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 18 января 2011 года.
Полный текст постановления изготовлен 03 февраля 2011 года.
Второй арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего Черных Л.И.,
судей Лобановой Л.Н., Хоровой Т.В.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем Печенкиной Ю.А.,
при участии в судебном заседании:
представителя Общества Кучеренко Т.Н. по доверенности от 31.12.2010,
представителя Инспекции Сидоровой Т.Л. по доверенности от 22.12.2009,
представителя Управления Абрамовой О.Г. по доверенности от 29.01.2010,
рассмотрев в судебном заседании апелляционную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми
на решение Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 по делу N А29-5898/2010, принятое судом в составе судьи Огородниковой Н.С.,
по заявлению закрытого акционерного общества "Печоранефтегаз"
к Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми,
третье лицо: Управление Федеральной налоговой службы по Республике Коми,
о признании недействительным решения налогового органа,
установил:
Закрытое акционерное общество "Печоранефтегаз" обратилось в Арбитражный суд Республики Коми с заявлением о признании недействительным решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми от 28.12.2009 N 13-16/8 в редакции решения Управления Федеральной налоговой службы по Республике Коми от 23.03.2010 N 135-А в части доначисления налога на прибыль в сумме 1 061 278 рублей, пеней по этому налогу в сумме 13 331 рубля 78 копеек, штрафа в сумме 212 255 рублей 60 копеек; доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 1 178 757 рублей, пеней по этому налогу в сумме 155 226 рублей, штрафа в сумме 235 751 рубля 40 копеек.
Решением Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 заявленные требования удовлетворены частично: оспариваемое решение налогового органа признано недействительным в части доначисления налога на прибыль в сумме 1 061 278 рублей, пеней по этому налогу в сумме 12 558 рублей 54 копеек, штрафа в сумме 212 255 рублей 60 копеек; доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 1 178 757 рублей, пеней по этому налогу в сумме 155 226 рублей, штрафа в сумме 235 751 рубля 40 копеек. В остальной части в удовлетворении заявленных требований отказано.
Инспекция не согласилась с решением суда, обратилась во Второй арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить.
По мнению Инспекции, отсутствуют доказательства, свидетельствующие об использовании спорных скважин в производственной деятельности, приносящей доход Обществу, данные скважины были переведены в бездействующий фонд и не производили продукцию, включение в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, сумм амортизации, начисленных по спорным скважинам, является неправомерным, спорные скважины должны быть переведены в разряд законсервированных, что препятствует начислять по ним амортизацию (абзац 3 пункта 3 статьи 256 Налогового кодекса Российской Федерации). Инспекция считает, что Общество применяло косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого, в данном случае Общество не имело возможности после завершения комплекса технологических операций самостоятельно посредством измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, определить количество добытой нефти. Инспекция указывает, что Обществом представлены отчеты обоснования проведенных измерений фактических потерь полезного ископаемого в марте 2007 года и в феврале 2008 года, как доказательства их измерения в марте 2007 года и в феврале 2008 года; за другие налоговые периоды 2007 и 2008 годов Общество не представило доказательства измерения фактических потерь полезного ископаемого. Налоговый орган не оспаривает, что нормативы потерь полезного ископаемого на 2007 - 2008 годы утверждены для Общества в порядке, установленном законодательством, однако, в нарушение требований статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Общество не представило доказательства того, что данные потери Обществом фактически понесены в заявленном размере (не представило доказательства измерений фактических потерь).
Управление представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором поддержало апелляционную жалобу Инспекции.
Общество в отзыве на апелляционную жалобу не согласно с доводами Инспекции, просит решение суда оставить без изменения.
Представители лиц, участвующих в деле, в судебном заседании поддержали доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее.
Законность решения Арбитражного суда Республики Коми проверена Вторым арбитражным апелляционным судом в порядке, установленном статьями 258, 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Как следует из материалов дела, Инспекция провела выездную налоговую проверку Общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты налогов за период с 01.01.2007 по 31.12.2008, в ходе которой установила неуплату Обществом 1 061 278 рублей налога на прибыль за 2007 - 2008 годы в результате неправомерного включения в состав расходов затрат по амортизации в отношении скважин N 201, 205 Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения, скважины N 126 Сотчемьюского месторождения, находящихся в бездействующем фонде (не приносящих доход), а также неуплату Обществом 1 178 757 рублей налога на добычу полезных ископаемых за январь - февраль, апрель - декабрь 2007 года, январь, март - декабрь 2008 года в результате неправомерного применения ставки 0 процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых при косвенном методе определения количества добытого полезного ископаемого и отсутствии документов, подтверждающих измерение фактических потерь в указанные периоды. Результаты проверки отражены в акте от 23.11.2009 N 13-16/8.
По итогам рассмотрения материалов выездной налоговой проверки начальником Инспекции принято решение от 28.12.2009 N 13-16/8 о привлечении Общества к ответственности за совершение налогового правонарушения, предусмотренного пунктом 2 статьи 120, пунктом 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации, в виде штрафов в сумме 629 888 рублей 40 копеек. Данным решением Обществу предложено уплатить 2 305 159 рублей налогов и 455 929 рублей 57 копеек пеней.
Решением Управления от 23.03.2010 N 135-А решение Инспекции изменено. Согласно решению Управления Обществу предложено уплатить 2 305 159 рублей недоимки по налогам, 268 721 рубль 12 копеек пеней и 614 888 рублей 40 копеек штрафов по пункту 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации.
Не согласившись с решением Инспекции в указанной части (в редакции решения Управления), Общество обжаловало его в арбитражный суд.
Частично удовлетворяя заявленные требования, Арбитражный суд Республики Коми руководствовался статьей 252, пунктами 1 и 3 статьи 256, пунктом 1 статьи 336, статьей 338, пунктами 1, 2 и 3 статьи 339, пунктом 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации и исходил из того, что спорные затраты связаны с осуществлением налогоплательщиком деятельности, направленной на получение дохода, спорные скважины находились в бездействующем фонде, не были выведены в разряд законсервированных и не находились на реконструкции (модернизации) свыше 12 месяцев. Суд пришел к выводу, что в течение проверяемого периода ежемесячное определение фактических потерь Обществом производилось, доначисление налога на добычу полезных ископаемых произведено налоговым органом без учета реальных налоговых обязательств Общества.
Рассмотрев апелляционную жалобу, суд апелляционной инстанции не нашел оснований для ее удовлетворения.
1. В соответствии со статьей 247 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) объектом налогообложения по налогу на прибыль организаций признается прибыль, полученная налогоплательщиком. Прибылью для российских организаций признаются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов.
Согласно пунктам 1 и 2 статьи 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации. Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и внереализационные расходы.
В силу подпункта 3 пункта 2 статьи 253 Кодекса суммы начисленной амортизации относятся к расходам, связанным с производством и (или) реализацией.
Согласно пункту 1 статьи 256 Кодекса амортизируемым имуществом признаются имущество, результаты интеллектуальной деятельности и иные объекты интеллектуальной собственности, которые находятся у налогоплательщика на праве собственности (если иное не предусмотрено настоящей главой), используются им для извлечения дохода и стоимость которых погашается путем начисления амортизации.
На основании пункта 3 статьи 256 Кодекса из состава амортизируемого имущества 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.
Пунктом 23 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденного Приказом Министерства финансов Российской Федерации от 30.03.2001 N 26н, предусмотрено, что в течение срока полезного использования объекта основных средств начисление амортизационных отчислений не приостанавливается, кроме случаев перевода его по решению руководителя организации на консервацию на срок более трех месяцев, а также в период восстановления объекта, продолжительность которого превышает 12 месяцев.
Как видно из материалов дела, спорные скважины являлись амортизируемым имуществом, спорным периодом начисления по ним амортизационных отчислений, не принимаемых налоговым органом в состав расходов, является период нахождения скважин в бездействующем фонде (скважины N 201 - с января по июнь 2008 года, скважины N 205 - с марта 2007 года по апрель 2008 года, скважины N 126 - с ноября 2007 года по январь 2008 года), добычи нефти в эти периоды из скважин не было осуществлено. В эти периоды скважины не находились на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.
Согласно пункту 104 Правил охран недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины. 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. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускается остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Бездействующий фонд скважин может составлять не более 10 процентов от эксплуатационного фонда.
Таким образом, бездействующий фонд скважин является составляющей эксплуатационного фонда скважин. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода.
Вместе с тем, обоснованность расходов в целях применения главы 25 Кодекса должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской деятельности, и не зависеть от результата такой деятельности.
Использование эксплуатационного фонда скважин направлено на получение экономического эффекта в виде извлечения из недр полезных ископаемых, то есть свидетельствует о намерении налогоплательщика получить доход. Следовательно, то обстоятельство, что спорные скважины не дали продукции в спорные месяцы начисления амортизации, не может являться основанием для признания их не используемыми для извлечения дохода.
В соответствии со статьей 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" основными требованиями, предъявляемыми к пользователю недр, являются рациональное использование и охрана недр, в том числе, обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр; обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов.
Из материалов дела (актов замера статистического уровня и устьевых давлений в скважинах, отчета о проведенных работах на скважине, акта проведения гидродинамических исследований на скважине (листы дела 43, 44, 61, 62 - 73, 82-86 том 2)) следует, что в период бездействия спорных скважин Обществом проводились замеры статистического уровня и устьевых давлений в скважинах, гидродинамические исследования. Проведение такого рода исследований связано с анализом возможности вывода скважины из бездействия, обеспечением наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых.
Следовательно, является правильным вывод суда первой инстанции о том, что использование бездействующих скважин связано с деятельностью Общества по добыче нефти, направлено на устранение и нейтрализацию негативных факторов, препятствующих добыче нефти, и на обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов полезного ископаемого.
Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 N 22, определен порядок консервации скважин. Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, настоящей Инструкции и мероприятиями и планами работ, разработанными пользователями недр, исходя из конкретных горно-геологических условий и согласованных с органами Госгортехнадзора России (пункты 3.1.1, 3.1.2 Инструкции). В названной Инструкции определено, какие скважины подлежат консервации, определен порядок проведения работ по консервации скважин, порядок оформления документов на консервацию скважин (пункты 3.4.1, 3.4.2, 3.5 Инструкции).
Таким образом, из анализа положений приведенной Инструкции следует, что действующее законодательство предусматривает возможность консервации скважин в определенных случаях, условиях и порядке. Доказательств действительного наличия таких условий, проведения налогоплательщиком работ по консервации скважин и ввода скважин в консервацию (к моменту (в периоде), когда налоговый орган считает не подлежащей начислению амортизации) налоговым органом не представлено. В связи с этим подлежат отклонению как необоснованные ссылки Инспекции на несоставление и (или) непредставление приказов Общества о переводе скважин на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев (наличие обстоятельств, предусмотренных пунктом 3 статьи 256 Кодекса).
С учетом изложенного суд первой инстанции пришел к правильному выводу о необоснованном исключении Инспекцией из состава расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль за 2007 и 2008 годы, сумм амортизации, начисленных по спорным скважинам.
При таких обстоятельствах Арбитражный суд Республики Коми правомерно признал недействительным решение Инспекции (в редакции решения Управления) в части доначисления 1 061 278 рублей налога на прибыль, 12 558 рублей 54 копеек пеней по этому налогу и 212 255 рублей 60 копеек штрафа по пункту 1 статьи 122 Кодекса за неуплату этого налога.
2. В соответствии с пунктом 1 статьи 336 Кодекса объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Согласно пункту 1 статьи 337 Кодекса полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
Видом добытого полезного ископаемого является, в частности, нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (подпункт 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса (пункты 2 и 3 статьи 338 Кодекса).
В соответствии с пунктами 2 и 3 статьи 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
Согласно пункту 7 статьи 339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
На основании пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке 0 рублей при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
Как видно из материалов дела, Общество в 2007 - 2008 годах осуществляло добычу нефти на Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском нефтяных месторождениях на основании соответствующих лицензий. Учетной политикой Общества на 2007 - 2008 годы (листы дела 2 - 4 том 12) предусмотрено, что количество добытого полезного ископаемого определяется прямым методом посредством применения измерительных средств (СКЖ) и установок (ГЗУ).
Согласно проектам разработки указанных месторождений (листы дела 44 - 152, 63 - 65 том 5) Обществом на месторождениях осуществляется эксплуатация добывающих скважин, расположенных на кустах скважин, одиночных скважин, установки подготовки нефти (УПН), пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) "Зеленоборск". Нефтесодержащая жидкость поступает на УПН от всех нефтяных скважин Сотчемьюского и Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождений; технологический процесс УПН включает процессы обезвоживания, дегазации и обессоливания нефтесодержащей жидкости, на УПН нефтесодержащая жидкость доводиться до соответствующей государственному стандарту нефти; УПН включает в себя, в том числе, резервуарный парк для хранения подготовленной нефти, коммерческий узел учета нефти; далее нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП откачивается в магистральный нефтепровод.
В ходе проведения налоговой проверки Инспекцией установлено и зафиксировано в протоколе осмотра от 29.09.2009 (лист дела 100 том 11), видно из материалов дела, в том числе из схемы системы сбора скважинной продукции с месторождений Общества (лист дела 71 том 11), что добытая Обществом нефтесодержащая жидкость от скважин по выкидным линиям направляется на СКЖ (счетчик количества жидкости). СКЖ установлен на каждом кусте скважин, нефтесодержащая жидкость от одиночных скважин поступает на СКЖ куста скважин. Также Общество принимает нефтесодержащую жидкость ООО "НК "Речер-Коми" для подготовки нефти до требований ГОСТ и сдачи товарной нефти в магистральный нефтепровод по договору от 28.12.2006 N 1/2007 (листы дела 128-147 том 4). С лицензионного участка ООО "НК "Речер-Коми" доставка нефтесодержащей жидкости осуществляется тарированными нефтевозами. На территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливается в подземные емкости и насосами откачивается в расходную емкость, установленную на поверхности, затем она поступает на куст скважин Сотчемьюского месторождения. Далее нефтесодержащая жидкость транспортируется по нефтепроводу на установку подготовки нефти (УПН) с Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения и Сотчемьюского месторождения с принятой Обществом нефтесодержащей жидкостью ООО "НК "Речер-Коми". Нефтесодержащая жидкость с двух месторождений, а также принимаемая от ООО "НК "Речер-Коми" соединяется на входе на УПН и поступает на подготовку. На УПН нефтесодержащая жидкость доводится до соответствия государственному стандарту, на УПН количество подготовленной товарной нефти (соответствующей государственному стандарту и являющейся полезным ископаемым) измеряется в емкостях с помощью уровнемера. Далее товарная нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП "Зеленоборск" откачивается в магистральный нефтепровод ОАО "СМН". На территории пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) "Зеленоборск" (данный этап входит в технологический процесс добычи Обществом нефти, поступающая на ПСП нефть нагревается в печах и поступает в резервуары) находится средство измерения количества и качества нефти - СИКН-392. Товарная нефть проходит через массомер, установленный в СИКН, данные автоматизировано поступают на компьютер, установленный в помещении операторской.
Таким образом, Общество в процессе добычи нефти доводит ее до соответствия требованиям ГОСТ нефти, являющейся объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, и определяет количество добытой и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ нефти посредством измерительных средств и устройств, то есть прямым методом.
Довод Инспекции об отсутствии у Общества на входе нефти на УПН измерительных средств и устройств подлежит отклонению, поскольку данное обстоятельство не свидетельствует о применении Обществом иного метода определения количества добытого полезного ископаемого. Доводы Инспекции о том, что количество добытого полезного ископаемого определялось Обществом расчетным методом (согласно данным измерений, полученных со счетчика количества жидкости (СКЖ), о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, о содержании в данном минеральном сырье нефти и воды, и исходя из процента обводненности об определении количества добытой воды и, соответственно, нефти) не могут быть приняты во внимание как не соответствующие фактическим обстоятельствам дела о технологическом процессе добычи нефти и измерении ее количества. Технологический процесс по добыче нефти (как предусмотрено проектам разработки месторождений Общества, так и установлено фактически) включает в себя доведение Обществом нефтесодержащей жидкости до соответствующей требованиям ГОСТ и измерение Обществом количества нефти, соответствующей ГОСТу.
Из материалов дела также видно, что у Общества на начальном этапе технологического процесса имелись измерительные средства (СКЖ), Обществом велись журналы учета замера продукции скважин на основании данных измерительных устройств (СКЖ). Доставка нефтесодержащей жидкости ООО "НК "Речер-Коми" осуществлялась тарированными нефтевозами, на территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливалась в подземные емкости и насосами откачивалась в расходную емкость, установленную на поверхности. Договором с ООО "НК "Речер-Коми" предусмотрено определение количества подготовленной нефти и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" исходя из показателей количества и качества, определение которых производилось (иного материалами дела не подтверждается); количество товарной нефти, подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" определялось исходя из данных о количестве нефти, принятой на подготовку, за вычетом балласта (пункт 5.6 договора, лист дела 131 том 4).
Следовательно, Общество имело возможность после завершения комплекса технологических операций, предусмотренных проектами разработки месторождений, самостоятельно посредством применения измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, определить количество добытой им нефти, качество которой соответствует ГОСТу, то есть добытого Обществом полезного ископаемого в целях налогообложения. Доказательств отсутствия раздельного учета добытой Обществом нефти в материалы дела не представлено.
Обществом определило количество добытого им полезного ископаемого в целях налогообложения в спорные налоговые периоды. Доказательств того, что количество добытого Обществом полезного ископаемого определено неверно, не имеется.
То обстоятельство, что для определения количества подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" нефти необходимы расчеты, не свидетельствует о применении Обществом косвенного (расчетного) метода определения количества добытого им полезного ископаемого. Согласно пункту 2 статьи 339 Кодекса косвенный метод заключается в определении количества добытого полезного ископаемого расчетно по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье. В данном случае Общество такой метод определения количества добытого им полезного ископаемого не применяет; Общество определяет количество нефти, добытой им на Восточно-Сотчемью-Талыйюском и Сотчемьюском месторождениях и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ, посредством применения измерительных средств и устройств.
Доводы Инспекции о неправомерности применения ООО "НК "Речер-Коми" ставки 0 рублей в отношении нормативных потерь при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за налоговые периоды 2007 - 2008 годов не могут быть приняты во внимание, поскольку данная организация при передаче нефтесодержащей жидкости по вышеназванному договору самостоятельно не доводит продукцию до соответствия требованиям ГОСТ.
Кроме того, Инспекцией в ходе проведения выездной налоговой проверки признано правомерным определение Обществом количества добытого полезного ископаемого (нефти, добытой на Восточно-Сотчемью-Талыйюском и Сотчемьюском месторождениях) и применение ставки 0 рублей в части фактических потерь полезного ископаемого в пределах нормативов потерь при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за март 2007 года и февраль 2008 года. Инспекция пришла к выводу о том, что имеются доказательства измерения фактических потерь в марте 2007 года и феврале 2008 года. Из указанного следует, что Общество имеет возможность определить и определяет количество добытого полезного ископаемого прямым методом (согласно позиции Инспекции положения об учете фактических потерь полезного ископаемого при применении налогоплательщиком косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого в Кодексе отсутствуют, что соответствует статье 339 Кодекса), Общество имеет возможность проведения измерений фактических технологических потерь полезного ископаемого, учитываемых при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения.
Согласно Отчетам определения фактических технологических потерь нефти в 2007 и 2008 годах по месторождениям ЗАО "Печоранефтегаз", проведенным ООО "Совет ВОИР НИИНГП" (листы дела 67 - 89 том 8, 1 - 29 том 9), технологические потери нефти по месторождениям Общества возникают в связи с потерей нефти с газом в виде капельной нефти, уносимой с узлов сепарации; потерей нефти с подтоварной водой, представляющей собой попутно добываемую воду и воду, подаваемую для обессоливания и отделяемую на УПН и возвращаемую в систему; потерей нефти от испарения в процессе подготовки и транспортировки (входящей в технологический процесс добычи) из негерметичных емкостей (резервуаров и нефтевозов). Сепарация нефти и газа осуществляется на кустовых площадках, ДНС и УПН, газ сепарации при этом используется в качестве топлива на УПН, а остальная часть сжигается на факеле, с газом сепарации уносится капельная нефть, представляющая собой один вид технологических потерь. Обезвоживание и обессоливание (путем добавления пресной воды) добываемой нефти осуществляется на УПН, содержание остаточной нефти в сбрасываемой воде представляет собой другой вид технологических потерь. Подготовка и межпромысловая транспортировка нефти месторождений сопровождается прохождением ее резервуаров и емкостей для перевозки нефти, а также технологическими операциями (слив и налив), при которых нефть контактирует с воздухом, что обуславливает также технологические потери нефти от испарения.
Обществом величина технологических потерь нефти от уноса с газом рассчитана по удельному содержанию капельной нефти в потоке отводимого газа и газовому фактору по формуле; потери нефти в сбрасываемой воде рассчитаны по удельному содержанию нефти в сбрасываемой воде, обводненности добываемой нефти на месторождении, плотности воды по формуле; потери нефти от испарения рассчитаны по изменению углеводородного состава нефти до источника и после источника потерь по значениям компонентных составов по формуле (листы дела 101-144 том 8). Все указанные показатели Обществом определены и установлены. Доказательств их неверного определения не имеется. В том числе ежемесячно определено количество сжигаемого газа и закачки воды в поглощающие скважины согласно показаниям счетчиков газа и воды, наличие которых подтверждается материалами дела и налоговым органом не отрицается (в том числе не установлено отсутствия ведения налогоплательщиком учета показаний названных счетчиков); ежемесячно определено количество нефтесодержащей жидкости, добываемой со скважин, и количество добытой Обществом нефти.
С учетом изложенного, материалами дела подтверждается, что Общество производило измерение и определение фактических потерь полезного ископаемого ежемесячно (в спорные налоговые периоды), с учетом которых определило количество добытого полезного ископаемого в целях налогообложения.
Доводы Инспекции в отношении сведений о счетчиках газа и воды подлежат отклонению, поскольку не свидетельствуют об отсутствии измерений. Доказательств завышения учтенных налогоплательщиком фактических потерь полезного ископаемого не имеется.
Также не имеется доказательств того, что количество добытого полезного ископаемого, отражаемого Обществом в спорные налоговые периоды в налоговых декларациях, соответствует размеру фактически добытого полезного ископаемого (без учета фактических потерь полезного ископаемого). Основанием считать, что Общество при определении количества добытого полезного ископаемого, отраженного в налоговых декларациях (в части нормативных потерь по которому применена ставка 0 рублей), учитывало фактические потери полезного ископаемого, то есть определяло количество добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь полезного ископаемого, кроме представления Обществом сведений о добыче нефти и данных налоговых деклараций является и то, что Инспекцией в ходе проведения выездной налоговой проверки признано правомерным определение количества добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь полезного ископаемого и применение ставки 0 рублей в части нормативных потерь полезных ископаемых за март 2007 года и февраль 2008 года. Доказательств того, что в другие спорные налоговые периоды Обществом определено количество добытого полезного ископаемого по иному (без учета фактических потерь полезного ископаемого) не имеется.
Фактические потери учтены Обществом в пределах нормативов потерь, утвержденных для Общества в установленном порядке, что Инспекцией не оспаривается.
С учетом изложенного суд апелляционной инстанции приходит к выводу о том, что Обществом правомерно применена ставка 0 рублей в части нормативных потерь полезного ископаемого.
Ссылка Инспекции на судебные акты по другим делам не может быть принята, поскольку обстоятельства дел различны; преюдициального значения установленные в них обстоятельства для настоящего дела не имеют.
При таких обстоятельствах Арбитражный суд Республики Коми правильно признал недействительным решение Инспекции (в редакции решения Управления) в части доначисления 1 178 757 рублей налога на добычу полезных ископаемых, начисления 155 226 рублей пеней по этому налогу и применения штрафа по пункту 1 статьи 122 Кодекса в размере 235 751 рубль 40 копеек за неуплату этого налога.
Нарушений норм процессуального права, влекущих безусловную отмену судебного акта, судом апелляционной инстанции не установлено.
Следовательно, апелляционная жалоба Инспекции удовлетворению не подлежит.
В соответствии с пунктом 1 статьи 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации налоговый орган освобожден от уплаты государственной пошлины.
Руководствуясь статьями 258, 268, пунктом 1 статьи 269, статьей 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Второй арбитражный апелляционный суд
постановил:
решение Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 по делу N А29-5898/2010 оставить без изменения, а апелляционную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия.
Постановление может быть обжаловано в Федеральный арбитражный суд Волго-Вятского округа в установленном порядке.
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ВТОРОГО АРБИТРАЖНОГО АПЕЛЛЯЦИОННОГО СУДА ОТ 03.02.2011 ПО ДЕЛУ N А29-5898/2010
Разделы:Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
ВТОРОЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 3 февраля 2011 г. по делу N А29-5898/2010
Резолютивная часть постановления объявлена 18 января 2011 года.
Полный текст постановления изготовлен 03 февраля 2011 года.
Второй арбитражный апелляционный суд в составе:
председательствующего Черных Л.И.,
судей Лобановой Л.Н., Хоровой Т.В.,
при ведении протокола судебного заседания секретарем Печенкиной Ю.А.,
при участии в судебном заседании:
представителя Общества Кучеренко Т.Н. по доверенности от 31.12.2010,
представителя Инспекции Сидоровой Т.Л. по доверенности от 22.12.2009,
представителя Управления Абрамовой О.Г. по доверенности от 29.01.2010,
рассмотрев в судебном заседании апелляционную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми
на решение Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 по делу N А29-5898/2010, принятое судом в составе судьи Огородниковой Н.С.,
по заявлению закрытого акционерного общества "Печоранефтегаз"
к Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми,
третье лицо: Управление Федеральной налоговой службы по Республике Коми,
о признании недействительным решения налогового органа,
установил:
Закрытое акционерное общество "Печоранефтегаз" обратилось в Арбитражный суд Республики Коми с заявлением о признании недействительным решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми от 28.12.2009 N 13-16/8 в редакции решения Управления Федеральной налоговой службы по Республике Коми от 23.03.2010 N 135-А в части доначисления налога на прибыль в сумме 1 061 278 рублей, пеней по этому налогу в сумме 13 331 рубля 78 копеек, штрафа в сумме 212 255 рублей 60 копеек; доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 1 178 757 рублей, пеней по этому налогу в сумме 155 226 рублей, штрафа в сумме 235 751 рубля 40 копеек.
Решением Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 заявленные требования удовлетворены частично: оспариваемое решение налогового органа признано недействительным в части доначисления налога на прибыль в сумме 1 061 278 рублей, пеней по этому налогу в сумме 12 558 рублей 54 копеек, штрафа в сумме 212 255 рублей 60 копеек; доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 1 178 757 рублей, пеней по этому налогу в сумме 155 226 рублей, штрафа в сумме 235 751 рубля 40 копеек. В остальной части в удовлетворении заявленных требований отказано.
Инспекция не согласилась с решением суда, обратилась во Второй арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить.
По мнению Инспекции, отсутствуют доказательства, свидетельствующие об использовании спорных скважин в производственной деятельности, приносящей доход Обществу, данные скважины были переведены в бездействующий фонд и не производили продукцию, включение в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, сумм амортизации, начисленных по спорным скважинам, является неправомерным, спорные скважины должны быть переведены в разряд законсервированных, что препятствует начислять по ним амортизацию (абзац 3 пункта 3 статьи 256 Налогового кодекса Российской Федерации). Инспекция считает, что Общество применяло косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого, в данном случае Общество не имело возможности после завершения комплекса технологических операций самостоятельно посредством измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, определить количество добытой нефти. Инспекция указывает, что Обществом представлены отчеты обоснования проведенных измерений фактических потерь полезного ископаемого в марте 2007 года и в феврале 2008 года, как доказательства их измерения в марте 2007 года и в феврале 2008 года; за другие налоговые периоды 2007 и 2008 годов Общество не представило доказательства измерения фактических потерь полезного ископаемого. Налоговый орган не оспаривает, что нормативы потерь полезного ископаемого на 2007 - 2008 годы утверждены для Общества в порядке, установленном законодательством, однако, в нарушение требований статьи 339 Налогового кодекса Российской Федерации Общество не представило доказательства того, что данные потери Обществом фактически понесены в заявленном размере (не представило доказательства измерений фактических потерь).
Управление представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором поддержало апелляционную жалобу Инспекции.
Общество в отзыве на апелляционную жалобу не согласно с доводами Инспекции, просит решение суда оставить без изменения.
Представители лиц, участвующих в деле, в судебном заседании поддержали доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее.
Законность решения Арбитражного суда Республики Коми проверена Вторым арбитражным апелляционным судом в порядке, установленном статьями 258, 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
Как следует из материалов дела, Инспекция провела выездную налоговую проверку Общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты налогов за период с 01.01.2007 по 31.12.2008, в ходе которой установила неуплату Обществом 1 061 278 рублей налога на прибыль за 2007 - 2008 годы в результате неправомерного включения в состав расходов затрат по амортизации в отношении скважин N 201, 205 Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения, скважины N 126 Сотчемьюского месторождения, находящихся в бездействующем фонде (не приносящих доход), а также неуплату Обществом 1 178 757 рублей налога на добычу полезных ископаемых за январь - февраль, апрель - декабрь 2007 года, январь, март - декабрь 2008 года в результате неправомерного применения ставки 0 процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых при косвенном методе определения количества добытого полезного ископаемого и отсутствии документов, подтверждающих измерение фактических потерь в указанные периоды. Результаты проверки отражены в акте от 23.11.2009 N 13-16/8.
По итогам рассмотрения материалов выездной налоговой проверки начальником Инспекции принято решение от 28.12.2009 N 13-16/8 о привлечении Общества к ответственности за совершение налогового правонарушения, предусмотренного пунктом 2 статьи 120, пунктом 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации, в виде штрафов в сумме 629 888 рублей 40 копеек. Данным решением Обществу предложено уплатить 2 305 159 рублей налогов и 455 929 рублей 57 копеек пеней.
Решением Управления от 23.03.2010 N 135-А решение Инспекции изменено. Согласно решению Управления Обществу предложено уплатить 2 305 159 рублей недоимки по налогам, 268 721 рубль 12 копеек пеней и 614 888 рублей 40 копеек штрафов по пункту 1 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации.
Не согласившись с решением Инспекции в указанной части (в редакции решения Управления), Общество обжаловало его в арбитражный суд.
Частично удовлетворяя заявленные требования, Арбитражный суд Республики Коми руководствовался статьей 252, пунктами 1 и 3 статьи 256, пунктом 1 статьи 336, статьей 338, пунктами 1, 2 и 3 статьи 339, пунктом 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации и исходил из того, что спорные затраты связаны с осуществлением налогоплательщиком деятельности, направленной на получение дохода, спорные скважины находились в бездействующем фонде, не были выведены в разряд законсервированных и не находились на реконструкции (модернизации) свыше 12 месяцев. Суд пришел к выводу, что в течение проверяемого периода ежемесячное определение фактических потерь Обществом производилось, доначисление налога на добычу полезных ископаемых произведено налоговым органом без учета реальных налоговых обязательств Общества.
Рассмотрев апелляционную жалобу, суд апелляционной инстанции не нашел оснований для ее удовлетворения.
1. В соответствии со статьей 247 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - Кодекс) объектом налогообложения по налогу на прибыль организаций признается прибыль, полученная налогоплательщиком. Прибылью для российских организаций признаются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов.
Согласно пунктам 1 и 2 статьи 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации. Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и внереализационные расходы.
В силу подпункта 3 пункта 2 статьи 253 Кодекса суммы начисленной амортизации относятся к расходам, связанным с производством и (или) реализацией.
Согласно пункту 1 статьи 256 Кодекса амортизируемым имуществом признаются имущество, результаты интеллектуальной деятельности и иные объекты интеллектуальной собственности, которые находятся у налогоплательщика на праве собственности (если иное не предусмотрено настоящей главой), используются им для извлечения дохода и стоимость которых погашается путем начисления амортизации.
На основании пункта 3 статьи 256 Кодекса из состава амортизируемого имущества 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.
Пунктом 23 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденного Приказом Министерства финансов Российской Федерации от 30.03.2001 N 26н, предусмотрено, что в течение срока полезного использования объекта основных средств начисление амортизационных отчислений не приостанавливается, кроме случаев перевода его по решению руководителя организации на консервацию на срок более трех месяцев, а также в период восстановления объекта, продолжительность которого превышает 12 месяцев.
Как видно из материалов дела, спорные скважины являлись амортизируемым имуществом, спорным периодом начисления по ним амортизационных отчислений, не принимаемых налоговым органом в состав расходов, является период нахождения скважин в бездействующем фонде (скважины N 201 - с января по июнь 2008 года, скважины N 205 - с марта 2007 года по апрель 2008 года, скважины N 126 - с ноября 2007 года по январь 2008 года), добычи нефти в эти периоды из скважин не было осуществлено. В эти периоды скважины не находились на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.
Согласно пункту 104 Правил охран недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины. 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. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускается остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Бездействующий фонд скважин может составлять не более 10 процентов от эксплуатационного фонда.
Таким образом, бездействующий фонд скважин является составляющей эксплуатационного фонда скважин. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода.
Вместе с тем, обоснованность расходов в целях применения главы 25 Кодекса должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской деятельности, и не зависеть от результата такой деятельности.
Использование эксплуатационного фонда скважин направлено на получение экономического эффекта в виде извлечения из недр полезных ископаемых, то есть свидетельствует о намерении налогоплательщика получить доход. Следовательно, то обстоятельство, что спорные скважины не дали продукции в спорные месяцы начисления амортизации, не может являться основанием для признания их не используемыми для извлечения дохода.
В соответствии со статьей 23 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" основными требованиями, предъявляемыми к пользователю недр, являются рациональное использование и охрана недр, в том числе, обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр; обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов.
Из материалов дела (актов замера статистического уровня и устьевых давлений в скважинах, отчета о проведенных работах на скважине, акта проведения гидродинамических исследований на скважине (листы дела 43, 44, 61, 62 - 73, 82-86 том 2)) следует, что в период бездействия спорных скважин Обществом проводились замеры статистического уровня и устьевых давлений в скважинах, гидродинамические исследования. Проведение такого рода исследований связано с анализом возможности вывода скважины из бездействия, обеспечением наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых.
Следовательно, является правильным вывод суда первой инстанции о том, что использование бездействующих скважин связано с деятельностью Общества по добыче нефти, направлено на устранение и нейтрализацию негативных факторов, препятствующих добыче нефти, и на обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов полезного ископаемого.
Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 N 22, определен порядок консервации скважин. Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, настоящей Инструкции и мероприятиями и планами работ, разработанными пользователями недр, исходя из конкретных горно-геологических условий и согласованных с органами Госгортехнадзора России (пункты 3.1.1, 3.1.2 Инструкции). В названной Инструкции определено, какие скважины подлежат консервации, определен порядок проведения работ по консервации скважин, порядок оформления документов на консервацию скважин (пункты 3.4.1, 3.4.2, 3.5 Инструкции).
Таким образом, из анализа положений приведенной Инструкции следует, что действующее законодательство предусматривает возможность консервации скважин в определенных случаях, условиях и порядке. Доказательств действительного наличия таких условий, проведения налогоплательщиком работ по консервации скважин и ввода скважин в консервацию (к моменту (в периоде), когда налоговый орган считает не подлежащей начислению амортизации) налоговым органом не представлено. В связи с этим подлежат отклонению как необоснованные ссылки Инспекции на несоставление и (или) непредставление приказов Общества о переводе скважин на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев (наличие обстоятельств, предусмотренных пунктом 3 статьи 256 Кодекса).
С учетом изложенного суд первой инстанции пришел к правильному выводу о необоснованном исключении Инспекцией из состава расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль за 2007 и 2008 годы, сумм амортизации, начисленных по спорным скважинам.
При таких обстоятельствах Арбитражный суд Республики Коми правомерно признал недействительным решение Инспекции (в редакции решения Управления) в части доначисления 1 061 278 рублей налога на прибыль, 12 558 рублей 54 копеек пеней по этому налогу и 212 255 рублей 60 копеек штрафа по пункту 1 статьи 122 Кодекса за неуплату этого налога.
2. В соответствии с пунктом 1 статьи 336 Кодекса объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Согласно пункту 1 статьи 337 Кодекса полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
Видом добытого полезного ископаемого является, в частности, нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (подпункт 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении. Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса (пункты 2 и 3 статьи 338 Кодекса).
В соответствии с пунктами 2 и 3 статьи 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.
Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.
При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
Согласно пункту 7 статьи 339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
На основании пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке 0 рублей при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
Как видно из материалов дела, Общество в 2007 - 2008 годах осуществляло добычу нефти на Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском нефтяных месторождениях на основании соответствующих лицензий. Учетной политикой Общества на 2007 - 2008 годы (листы дела 2 - 4 том 12) предусмотрено, что количество добытого полезного ископаемого определяется прямым методом посредством применения измерительных средств (СКЖ) и установок (ГЗУ).
Согласно проектам разработки указанных месторождений (листы дела 44 - 152, 63 - 65 том 5) Обществом на месторождениях осуществляется эксплуатация добывающих скважин, расположенных на кустах скважин, одиночных скважин, установки подготовки нефти (УПН), пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) "Зеленоборск". Нефтесодержащая жидкость поступает на УПН от всех нефтяных скважин Сотчемьюского и Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождений; технологический процесс УПН включает процессы обезвоживания, дегазации и обессоливания нефтесодержащей жидкости, на УПН нефтесодержащая жидкость доводиться до соответствующей государственному стандарту нефти; УПН включает в себя, в том числе, резервуарный парк для хранения подготовленной нефти, коммерческий узел учета нефти; далее нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП откачивается в магистральный нефтепровод.
В ходе проведения налоговой проверки Инспекцией установлено и зафиксировано в протоколе осмотра от 29.09.2009 (лист дела 100 том 11), видно из материалов дела, в том числе из схемы системы сбора скважинной продукции с месторождений Общества (лист дела 71 том 11), что добытая Обществом нефтесодержащая жидкость от скважин по выкидным линиям направляется на СКЖ (счетчик количества жидкости). СКЖ установлен на каждом кусте скважин, нефтесодержащая жидкость от одиночных скважин поступает на СКЖ куста скважин. Также Общество принимает нефтесодержащую жидкость ООО "НК "Речер-Коми" для подготовки нефти до требований ГОСТ и сдачи товарной нефти в магистральный нефтепровод по договору от 28.12.2006 N 1/2007 (листы дела 128-147 том 4). С лицензионного участка ООО "НК "Речер-Коми" доставка нефтесодержащей жидкости осуществляется тарированными нефтевозами. На территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливается в подземные емкости и насосами откачивается в расходную емкость, установленную на поверхности, затем она поступает на куст скважин Сотчемьюского месторождения. Далее нефтесодержащая жидкость транспортируется по нефтепроводу на установку подготовки нефти (УПН) с Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения и Сотчемьюского месторождения с принятой Обществом нефтесодержащей жидкостью ООО "НК "Речер-Коми". Нефтесодержащая жидкость с двух месторождений, а также принимаемая от ООО "НК "Речер-Коми" соединяется на входе на УПН и поступает на подготовку. На УПН нефтесодержащая жидкость доводится до соответствия государственному стандарту, на УПН количество подготовленной товарной нефти (соответствующей государственному стандарту и являющейся полезным ископаемым) измеряется в емкостях с помощью уровнемера. Далее товарная нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП "Зеленоборск" откачивается в магистральный нефтепровод ОАО "СМН". На территории пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) "Зеленоборск" (данный этап входит в технологический процесс добычи Обществом нефти, поступающая на ПСП нефть нагревается в печах и поступает в резервуары) находится средство измерения количества и качества нефти - СИКН-392. Товарная нефть проходит через массомер, установленный в СИКН, данные автоматизировано поступают на компьютер, установленный в помещении операторской.
Таким образом, Общество в процессе добычи нефти доводит ее до соответствия требованиям ГОСТ нефти, являющейся объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, и определяет количество добытой и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ нефти посредством измерительных средств и устройств, то есть прямым методом.
Довод Инспекции об отсутствии у Общества на входе нефти на УПН измерительных средств и устройств подлежит отклонению, поскольку данное обстоятельство не свидетельствует о применении Обществом иного метода определения количества добытого полезного ископаемого. Доводы Инспекции о том, что количество добытого полезного ископаемого определялось Обществом расчетным методом (согласно данным измерений, полученных со счетчика количества жидкости (СКЖ), о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, о содержании в данном минеральном сырье нефти и воды, и исходя из процента обводненности об определении количества добытой воды и, соответственно, нефти) не могут быть приняты во внимание как не соответствующие фактическим обстоятельствам дела о технологическом процессе добычи нефти и измерении ее количества. Технологический процесс по добыче нефти (как предусмотрено проектам разработки месторождений Общества, так и установлено фактически) включает в себя доведение Обществом нефтесодержащей жидкости до соответствующей требованиям ГОСТ и измерение Обществом количества нефти, соответствующей ГОСТу.
Из материалов дела также видно, что у Общества на начальном этапе технологического процесса имелись измерительные средства (СКЖ), Обществом велись журналы учета замера продукции скважин на основании данных измерительных устройств (СКЖ). Доставка нефтесодержащей жидкости ООО "НК "Речер-Коми" осуществлялась тарированными нефтевозами, на территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливалась в подземные емкости и насосами откачивалась в расходную емкость, установленную на поверхности. Договором с ООО "НК "Речер-Коми" предусмотрено определение количества подготовленной нефти и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" исходя из показателей количества и качества, определение которых производилось (иного материалами дела не подтверждается); количество товарной нефти, подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" определялось исходя из данных о количестве нефти, принятой на подготовку, за вычетом балласта (пункт 5.6 договора, лист дела 131 том 4).
Следовательно, Общество имело возможность после завершения комплекса технологических операций, предусмотренных проектами разработки месторождений, самостоятельно посредством применения измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, определить количество добытой им нефти, качество которой соответствует ГОСТу, то есть добытого Обществом полезного ископаемого в целях налогообложения. Доказательств отсутствия раздельного учета добытой Обществом нефти в материалы дела не представлено.
Обществом определило количество добытого им полезного ископаемого в целях налогообложения в спорные налоговые периоды. Доказательств того, что количество добытого Обществом полезного ископаемого определено неверно, не имеется.
То обстоятельство, что для определения количества подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО "НК "Речер-Коми" нефти необходимы расчеты, не свидетельствует о применении Обществом косвенного (расчетного) метода определения количества добытого им полезного ископаемого. Согласно пункту 2 статьи 339 Кодекса косвенный метод заключается в определении количества добытого полезного ископаемого расчетно по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье. В данном случае Общество такой метод определения количества добытого им полезного ископаемого не применяет; Общество определяет количество нефти, добытой им на Восточно-Сотчемью-Талыйюском и Сотчемьюском месторождениях и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ, посредством применения измерительных средств и устройств.
Доводы Инспекции о неправомерности применения ООО "НК "Речер-Коми" ставки 0 рублей в отношении нормативных потерь при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за налоговые периоды 2007 - 2008 годов не могут быть приняты во внимание, поскольку данная организация при передаче нефтесодержащей жидкости по вышеназванному договору самостоятельно не доводит продукцию до соответствия требованиям ГОСТ.
Кроме того, Инспекцией в ходе проведения выездной налоговой проверки признано правомерным определение Обществом количества добытого полезного ископаемого (нефти, добытой на Восточно-Сотчемью-Талыйюском и Сотчемьюском месторождениях) и применение ставки 0 рублей в части фактических потерь полезного ископаемого в пределах нормативов потерь при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за март 2007 года и февраль 2008 года. Инспекция пришла к выводу о том, что имеются доказательства измерения фактических потерь в марте 2007 года и феврале 2008 года. Из указанного следует, что Общество имеет возможность определить и определяет количество добытого полезного ископаемого прямым методом (согласно позиции Инспекции положения об учете фактических потерь полезного ископаемого при применении налогоплательщиком косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого в Кодексе отсутствуют, что соответствует статье 339 Кодекса), Общество имеет возможность проведения измерений фактических технологических потерь полезного ископаемого, учитываемых при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения.
Согласно Отчетам определения фактических технологических потерь нефти в 2007 и 2008 годах по месторождениям ЗАО "Печоранефтегаз", проведенным ООО "Совет ВОИР НИИНГП" (листы дела 67 - 89 том 8, 1 - 29 том 9), технологические потери нефти по месторождениям Общества возникают в связи с потерей нефти с газом в виде капельной нефти, уносимой с узлов сепарации; потерей нефти с подтоварной водой, представляющей собой попутно добываемую воду и воду, подаваемую для обессоливания и отделяемую на УПН и возвращаемую в систему; потерей нефти от испарения в процессе подготовки и транспортировки (входящей в технологический процесс добычи) из негерметичных емкостей (резервуаров и нефтевозов). Сепарация нефти и газа осуществляется на кустовых площадках, ДНС и УПН, газ сепарации при этом используется в качестве топлива на УПН, а остальная часть сжигается на факеле, с газом сепарации уносится капельная нефть, представляющая собой один вид технологических потерь. Обезвоживание и обессоливание (путем добавления пресной воды) добываемой нефти осуществляется на УПН, содержание остаточной нефти в сбрасываемой воде представляет собой другой вид технологических потерь. Подготовка и межпромысловая транспортировка нефти месторождений сопровождается прохождением ее резервуаров и емкостей для перевозки нефти, а также технологическими операциями (слив и налив), при которых нефть контактирует с воздухом, что обуславливает также технологические потери нефти от испарения.
Обществом величина технологических потерь нефти от уноса с газом рассчитана по удельному содержанию капельной нефти в потоке отводимого газа и газовому фактору по формуле; потери нефти в сбрасываемой воде рассчитаны по удельному содержанию нефти в сбрасываемой воде, обводненности добываемой нефти на месторождении, плотности воды по формуле; потери нефти от испарения рассчитаны по изменению углеводородного состава нефти до источника и после источника потерь по значениям компонентных составов по формуле (листы дела 101-144 том 8). Все указанные показатели Обществом определены и установлены. Доказательств их неверного определения не имеется. В том числе ежемесячно определено количество сжигаемого газа и закачки воды в поглощающие скважины согласно показаниям счетчиков газа и воды, наличие которых подтверждается материалами дела и налоговым органом не отрицается (в том числе не установлено отсутствия ведения налогоплательщиком учета показаний названных счетчиков); ежемесячно определено количество нефтесодержащей жидкости, добываемой со скважин, и количество добытой Обществом нефти.
С учетом изложенного, материалами дела подтверждается, что Общество производило измерение и определение фактических потерь полезного ископаемого ежемесячно (в спорные налоговые периоды), с учетом которых определило количество добытого полезного ископаемого в целях налогообложения.
Доводы Инспекции в отношении сведений о счетчиках газа и воды подлежат отклонению, поскольку не свидетельствуют об отсутствии измерений. Доказательств завышения учтенных налогоплательщиком фактических потерь полезного ископаемого не имеется.
Также не имеется доказательств того, что количество добытого полезного ископаемого, отражаемого Обществом в спорные налоговые периоды в налоговых декларациях, соответствует размеру фактически добытого полезного ископаемого (без учета фактических потерь полезного ископаемого). Основанием считать, что Общество при определении количества добытого полезного ископаемого, отраженного в налоговых декларациях (в части нормативных потерь по которому применена ставка 0 рублей), учитывало фактические потери полезного ископаемого, то есть определяло количество добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь полезного ископаемого, кроме представления Обществом сведений о добыче нефти и данных налоговых деклараций является и то, что Инспекцией в ходе проведения выездной налоговой проверки признано правомерным определение количества добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь полезного ископаемого и применение ставки 0 рублей в части нормативных потерь полезных ископаемых за март 2007 года и февраль 2008 года. Доказательств того, что в другие спорные налоговые периоды Обществом определено количество добытого полезного ископаемого по иному (без учета фактических потерь полезного ископаемого) не имеется.
Фактические потери учтены Обществом в пределах нормативов потерь, утвержденных для Общества в установленном порядке, что Инспекцией не оспаривается.
С учетом изложенного суд апелляционной инстанции приходит к выводу о том, что Обществом правомерно применена ставка 0 рублей в части нормативных потерь полезного ископаемого.
Ссылка Инспекции на судебные акты по другим делам не может быть принята, поскольку обстоятельства дел различны; преюдициального значения установленные в них обстоятельства для настоящего дела не имеют.
При таких обстоятельствах Арбитражный суд Республики Коми правильно признал недействительным решение Инспекции (в редакции решения Управления) в части доначисления 1 178 757 рублей налога на добычу полезных ископаемых, начисления 155 226 рублей пеней по этому налогу и применения штрафа по пункту 1 статьи 122 Кодекса в размере 235 751 рубль 40 копеек за неуплату этого налога.
Нарушений норм процессуального права, влекущих безусловную отмену судебного акта, судом апелляционной инстанции не установлено.
Следовательно, апелляционная жалоба Инспекции удовлетворению не подлежит.
В соответствии с пунктом 1 статьи 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации налоговый орган освобожден от уплаты государственной пошлины.
Руководствуясь статьями 258, 268, пунктом 1 статьи 269, статьей 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Второй арбитражный апелляционный суд
постановил:
решение Арбитражного суда Республики Коми от 26.10.2010 по делу N А29-5898/2010 оставить без изменения, а апелляционную жалобу Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Коми - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня его принятия.
Постановление может быть обжаловано в Федеральный арбитражный суд Волго-Вятского округа в установленном порядке.
Председательствующий
Л.И.ЧЕРНЫХ
Л.И.ЧЕРНЫХ
Судьи
Л.Н.ЛОБАНОВА
Т.В.ХОРОВА
Л.Н.ЛОБАНОВА
Т.В.ХОРОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)