
Как правильно указал суд первой инстанции, ни в Налоговом кодексе Российской Федерации, ни в Положении о Федеральной налоговой службе, утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.09.2004 N 506, не содержится каких-либо полномочий налогового органа по контролю за отнесением налогоплательщиками своих нефтяных скважин к тому или иному виду, по даче налогоплательщикам обязательных предписаний о переводе скважин из одного статуса в другой и т.п.
Вопросы контроля за переведением скважин из одного статуса в другой находятся в компетенции Ростехнадзора России и налоговые органы не вправе требовать от организаций осуществлять данный перевод.
Инспекция приводит ссылку на п. 3.4.1 Инструкции, в котором установлены случаи, когда скважины должны переводиться на консервацию, однако налоговый орган не приводит какие-либо документально подтвержденные обоснования того, что требования данного пункта распространяются именно на бездействующие скважины общества.
На основании п. 1.3 Инструкции ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, а не налогового органа.
В соответствии с п. 4 ст. 89 Налогового кодекса Российской Федерации предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. Контроль и надзор в сфере соблюдения недропользователем условий выполнения лицензионного соглашения, а также в сфере соблюдения порядка ликвидации и консервации скважин не является целью и предметом налоговой проверки.
Консервация эксплуатационных скважин осуществляется по причинам, определенным пп. "а" - "ж" п. 3.4.1 Инструкции.
В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона "О недрах" пользователь недр обязан обеспечить сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию. Аналогичная обязанность закреплена также в п. 1.3 Инструкции.
На бездействующем фонде также планируют осуществление различных мероприятий.
Ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции в данном случае несостоятельна, так как Инструкция не содержит требование об обязательной консервации бездействующих эксплуатационных скважин.
Общество не вправе перевести скважину на консервацию без согласования с Ростехнадзором.
Таким образом, до момента переведения данных скважин на консервацию (принятия соответствующего решения организацией по согласованию с Ростехнадзором) они являются бездействующими и относятся к эксплуатационному фонду. Исключений из этого правила законодательством не установлено.
Кроме того, довод налогового органа о необходимости переведения бездействующих скважин на консервацию опровергается тем фактом, что общество осуществляет плановый вывод скважин из бездействия (соответствующие списки представлены обществом на проверку).
Ссылка налогового органа на п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации, в котором указано, что из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения налогом на прибыль исключаются основные средства, находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев, является несостоятельной.
Как правильно указал суд первой инстанции, данный пункт не может быть применен к обществу, поскольку бездействующие скважины не подвергались реконструкции и модернизации. Налоговым органом не представлено доказательств о том, что обществом приняты соответствующие распорядительные документы о проведении реконструкции и модернизации бездействующих скважин.
В свою очередь, общество указывает, что такие распорядительные документы у него отсутствуют.
Таким образом, выводы налогового органа в данном случае не основаны на фактических обстоятельствах.
Налоговый орган в жалобе описывает основные причины отсутствия получения качественного и однозначного притока углеводородов из скважин. Однако, откуда налоговый орган взял данную информацию, инспекция не пояснила, не привела ни одной ссылки на источник.
Судом установлено, что обществом подготовлены и реализуются программы по выводу бездействующих скважин из бездействия, которые согласованы с Ростехнадзором.
В Письме Минфина России от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101 указано, что согласно п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения прибыли исключаются основные средства, переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование; переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев. Причем указанный перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, является закрытым.
В остальных случаях, в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью, начисление амортизации не прекращается.
Кроме того, в Письме Минфина России от 06.05.2005 N 03-03-01-04/1/236 указано, что расходы в виде амортизации неэксплуатируемого основного средства, находящегося во временном простое, признаваемом обоснованным и являющимся частью производственного цикла организации, соответствуют критериям п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации и уменьшают налоговую базу по налогу на прибыль организации.
Судом установлено, что предоставленные обществом в адрес налогового органа документы подтверждают использование находящихся в бездействии скважин в обеспечении технологического процесса, направленного на добычу нефти, и должны учитываться в целях налогообложения по налогу на прибыль.
Таким образом, доначисление налога на прибыль в размере 12 083 171 руб. является необоснованным.
Налог на добычу полезных ископаемых.
По пункту 3.1 решения инспекции.
В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что обществом в нарушение пп. 1 п. 1 ст. 342, п. 5 ст. 338 Налогового кодекса Российской Федерации занижена налоговая база для целей исчисления НДПИ за июль и август 2007 года на количество сверхнормативных потерь на БЦТП (907 тонн), имевших место после достижения добытой организацией нефти требований ГОСТа на нефть на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, что повлекло за собой доначисление НДПИ в размере 2 332 198 руб. Данный довод был предметом исследования суда первой инстанции и обоснованно отклонен по следующим основаниям.
Как правильно установлено судом первой инстанции, определение и отражение обществом в учете количества добытой нефти в спорных периодах 2007 года производилось с учетом исчисленных технологических потерь нефти при добыче в порядке, установленном законодательством в сфере недропользования.
Порядок исчисления технологических потерь нефти при добыче установлен "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" и "Инструкцией по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации", утв. Минтопэнерго России 16.06.1997.
Согласно указанным нормативным документам технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами (п. 1.3).
В п. п. 1.9, 3.1 Методических указаний и п. 1.10 Инструкции указано, что определение нормативов технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, на основании научно исследовательских работ.
В Методических указаниях предусмотрено, что списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом (п. 5.1.3).
Материалами дела подтверждается, что для общества определение нормативов технологических потерь нефти в 2007 году производилось научно-исследовательским институтом по заключенному договору с ОАО "НижневартовскНИПИнефть" от 15.12.2005 N ННП-06/0006/06, который вместе с отчетом представлен обществом в инспекцию и при проведении выездной налоговой проверки налоговым органом исследовался.
Согласно отчету ОАО "НижневартовскНИПИнефть" к договору N ННП-06/0006/06 рассчитанные для общества нормативные технологические потери нефти на 2007 год, имевшие место на Белозерном ЦТП (по которым производится спорное доначисление НДПИ), включены НИИ в состав определенного для организации норматива технологических потерь на 2007 год.
В соответствии с нормативными технологическими потерями, определенными НИИ, организацией с учетом положений Методических указаний производилось списание технологических потерь нефти в результате ее добычи в размере, не превышающем установленный НИИ норматив потерь по месторождениям.
Ежемесячное списание обществом технологических потерь нефти в результате добычи (с учетом норматива потерь нефти, рассчитанного НИИ) в спорных периодах 2007 года подтверждается ежемесячными актами на списание потерь нефти в результате добычи, сбора, подготовки, хранения и транспортировки.
Таким образом, общество не допустило нарушений при исчислении технологических потерь при добыче нефти с учетом разработанного для организации НИИ норматива потерь нефти на 2007 год.
В соответствии с положениями пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации предусмотрено налогообложение НДПИ по ставке 0 руб. при добыче нефти в части нормативных потерь.
В целях настоящей главы 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.
В случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют нормативы потерь на очередной год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта.
Письмами Минфина России от 07.09.2006 N 03-07-01-02/48 и от 13.10.2006 N 03-07-01-04/26 подтверждается возможность применения налогоплательщиком нормативов потерь, утвержденных в установленном порядке на предыдущие годы, при исчислении НДПИ по технологическим потерям нефти по ставке 0 руб., в случае отсутствия утвержденных нормативов потерь на текущий год.
Судом установлено, что для общества нормативы технологических потерь нефти на 2006 и 2007 годы Минпромэнерго России утверждены не были, в связи с чем обществом применялись последние утвержденные Минпромэнерго России нормативы потерь нефти на 2005 год по месторождениям организации.
Последние утвержденные для организации нормативы потерь при добыче нефти утверждены обществу на основании данных научно-исследовательской работы, проведенной ОАО "НижневартовскНИПИнефть" на основании заключенного с обществом договора от 21.01.2004 N 3211-Д/ННП-06/13/04 по разработке нормативов потерь нефти на 2005 год.
В соответствии с отчетом ОАО "НижневартовскНИПИнефть" по данному договору технологические потери нефти, имеющие место в технологической цепочке на БЦТП (расположенном после НДС Хохряковского и ЦПС Ершового месторождений) в размере 0,1156%, включены НИИ в состав утвержденного Минпромэнерго России норматива потерь нефти на 2005 год по соответствующим месторождениям.
Поскольку фактически исчисленные обществом технологические потери нефти в течение июля и августа 2007 года не превысили последние утвержденные нормативы потерь на 2005 год, а потери нефти на БЦТП включены Минпромэнерго России в состав данного норматива потерь, обществом с учетом положений абз. 3 пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации правомерно производилось налогообложение всех фактически исчисленных технологических потерь нефти в пределах норматива потерь, утвержденного Минпромэнерго России, по ставке 0 руб.
Как правильно указал суд первой инстанции, инспекция при обложении НДПИ технологических потерь нефти по "нефтяной" ставке, имевших место после ЦПС Хохряковского и ЦПС Ершовому месторождений, неправильно применяет положения пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку в данной статье не предусмотрено обложение потерь нефти после достижения ею требований РОСТ по нефтяной ставке.
Напротив, в соответствии с положениями данной статьи обложению НДПИ по ставке 0 руб. подлежат все технологические потери нефти в пределах утвержденного Минпромэнерго России норматива потерь нефти на соответствующий год. Поскольку в последний утвержденный для общества Минпромэнерго России норматив потерь на 2005 год технологические потери нефти после указанных НДС были включены, организация правомерно обложило НДПИ по ставке 0 руб. фактически исчисленные технологические потери нефти в июле и августе 2007 года.
Налоговый орган не вправе определять, какие потери облагаются по ставке 0 руб., а какие нет, поскольку право утверждения нормативов потерь согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации предоставлено Минпромэнерго России.
Кроме того, при доначислении спорных сумм НДПИ по потерям нефти налоговым органом неправильно применены положения ст. 339 НК РФ о порядке определения количества нефти для целей налогообложения по завершении всего комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническими проектами разработки месторождений ОАО "ННП", а не только при достижении нефтью требований ГОСТа на нефть.
В соответствии с п. п. 1 и 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым или косвенным методом.
Согласно п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации 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. 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.
Судом установлено, что выданными обществу лицензиями: ХМН 01130 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01141 НЭ на право добычи нефти и газа Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений предусмотрено, что добыча нефти - процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТом 9965-769, поступление подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.
В соответствии с п. 1.7 Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, утв. Минтопэнерго России 23.09.1996, проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер.
Технологическими проектными документами являются проекты пробной эксплуатации, технологические схемы опытно-промышленной разработки, технологические схемы разработки, проекты разработки, уточненные проекты разработки (доразработки), анализы разработки.
Как следует из проектных технологических документов общество разрабатывает и эксплуатирует Сороминское, Тарховское, Пермяковское, Хохряковское, Туль-Еганское, Ершовое, Колик-Еганское, Кошильское, Западно-Сороминское месторождения.
Технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения общества, предусмотрены технологическими проектными документами на разработку месторождений, технологическим регламентом цеха подготовки и перекачки нефти N 2 Управления подготовки и сдачи нефти (БЦТП) ОАО "ТНК-Нижневартовск" и описаны в отчете ОАО "НижневартовскНИПИнефть" к договору от 15.12.2005 N ННП-06/0006/06 на разработку нормативов технологических потерь при добыче нефти на 2007 год.
Ссылка налогового органа в обоснование доначисления налога на положения технологических регламентов пунктов сбора нефти и газа Хохряковского и Ершового месторождений (соответствие нефти ГОСТ), не может быть принята судом апелляционной инстанции во внимание, поскольку указанные документы не являются технологическими проектными документами на разработку месторождений.
В соответствии с положениями п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации определение количества добытой нефти для целей обложения НДПИ производится по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке нефти общества, заканчивающегося согласно технологическим проектным документам на разработку на месторождений на БЦТП.
Также подлежит отклонению ссылка налогового органа на применение положений п. п. 44 и 45 Правил охраны недр, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 N 71, об учете добычи нефти по данным коммерческих узлов учета нефти, поскольку данный акт не входит в систему актов законодательства о налогах и сборах, установленной в ст. 1 Налогового кодекса Российской Федерации, и подзаконных актов о налогах и сборах, определенных в ст. 4 Налогового кодекса Российской Федерации. Данный акт не может определять момент возникновения объекта налогообложения или налоговой базы по НДПИ.
Кроме того, инспекцией не приведено доказательств того, что узлы учета нефти, расположенные на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, являются коммерческими и что следует понимать для целей применения указанных пунктов Правил охраны недр под коммерческими узлами учета нефти. Налоговым органом также не указано, со ссылкой на положения нормативно-правовых актов, какие узлы учета нефти следует относить к коммерческим, по каким показателям узлы учета нефти организации, расположенные на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, можно отнести к коммерческим.
Таким образом, поскольку для целей исчисления НДПИ определение налоговой базы и исчисление технологических потерь нефти следует производить по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке нефти общества, заканчивающегося в соответствии с проектными документами на разработку месторождений на БЦТП (п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации), суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что доначисление налоговым органом НДПИ в размере 2 332 198 руб. по технологическим потерям нефти до БЦТП (отнесение их к сверхнормативным) является неправомерным.
При таких обстоятельствах, учитывая, что налоговым органом не доказано возникновение недоимки по налогу на прибыль организаций в размере 12 083 171 руб., по налогу на добычу полезных ископаемых в размере 2 332 198 руб., то и привлечение общества к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа за неуплату или неполную уплату указанных сумм налогов, а также начисленные пени являются необоснованными.
Расходы по государственной пошлине распределяются в соответствии со ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Поскольку в силу пп. 1.1 п. 1 ст. 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 N 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.
С учетом изложенного, руководствуясь ст. ст. 49, 150, 176, 266, 268, 269, 270, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
Принять отказ ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" от заявления в части требования о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 19.05.2010 по делу N А40-129782/09-112-965 изменить.
Отменить решение суда в части удовлетворения заявления ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Производство по делу в указанной части прекратить.
В остальной части решение суда оставить без изменения.
Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления постановления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.
© 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 ДЕВЯТОГО АРБИТРАЖНОГО АПЕЛЛЯЦИОННОГО СУДА ОТ 26.08.2010 N 09АП-18229/2010-АК ПО ДЕЛУ N А40-129782/09-112-965
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
ДЕВЯТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 26 августа 2010 г. N 09АП-18229/2010-АК
Дело N А40-129782/09-112-965
Резолютивная часть постановления объявлена "19" августа 2010 года
Постановление изготовлено в полном объеме "26" августа 2010 года
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего судьи Кольцовой Н.Н.,
судей Крекотнева С.Н., Нагаева Р.Г.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем Красиковой А.Н.
Рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда города Москвы от 19.05.2010
по делу N А40-129782/09-112-965, принятое судьей Зубаревым В.Г.,
по заявлению Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"
к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1
о признании незаконным решения,
при участии в судебном заседании:
- от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 01-Д/13 от 23.12.2009;
- от заинтересованного лица - Узлова И.А. по дов. N 95 от 18.03.2010, Саакян Р.С. по дов. N 200 от 16.08.2010,
установил:
Открытое акционерное общество "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части предложения уплатить недоимку в сумме 21 259 959 руб. (по налогу на прибыль организаций - в размере 12 083 171 руб.; по налогу на добавленную стоимость - в размере 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых - в размере 2 332 198 руб.), начисления штрафов и пени в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. (с учетом уточнения заявленных требований в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).
Решением Арбитражного суда города Москвы от 19.05.2010 требования заявителя удовлетворены.
Не согласившись с принятым решением, инспекция обратилась с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда первой инстанции, отказать в удовлетворении заявленных обществом требований, указывая на то, что при принятии решения судом первой инстанции неправильно применены нормы материального и процессуального права.
Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
В соответствии со ст. 163 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации объявлялся перерыв в судебном заседании с 17 до 19 августа 2010 года.
Девятый арбитражный апелляционный суд, рассмотрев дело в порядке ст. ст. 266, 268, 269 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, изучив материалы дела, исследовав имеющиеся в материалах дела доказательства, заслушав представителей сторон, проверив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, находит решение суда подлежащим изменению в связи с принятием отказа общества от части заявленных требований. В остальной части суд апелляционной инстанции находит решение суда законным и обоснованным, а апелляционную жалобу - не подлежащей удовлетворению, в связи со следующими обстоятельствами.
Общество заявило письменный отказ от части требований в порядке, предусмотренном ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, а именно: в части признания незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. В обоснование отказа от части требований заявитель ссылается на то, что им в вышестоящий налоговый орган подана апелляционная жалоба на вступившее в законную силу решение инспекции в части, которая не оспорена обществом при подаче первоначальной жалобы, а именно: в части признания незаконным доначисления налога на добавленную стоимость в размере 6 844 590 руб. и отказа в применении налоговых вычетов по НДС в размере 429 877 руб., доначисления соответствующих штрафов и пени (пункт 2.1 мотивировочной части решения инспекции).
Решением Федеральной налоговой службы от 22.04.2010 N СН-37-9/429@ жалоба общества удовлетворена, решение инспекции в указанной части изменено путем отмены соответствующего доначисления налога, пени, штрафа.
Копии апелляционной жалобы и решения ФНС России с учетом мнения сторон судом апелляционной инстанции приобщены к материалам дела.
Инспекция не возражает против заявления об отказе от части заявленных требований.
Поскольку отказ заявителя от части требований не противоречит закону и не нарушает права и законные интересы других лиц, апелляционный суд на основании ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации считает возможным принять отказ общества от требований о признании незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Решение суда в части признания незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб., подлежит отмене.
В силу п. 4 ч. 1 ст. 150 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации производство по делу в части требований общества о признании незаконным решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб., следует прекратить.
При исследовании обстоятельств дела установлено, что инспекцией проведена выездная налоговая проверка заявителя по вопросам соблюдения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах за период с 01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой составлен акт от 16.03.2009 N 52-23-14/580а и, с учетом представленных обществом возражений на него, принято решение от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", в соответствии с которым обществу предложено уплатить недоимку в размере 22 529 430 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 13 258 077 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; по водному налогу в сумме 44 790 руб.; по единому социальному налогу в сумме 40 903 руб.; по транспортному налогу в сумме 8 873 руб., начислены пени за несвоевременную уплату налогов в размере 845 618,57 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 101 525,59 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 489 881,50 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 236 429,79 руб.; по налогу на доходы физических лиц в сумме 15 649,50 руб.; по транспортному налогу в сумме 2 132,19 руб., а также общество привлечено к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа за неуплату или неполную уплату сумм налогов в размере 2 455 800 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 1 735 480 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 249 246 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 466 440 руб.; по транспортному налогу в сумме 1 773 руб.; по налогу, подлежащему удержанию и перечислению налоговым агентом (за неправомерное неперечисление (неполное перечисление)), по налогу на доходы физических лиц (в результате занижения налоговой базы) в сумме 2 861 руб.; также обществу отказано в вычетах сумм НДС, ранее предъявленных к возмещению из бюджета в отношении операций, облагаемых по ставке 0 процентов, в размере 429 877 руб. и предложено удержать и перечислить в бюджет ранее не удержанный НДФЛ в сумме 14 305 руб.
Заявитель, не согласившись с принятым решением инспекции, подал апелляционную жалобу в вышестоящий налоговый орган, в которой просил изменить решение инспекции в части, а именно: уменьшить указанные в п. 1 резолютивной части решения суммы штрафов на 2 416 634,20 руб., производство по делу о налоговом правонарушении в этой части прекратить; уменьшить указанные в п. 3.1 резолютивной части решения суммы дополнительно начисленных налогов: налога на прибыль в сумме 12 083 171 руб., налога на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; уменьшить указанные п. 2 резолютивной части решения суммы пени, начисленные на указанные суммы налогов.
Решением Федеральной налоговой службы от 29.06.2009 N 9-1-08/00156@ поданная обществом апелляционная жалоба на решение инспекции оставлена без удовлетворения, решение инспекции утверждено и признано вступившим в законную силу.
Апелляционный суд отклоняет доводы заинтересованного лица, изложенные в апелляционной жалобе, по следующим основаниям.
Налог на прибыль организаций.
По пункту 1.4 решения инспекции.
В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что общество в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно начисляло амортизацию по имуществу (бездействующие скважины), не участвующему в осуществлении деятельности, направленной на получение дохода, что повлекло за собой неуплату налога на прибыль организаций за 2006 год в размере 6 110 297 руб., за 2007 год - 5 972 874 руб.
Данный довод судом апелляционной инстанции отклоняется по следующим основаниям.
Выводы инспекции о том, что добывающие скважины, выведенные в бездействующий фонд, находящиеся на лицензионных участках недр, принадлежащих обществу, не относятся к амортизируемому имуществу, поскольку не участвуют в производстве с целью получения дохода, не соответствуют фактическим обстоятельствам и не основаны на реальном отражении процесса разработки нефтегазовых месторождений.
Так, Правилами охраны недр, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, установлено, что эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении (п. 104 Правил).
Таким образом, бездействующий фонд относится именно к эксплуатационному фонду.
Судом установлено, что процесс добычи нефти устанавливает "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" РД 153-39-007-96, утв. Минтопэнерго 23.09.1996.
Так, добыча нефти ведется из нефтяных залежей через скважины. Скважины эксплуатируются фонтанным либо механизированным способом. При фонтанном способе эксплуатации нефть за счет собственной энергии пласта поднимается на поверхность. При механизированной добыче подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью глубинных насосов.
Со скважин вместе с нефтью поступает пластовая вода в определенном процентном соотношении в зависимости от обводненности продукции и попутный газ, объем добычи которого зависит от газосодержания нефти, в самой нефти также содержатся парафины, смолы, асфальтены, сера и ряд других компонентов, процентное содержание которых зависит от физико-химических свойств нефти.
Со скважины нефть поступает на групповую замерную установку, где производится замер дебита и осуществляется сбор нефти с группы скважин, откуда по сходному коллектору продукция скважин поступает на установку предварительной подготовки нефти, где осуществляется сброс попутной воды, частичная сепарация и затем ведется откачка нефти на установку подготовки нефти, где производится окончательная подготовка нефти до товарных кондиций.
Добыча нефти на лицензионном участке недр осуществляется не из отдельной скважины, а из всей совокупности скважин, расположенных на этом участке. Нефть, как конечный продукт, после реализации которой пользователь недр получает доход, образуется в результате первичной обработки нефтесодержащей смеси, добывающейся со всего участка недр.
Добытое минеральное сырье из отдельной скважины общество реализовать не может, поскольку оно не доведено до требований стандартов и не может быть принято к транспортировке по системе магистральных нефтепроводов, не может быть реализовано покупателям.
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" пользователю недр предоставляется в пользование для добычи полезных ископаемых не отдельные скважины, используемые для подъема на поверхность нефте/газосодержащих смесей, а лицензионный участок недр. При этом собственником недр остается государство, поэтому пользователь недр не может разрабатывать месторождение по своему усмотрению, а должен соблюдать все условия, установленные в лицензии (лицензионном соглашении), и технические требования разработки.
Разработка участка недр производится пользователем недр не произвольно, а в соответствии с проектной документацией, технологической схемой разработки месторождения, которые согласовываются и утверждаются уполномоченными государственными органами.
Выводы налогового органа о том, что добывающие скважины, выведенные в бездействующий фонд, не относятся к амортизируемому имуществу, поскольку не участвуют в производстве, неправомерны, так как не основаны на реальном процессе разработки месторождений и добычи углеводородного сырья.
Для недропользователя цель разработки участка недр - добыча полезных ископаемых с целью последующей реализации и получения дохода.
Специфика добычи нефти на участках недр заключается в том, что непосредственно из скважин добывается не углеводородное сырье (нефть), а скважинная жидкость - смесь из нефти, воды и пр., которая подлежит дальнейшей сепарации и доведению до товарного вида. При этом очистка поднимаемой на поверхность жидкости происходит не на каждой скважине в отдельности, а после сбора всей добываемой жидкости на лицензионном участке недр.
Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины, независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном конкретном участке, строительство и монтаж которых отражается в проектной документации и согласовывается с государственными органами.
При выводе добывающих скважин из состава действующих по причинам аварийности, изменения пластового давления, повышения обводненности, несмотря на то, что непосредственно добыча из них нефтесодержащей жидкости временно прекращается, бездействующие скважины используются: для проведения исследований для изучения состояния скважин с целью составления и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). По результатам выполнения ГТМ скважины вводятся в эксплуатацию либо переводятся в другие фонды; для контроля за разработкой месторождения; для контроля за измерением пластовых давлений, (проводятся замеры пластовых давлений, строятся карты изобар); для оценки насыщения коллектора на данном участке пласта (геофизические исследования, построение карт остаточной нефтеносности).
По окончании указанных работ скважины переходят в разряд действующих при наличии соответствующих оснований.
Данные по исследованиям, проведенным на бездействующих скважинах общества в 2006 - 2007 годах, и выполнению других работ отражены в документах: "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.04.2006"; "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.01.2007"; "Мероприятия по вводу нефтяных скважин из бездействия ОАО "ННП" по состоянию на 01.01.2008"; "Вывод скважин из бездействующего фонда ОАО "ННП" за 2006 год; "Вывод скважин из бездействующего фонда ОАО "ННП" за 2007 год; "Отчеты о работе нефтяных скважин" (МЭРы) за 2006 - 2007 годы; "Карты изобар" по различным месторождениям общества.
Факт проведения на скважинах указанных работ подтверждается соответствующими актами, наряд-заданиями, планами выполнения ремонта и т.д. Указанные документы обществом в ходе проведения проверки представлялись, что налоговым органом не оспаривается.
Таким образом, факт того, что бездействующие скважины общества не простаивали, а использовались при разработке месторождений полезных ископаемых, направлены на обеспечение технологического процесса добычи полезных ископаемых, подтвержден документально.
Контроль за разработкой месторождения проводится различными методами в определенном порядке и отражен в "Положении о периодичности производства промысловых исследований", разработанном в каждом нефтедобывающем объединении.
Все методы исследования скважин предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информации необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения (залежи), для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.
По результатам исследований готовятся рекомендации и принимаются решения по оптимизации проводки скважин и их оборудованию, выбору методов и схем освоения скважин, интенсификации притоков и режимов эксплуатации скважин.
Судом установлено, что обществом в ходе проверки представлены налоговому органу выдержки из проектов разработки месторождений, касающиеся гидродинамических исследований и других видов работ, которые подтверждают, что проведение данных мероприятий на бездействующих скважинах организации связано с производственной деятельностью организации, а именно: "Авторский надзор за разработкой Колик-Еганского месторождения", раздел 9.1. "Проектирование систем контроля и регулирования разработки", таблица 9.1. "Основные виды рекомендуемых исследований и их периодичность", таблица 9.2. "Обязательный комплекс геофизических исследований...", раздел 9.2. "Программа исследовательских работ", таблица 9.4. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.5. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", "Авторский надзор за разработкой Северо-Тарховского месторождения", раздел 9.1. "Контроль за разработкой месторождения", таблица 9.1. "Основные виды рекомендуемых исследований и их периодичность", разделы 9.2. - 9.4. "Контроль процесса разработки", "Мероприятия по доразведке месторождения", "Программа исследовательских работ", таблица 9.2. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.3. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", "Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения", раздел 9.1. "Проектирование систем контроля и регулирования разработки", таблица 9.1. "Основные вида рекомендуемых исследований и их периодичность", раздел 9.2. "Программа исследовательских работ", таблица 9.2. "Обязательный комплекс геофизических исследований...", таблица 9.4. "Комплекс геофизических методов для общих исследований скважин", таблица 9.5. "Комплекс геофизических методов для детальных исследований скважин", а также представлены другие документы, свидетельствующие о проведении обществом исследовательских работ.
Материалами дела подтверждается, что работы по бездействующему фонду скважин проводятся на основании руководящих и нормативных документов на разработку месторождений и проектных документов: геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений, РД 153-39.0-110-01, гл. 1, 2, 3; комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39.0-109-01, табл. 9; "Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утверждены 15.10.1981 Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР.
Согласно п. п. 2.6.2 "а" и 2.7.2 "д" "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" бездействующие скважины участвуют в регулировании процесса разработки в изменении режима работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, периодическое изменение отборов).
В "Инструкции по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля разработки нефтяных месторождений" (РД-39-9-414-80, Москва 1980) указано, что скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за термобарическими параметрами месторождения или залежи, выбираются из числа добывающих, нагнетательных, контрольных и наблюдательных с учетом геологического строения месторождения, особенностей распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимой и достаточного объема информации для построения карт изобар и изотерм (п. 2.4.3).
Скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за охватом залежи процессом разработки, выбираются из числа добывающих и нагнетательных скважин, а также неперфорированных пересечений и дополняются контрольными и наблюдательными скважинами. Размещение скважин контрольной сети определяется особенностями геологического строения месторождения, особенностями распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимого и достаточного объема информации для построения профилей и карт толщин пластов или горизонтов, в которых фиксируется движение нефти, воды или газа (п. 2.4.4 Инструкции).
Таким образом, как действующие, так и бездействующие скважины на конкретном участке недр взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе, направленном на обеспечение добычи полезных ископаемых.
Довод налогового органа о том, что вывод действующей скважины в бездействующую влияет на получение дохода, является неправомерным.
Так, размер дохода пользователя недр по объективным критериям (без учета уровня цен, конъюнктуры рынка) зависит от уровня добычи, то есть от количества добываемого полезного ископаемого.
Этот уровень не является произвольным и является существенным условием лицензии (ст. 12 Закона "О недрах"), которое фиксируется в проектной документации и лицензионных соглашениях, и невыполнение которого (как превышение уровня, так и добыча в меньшем объеме) может повлечь за собой досрочное прекращение права пользования недрами (ст. 20 Закона "О недрах").
В связи с этим, принимая решения о выводе скважин из действующих в бездействующие, недропользователь исходит из необходимости соблюдать это условие пользования недрами, а также из интересов охраны недр и их рационального использования.
Несвоевременной вывод скважин в разряд бездействующих с целью проведения необходимых исследований, замеров, ремонта может повлечь за собой техногенные катастрофы на всем участке недр, поскольку все скважины между собой технологически связаны.
Таким образом, временный вывод добывающих скважин в разряд бездействующих, прежде всего, направлен на поддержание нормальной производственной деятельности на всем участке недр, на исключение и/или снижение аварий, а, следовательно, на получение дохода.
Учитывая специфику нефтедобывающего процесса на каждом конкретном участке недр, взаимосвязанность всего оборудования, объединенного единой технологической схемой разработки этого лицензионного участка недр, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что бездействующие скважины, временно выведенные из состава добывающих, несмотря на то, что непосредственно не участвуют в процессе добычи нефти, тем не менее, выполняют определенные функции, необходимые для нормального осуществления деятельности по разработке месторождений полезных ископаемых.
Поскольку нахождение скважины в бездействии связано, как правило, с природными факторами (обводненность, изменение пластового давления), в результате которых скважина не дает продукции, все мероприятия по выводу скважины из состояния бездействия - деятельность, направленная на устранение и нейтрализацию этих негативных факторов, происходящих в недрах, и на обеспечение наиболее полного извлечения полезных ископаемых (в том числе из других скважин, так как вся система разработки взаимосвязана).
Кроме того, в п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации перечислены все случаи, когда основные средства исключаются из состава амортизируемых: имущество передано (получено) по договорам в безвозмездное пользование; переведено по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находится по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.
Нахождение скважины в бездействии к перечисленным случаям не относится.
Таким образом, Налоговым кодексом Российской Федерации установлено, что если имущество признается амортизируемым, то по нему должна начисляться амортизация, суммы которой включаются в состав расходов. Временное исключение имущества из состава амортизируемого имущества возможно только в случаях, указанных в Налоговом кодексе Российской Федерации, перечень которых является закрытым и расширению не подлежит.
Нормы главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации, в том числе и положения ст. ст. 256 - 259 Налогового кодекса Российской Федерации, не предусматривают требования о приостановлении начисления амортизации в случае отсутствия получения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-то промежуток времени.
Доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в том числе решений или приказов общества о ликвидации или консервации скважин налоговым органом суду не представлено.
Ссылка налогового органа на п. 104 "Правил охраны недр", утв. Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, где указывается, что к бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находящиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода, судом отклоняется.
Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении. Бездействующий фонд относится именно к эксплуатационному фонду, включающему бездействующие скважины.
Из содержания п. п. 27, 59 "Инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин" (Форма 1-ТЭК (НЕФТЬ)), утв. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по статистике от 29.05.1996 N 44, следует, что бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин.
Ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции "О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утв. Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 N 22, в которой указаны критерии переведения эксплуатационных скважин на консервацию, и на основании которого инспекция делает вывод о том, что бездействующие скважины общества в проверяемом периоде находились в экономически не обоснованном простое и подлежали переводу на консервацию, является необоснованной.
Как правильно указал суд первой инстанции, ни в Налоговом кодексе Российской Федерации, ни в Положении о Федеральной налоговой службе, утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.09.2004 N 506, не содержится каких-либо полномочий налогового органа по контролю за отнесением налогоплательщиками своих нефтяных скважин к тому или иному виду, по даче налогоплательщикам обязательных предписаний о переводе скважин из одного статуса в другой и т.п.
Вопросы контроля за переведением скважин из одного статуса в другой находятся в компетенции Ростехнадзора России и налоговые органы не вправе требовать от организаций осуществлять данный перевод.
Инспекция приводит ссылку на п. 3.4.1 Инструкции, в котором установлены случаи, когда скважины должны переводиться на консервацию, однако налоговый орган не приводит какие-либо документально подтвержденные обоснования того, что требования данного пункта распространяются именно на бездействующие скважины общества.
На основании п. 1.3 Инструкции ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, а не налогового органа.
В соответствии с п. 4 ст. 89 Налогового кодекса Российской Федерации предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. Контроль и надзор в сфере соблюдения недропользователем условий выполнения лицензионного соглашения, а также в сфере соблюдения порядка ликвидации и консервации скважин не является целью и предметом налоговой проверки.
Консервация эксплуатационных скважин осуществляется по причинам, определенным пп. "а" - "ж" п. 3.4.1 Инструкции.
В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона "О недрах" пользователь недр обязан обеспечить сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию. Аналогичная обязанность закреплена также в п. 1.3 Инструкции.
На бездействующем фонде также планируют осуществление различных мероприятий.
Ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции в данном случае несостоятельна, так как Инструкция не содержит требование об обязательной консервации бездействующих эксплуатационных скважин.
Общество не вправе перевести скважину на консервацию без согласования с Ростехнадзором.
Таким образом, до момента переведения данных скважин на консервацию (принятия соответствующего решения организацией по согласованию с Ростехнадзором) они являются бездействующими и относятся к эксплуатационному фонду. Исключений из этого правила законодательством не установлено.
Кроме того, довод налогового органа о необходимости переведения бездействующих скважин на консервацию опровергается тем фактом, что общество осуществляет плановый вывод скважин из бездействия (соответствующие списки представлены обществом на проверку).
Ссылка налогового органа на п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации, в котором указано, что из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения налогом на прибыль исключаются основные средства, находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев, является несостоятельной.
Как правильно указал суд первой инстанции, данный пункт не может быть применен к обществу, поскольку бездействующие скважины не подвергались реконструкции и модернизации. Налоговым органом не представлено доказательств о том, что обществом приняты соответствующие распорядительные документы о проведении реконструкции и модернизации бездействующих скважин.
В свою очередь, общество указывает, что такие распорядительные документы у него отсутствуют.
Таким образом, выводы налогового органа в данном случае не основаны на фактических обстоятельствах.
Налоговый орган в жалобе описывает основные причины отсутствия получения качественного и однозначного притока углеводородов из скважин. Однако, откуда налоговый орган взял данную информацию, инспекция не пояснила, не привела ни одной ссылки на источник.
Судом установлено, что обществом подготовлены и реализуются программы по выводу бездействующих скважин из бездействия, которые согласованы с Ростехнадзором.
В Письме Минфина России от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101 указано, что согласно п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения прибыли исключаются основные средства, переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование; переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев. Причем указанный перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, является закрытым.
В остальных случаях, в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью, начисление амортизации не прекращается.
Кроме того, в Письме Минфина России от 06.05.2005 N 03-03-01-04/1/236 указано, что расходы в виде амортизации неэксплуатируемого основного средства, находящегося во временном простое, признаваемом обоснованным и являющимся частью производственного цикла организации, соответствуют критериям п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации и уменьшают налоговую базу по налогу на прибыль организации.
Судом установлено, что предоставленные обществом в адрес налогового органа документы подтверждают использование находящихся в бездействии скважин в обеспечении технологического процесса, направленного на добычу нефти, и должны учитываться в целях налогообложения по налогу на прибыль.
Таким образом, доначисление налога на прибыль в размере 12 083 171 руб. является необоснованным.
Налог на добычу полезных ископаемых.
По пункту 3.1 решения инспекции.
В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что обществом в нарушение пп. 1 п. 1 ст. 342, п. 5 ст. 338 Налогового кодекса Российской Федерации занижена налоговая база для целей исчисления НДПИ за июль и август 2007 года на количество сверхнормативных потерь на БЦТП (907 тонн), имевших место после достижения добытой организацией нефти требований ГОСТа на нефть на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, что повлекло за собой доначисление НДПИ в размере 2 332 198 руб. Данный довод был предметом исследования суда первой инстанции и обоснованно отклонен по следующим основаниям.
Как правильно установлено судом первой инстанции, определение и отражение обществом в учете количества добытой нефти в спорных периодах 2007 года производилось с учетом исчисленных технологических потерь нефти при добыче в порядке, установленном законодательством в сфере недропользования.
Порядок исчисления технологических потерь нефти при добыче установлен "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" и "Инструкцией по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации", утв. Минтопэнерго России 16.06.1997.
Согласно указанным нормативным документам технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами (п. 1.3).
В п. п. 1.9, 3.1 Методических указаний и п. 1.10 Инструкции указано, что определение нормативов технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, на основании научно исследовательских работ.
В Методических указаниях предусмотрено, что списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом (п. 5.1.3).
Материалами дела подтверждается, что для общества определение нормативов технологических потерь нефти в 2007 году производилось научно-исследовательским институтом по заключенному договору с ОАО "НижневартовскНИПИнефть" от 15.12.2005 N ННП-06/0006/06, который вместе с отчетом представлен обществом в инспекцию и при проведении выездной налоговой проверки налоговым органом исследовался.
Согласно отчету ОАО "НижневартовскНИПИнефть" к договору N ННП-06/0006/06 рассчитанные для общества нормативные технологические потери нефти на 2007 год, имевшие место на Белозерном ЦТП (по которым производится спорное доначисление НДПИ), включены НИИ в состав определенного для организации норматива технологических потерь на 2007 год.
В соответствии с нормативными технологическими потерями, определенными НИИ, организацией с учетом положений Методических указаний производилось списание технологических потерь нефти в результате ее добычи в размере, не превышающем установленный НИИ норматив потерь по месторождениям.
Ежемесячное списание обществом технологических потерь нефти в результате добычи (с учетом норматива потерь нефти, рассчитанного НИИ) в спорных периодах 2007 года подтверждается ежемесячными актами на списание потерь нефти в результате добычи, сбора, подготовки, хранения и транспортировки.
Таким образом, общество не допустило нарушений при исчислении технологических потерь при добыче нефти с учетом разработанного для организации НИИ норматива потерь нефти на 2007 год.
В соответствии с положениями пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации предусмотрено налогообложение НДПИ по ставке 0 руб. при добыче нефти в части нормативных потерь.
В целях настоящей главы 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.
В случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют нормативы потерь на очередной год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта.
Письмами Минфина России от 07.09.2006 N 03-07-01-02/48 и от 13.10.2006 N 03-07-01-04/26 подтверждается возможность применения налогоплательщиком нормативов потерь, утвержденных в установленном порядке на предыдущие годы, при исчислении НДПИ по технологическим потерям нефти по ставке 0 руб., в случае отсутствия утвержденных нормативов потерь на текущий год.
Судом установлено, что для общества нормативы технологических потерь нефти на 2006 и 2007 годы Минпромэнерго России утверждены не были, в связи с чем обществом применялись последние утвержденные Минпромэнерго России нормативы потерь нефти на 2005 год по месторождениям организации.
Последние утвержденные для организации нормативы потерь при добыче нефти утверждены обществу на основании данных научно-исследовательской работы, проведенной ОАО "НижневартовскНИПИнефть" на основании заключенного с обществом договора от 21.01.2004 N 3211-Д/ННП-06/13/04 по разработке нормативов потерь нефти на 2005 год.
В соответствии с отчетом ОАО "НижневартовскНИПИнефть" по данному договору технологические потери нефти, имеющие место в технологической цепочке на БЦТП (расположенном после НДС Хохряковского и ЦПС Ершового месторождений) в размере 0,1156%, включены НИИ в состав утвержденного Минпромэнерго России норматива потерь нефти на 2005 год по соответствующим месторождениям.
Поскольку фактически исчисленные обществом технологические потери нефти в течение июля и августа 2007 года не превысили последние утвержденные нормативы потерь на 2005 год, а потери нефти на БЦТП включены Минпромэнерго России в состав данного норматива потерь, обществом с учетом положений абз. 3 пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации правомерно производилось налогообложение всех фактически исчисленных технологических потерь нефти в пределах норматива потерь, утвержденного Минпромэнерго России, по ставке 0 руб.
Как правильно указал суд первой инстанции, инспекция при обложении НДПИ технологических потерь нефти по "нефтяной" ставке, имевших место после ЦПС Хохряковского и ЦПС Ершовому месторождений, неправильно применяет положения пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку в данной статье не предусмотрено обложение потерь нефти после достижения ею требований РОСТ по нефтяной ставке.
Напротив, в соответствии с положениями данной статьи обложению НДПИ по ставке 0 руб. подлежат все технологические потери нефти в пределах утвержденного Минпромэнерго России норматива потерь нефти на соответствующий год. Поскольку в последний утвержденный для общества Минпромэнерго России норматив потерь на 2005 год технологические потери нефти после указанных НДС были включены, организация правомерно обложило НДПИ по ставке 0 руб. фактически исчисленные технологические потери нефти в июле и августе 2007 года.
Налоговый орган не вправе определять, какие потери облагаются по ставке 0 руб., а какие нет, поскольку право утверждения нормативов потерь согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации предоставлено Минпромэнерго России.
Кроме того, при доначислении спорных сумм НДПИ по потерям нефти налоговым органом неправильно применены положения ст. 339 НК РФ о порядке определения количества нефти для целей налогообложения по завершении всего комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническими проектами разработки месторождений ОАО "ННП", а не только при достижении нефтью требований ГОСТа на нефть.
В соответствии с п. п. 1 и 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым или косвенным методом.
Согласно п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации 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. 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.
Судом установлено, что выданными обществу лицензиями: ХМН 01130 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01141 НЭ на право добычи нефти и газа Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений предусмотрено, что добыча нефти - процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТом 9965-769, поступление подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.
В соответствии с п. 1.7 Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, утв. Минтопэнерго России 23.09.1996, проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер.
Технологическими проектными документами являются проекты пробной эксплуатации, технологические схемы опытно-промышленной разработки, технологические схемы разработки, проекты разработки, уточненные проекты разработки (доразработки), анализы разработки.
Как следует из проектных технологических документов общество разрабатывает и эксплуатирует Сороминское, Тарховское, Пермяковское, Хохряковское, Туль-Еганское, Ершовое, Колик-Еганское, Кошильское, Западно-Сороминское месторождения.
Технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения общества, предусмотрены технологическими проектными документами на разработку месторождений, технологическим регламентом цеха подготовки и перекачки нефти N 2 Управления подготовки и сдачи нефти (БЦТП) ОАО "ТНК-Нижневартовск" и описаны в отчете ОАО "НижневартовскНИПИнефть" к договору от 15.12.2005 N ННП-06/0006/06 на разработку нормативов технологических потерь при добыче нефти на 2007 год.
Ссылка налогового органа в обоснование доначисления налога на положения технологических регламентов пунктов сбора нефти и газа Хохряковского и Ершового месторождений (соответствие нефти ГОСТ), не может быть принята судом апелляционной инстанции во внимание, поскольку указанные документы не являются технологическими проектными документами на разработку месторождений.
В соответствии с положениями п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации определение количества добытой нефти для целей обложения НДПИ производится по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке нефти общества, заканчивающегося согласно технологическим проектным документам на разработку на месторождений на БЦТП.
Также подлежит отклонению ссылка налогового органа на применение положений п. п. 44 и 45 Правил охраны недр, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 N 71, об учете добычи нефти по данным коммерческих узлов учета нефти, поскольку данный акт не входит в систему актов законодательства о налогах и сборах, установленной в ст. 1 Налогового кодекса Российской Федерации, и подзаконных актов о налогах и сборах, определенных в ст. 4 Налогового кодекса Российской Федерации. Данный акт не может определять момент возникновения объекта налогообложения или налоговой базы по НДПИ.
Кроме того, инспекцией не приведено доказательств того, что узлы учета нефти, расположенные на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, являются коммерческими и что следует понимать для целей применения указанных пунктов Правил охраны недр под коммерческими узлами учета нефти. Налоговым органом также не указано, со ссылкой на положения нормативно-правовых актов, какие узлы учета нефти следует относить к коммерческим, по каким показателям узлы учета нефти организации, расположенные на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, можно отнести к коммерческим.
Таким образом, поскольку для целей исчисления НДПИ определение налоговой базы и исчисление технологических потерь нефти следует производить по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке нефти общества, заканчивающегося в соответствии с проектными документами на разработку месторождений на БЦТП (п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации), суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что доначисление налоговым органом НДПИ в размере 2 332 198 руб. по технологическим потерям нефти до БЦТП (отнесение их к сверхнормативным) является неправомерным.
При таких обстоятельствах, учитывая, что налоговым органом не доказано возникновение недоимки по налогу на прибыль организаций в размере 12 083 171 руб., по налогу на добычу полезных ископаемых в размере 2 332 198 руб., то и привлечение общества к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа за неуплату или неполную уплату указанных сумм налогов, а также начисленные пени являются необоснованными.
Расходы по государственной пошлине распределяются в соответствии со ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Поскольку в силу пп. 1.1 п. 1 ст. 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 N 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.
С учетом изложенного, руководствуясь ст. ст. 49, 150, 176, 266, 268, 269, 270, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
постановил:
Принять отказ ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" от заявления в части требования о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 19.05.2010 по делу N А40-129782/09-112-965 изменить.
Отменить решение суда в части удовлетворения заявления ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб.
Производство по делу в указанной части прекратить.
В остальной части решение суда оставить без изменения.
Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления постановления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.
Председательствующий:
Н.Н.КОЛЬЦОВА
Н.Н.КОЛЬЦОВА
Судьи:
С.Н.КРЕКОТНЕВ
Р.Г.НАГАЕВ
С.Н.КРЕКОТНЕВ
Р.Г.НАГАЕВ
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)