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 03.07.2013
Постановление изготовлено в полном объеме 05.07.2013
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе
председательствующего судьи М.С. Сафроновой,
судей Н.В. Дегтяревой, Н.О. Окуловой,
при ведении протокола судебного заседания секретарем С.М. Семикеевой,
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013
по делу N А40-148628/12, принятое судьей А.В. Бедрацкой
по заявлению ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (ОГРН 1028900703963, 629807, Ямало-Ненецкий Автономный округ, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д. 59/87)
к МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
(ОГРН 1047702057765, 129223, г. Москва, пр-кт Мира, д. 194)
о признании недействительным решения
при участии в судебном заседании:
- от заявителя - Бочкарева В.А. по дов. от 15.04.2013 N 11/4-637; Томаров В.В. по дов. от 03.05.2012 N 11/4-178; Никонова Л.С. по дов. от 15.04.2013 N 11/4-636; Ковалева О.П. по дов. от 29.12.2012 N 11/4-534;
- от заинтересованного лица - Семенов С.А. по дов. от 26.02.2013 N 13; Крюков А.Ю. по дов. от 02.07.2013 N 26; Водовозов А.А. по дов. от 26.09.2012 N 61; Нагиева С.Н. по дов. от 16.01.2013 N 4; Грибков И.С. по дов. от 16.01.2013 N 3,
установил:
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013 удовлетворено заявление ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (далее - заявитель, общество, налогоплательщик) о признании недействительным решения МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - заинтересованное лицо, инспекция, налоговый орган) от 27.09.2012 N 52-21-18/1524р об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.
Инспекция не согласилась с принятым судом решением, обратилась в Девятый арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, а также представила письменные пояснения в которых просит решение суда отменить, принять по делу новый судебный акт об отказе обществу в удовлетворении заявленных требований.
Общество представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит решение суда оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Законность и обоснованность решения суда судом апелляционной инстанции проверены в соответствии со ст. ст. 266, 268 АПК РФ.
Выслушав стороны, исследовав материалы дела, оценив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для удовлетворения апелляционной жалобы и отмены решения суда.
Материалами дела установлено, что инспекцией проведена повторная выездная налоговая проверка общества по вопросу правильности исчисления и своевременности уплаты налога на добычу полезных ископаемых за 2008 г., назначенная в связи с представлением налогоплательщиком уточненных налоговых деклараций, в которых указана сумма налога в меньшем ранее заявленного размере.
По результатам рассмотрения акта повторной выездной налоговой проверки от 22.08.2012 N 52-21-18/911а, возражений налогоплательщика и иных материалов проверки инспекцией вынесено решение от 27.09.2012 N 52-21-18/1524р об отказе в привлечении к налоговой ответственности (т. 2 л.д. 24 - 143, т. 3 л.д. 1 - 9), п. 1 резолютивной части которого отказано в привлечении заявителя к ответственности в связи с истечением срока давности в соответствии со ст. 113 НК РФ, п. 2 резолютивной части начислены пени в сумме 97 560 454 руб. в связи с несвоевременной уплатой налога на добычу полезных ископаемых, п. 3 предложено уплатить недоимку по этому налогу в сумме 1 168 945 135 руб., п. 4 - внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета (т. 2 л.д. 82 - 87).
Основанием для возложения на заявителя указанных обязанностей послужил вывод инспекции о том, что в ходе проверки установлено отсутствие применения прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр - Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) и Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) - то есть посредством применения измерительных средств и устройств к товарной нефти, добытой на конкретном участке недр, а также получение товарной продукции - нефти, соответствующей ГОСТ на ЦПС, то есть после смешения нефти из всех месторождений. Вследствие этого инспекцией указано на несоблюдение условий для применения коэффициента (Кв), характеризующего степень выработанности запасов указанных участков недр.
Жалоба заявителя на указанное решение инспекции оставлена без удовлетворения решением ФНС России от 30.11.2012 N СА-4-9/20243@ (т. 37 л.д. 55 - 65).
В связи с этим общество обратилось в суд.
Арбитражный апелляционный суд считает, что суд первой инстанции правомерно удовлетворил заявленные требования общества.
При вынесении решения суд первой инстанции правомерно руководствовался следующим.
П. 2 ст. 342 НК РФ в редакции, действовавшей в 2008 году, предусматривалось, что исчисление налога на добычу полезных ископаемых производится по налоговой ставке 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с п. п. 3 и 4 этой статьи: 419 x Кц x Кв.
Согласно п. 4 этой статьи коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле: Кв = 3,8 - 3,5 x N / V, где: N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Исчисленная на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 16 - 29) по установленным законом правилам (N / V) степень выработанности запасов данных участков недр (Св) составила 0,8454 - на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) из расчета 76 884 тыс. тонн / 90 942 тыс. тонн, 0,9007 - на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) из расчета 89 235 тыс. тонн / 99 070 тыс. тонн.
Таким образом, степень выработанности запасов каждого из этих участков недр по состоянию на 01.01.2007 года превышала 0,8, что инспекцией не оспаривается.
Исчисленный по предусмотренной п. 4 ст. 342 НК РФ формуле коэффициент выработанности запасов данных участков недр (Кв) составил 0,8410 - на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) из расчета 3,8 - 3,5 x (76 884 / 90 942), 0,6475 - на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) из расчета 3,8 - 3,5 x (89 235 / 99 070).
Правильность исчисления заявителем коэффициента выработанности запасов данных участков недр по установленной законом формуле в указанном размере, исходя из степени их выработанности, инспекцией не оспаривается.
Однако из приведенных норм НК РФ инспекцией сделан вывод о том, что в качестве одного из условий использования налогоплательщиком Кв в размере менее 1 при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за январь - декабрь 2008 г. является определение количества подготовленной до ГОСТ Р 51858-2002 товарной нефти, добытой в этих налоговых периодах на указанных участках недр прямым методом, предусмотренным п. 2 ст. 339 НК РФ.
Между тем, указанного инспекцией условия применения Кв в размере менее 1 законом не предусмотрено.
В силу приведенной нормы п. 4 ст. 342 НК РФ использование Кв предусматривалось в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
То есть из данной нормы закона буквально следует, что требование об определении при применении прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр относится не к количеству добытого полезного ископаемого, а к степени выработанности запасов участков недр.
Инспекцией также, в соответствии с буквальным содержанием приведенной нормы указывается, что согласно п. 4 ст. 342 НК РФ для исчисления коэффициента выработанности по формуле (Ke = 3,8 - 3,5 x N / V) необходимы следующие условия: определение степени выработанности запасов конкретного участка недр с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр; степень выработанности, определенная с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
Иных условий, в том числе требования об определении количества добытой нефти, в отношении которого налогоплательщиком применяется Кв в размере менее 1, с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, п. 4 ст. 342 НК РФ не предусматривает. Данный вывод подтверждается пп. 8 п. 1 ст. 342 и абз. 2 п. 4 этой статьи (в редакции, действовавшей до 01.01.2009): пп. 8 п. 1 ст. 342 НК РФ предусмотрено применение ставки 0 руб. при добыче нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр - п. 4 ст. 342 НК РФ предусмотрено применение Кв в размере менее 1 в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
То есть в первом случае норма в качестве условия исчисления налога по ставке 0 руб. предусматривает использование прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, а во втором случае - определение степени выработанности участков недр с использованием прямого метода учета количества добытой нефти.
Как усматривается из формулы расчета Кв, предусмотренной п. 4 ст. 342 НК РФ, величина N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) определяется по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; величина V - начальные извлекаемые запасы нефти, определяемые по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Из этих норм следует, что при исчислении Св и Кв за налоговые периоды 2008 г. налогоплательщик должен использовать для определения величины N данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2007, а величины V - на 01.01.2006, то есть за ранее истекшие периоды времени, и потому метод учета количества добытой нефти непосредственно в тех налоговых периодах, за которые исчисляется налог, для целей применения Кв значения не имеет.
Какого-либо иного порядка (метода) определения степени выработанности запасов участков недр законодательством о налогах и сборах не предусмотрено.
Следовательно, установив по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006 и 01.01.2007, что степень выработанности участков недр составляла более 0,8, Заявитель правомерно исчислил Кв по формуле 3,8 - 3,5 x N / V в отношении количества нефти, добытой на этих участках недр в январе - декабре 2008 г.
Следовательно, судом первой инстанции правильно применены положения п. 4 ст. 342 НК РФ.
Кроме того, Минфином России в письме от 28.10.2010 N 03-06-05-01/118 (т. 36 л.д. 10), направленном для доведения до налоговых органов и налогоплательщиков письмом ФНС России от 24.11.2010 N ШС-37-3/16208@, также указано, что п. 4 ст. 342 НК РФ не содержит положений, ограничивающих право недропользователя применять коэффициент (Кв) в случае осуществления подготовки нефти как с участка недр, со степенью выработанности 0,8 и более, так и с участков недр иной степени выработанности на одном пункте переработки нефти.
В связи с этим, в случае если на одном пункте переработки нефти осуществляется подготовка нефти, добытой на участках недр различной степени выработанности, ставка налога на добычу полезных ископаемых с коэффициентом (Кв) применяется в отношении объемов нефти, добытых на участках недр со степенью выработанности 0,8 и более. Довод инспекции о том, что данное разъяснение не относится к налоговым периодам, охваченным налоговой проверкой, решение по результатам которой оспаривается по настоящему делу, является необоснованным, поскольку не вытекает из содержания указанного письма Минфина России.
Таким образом, коэффициент выработанности названных участков недр в 2008 г. был исчислен и использован заявителем в соответствии с положениями п. 4 ст. 342 НК РФ.
Следуя тому, что условие об использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр предусмотрено п. 4 ст. 342 НК РФ не для определения степени выработанности запасов этих участков недр, а для определения количества добытой в налоговом периоде нефти, вывод инспекции о неправомерном использовании заявителем Кв в размере менее 1 также нельзя признать необоснованным.
Данная норма истолкована инспекцией таким образом, что условием применения Кв в размере менее 1 является определение количества подготовленной до ГОСТ Р 51858-2002 товарной нефти, добытой в этих налоговых периодах на указанных участках недр, прямым методом, предусмотренным п. 2 ст. 339 НК РФ.
Между тем, оснований для отождествления понятия "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого", используемого в п. 2 ст. 339 НК РФ, и понятия "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретном участке недр", используемого в ст. 342 НК РФ, не имеется.
Согласно п. 1 ст. 337 НК РФ полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
В соответствии с пп. 3 п. 2 указанной статьи видом добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье, в том числе нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В силу п. 2 ст. 338 НК РФ налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.
Согласно п. 2 ст. 339 НК РФ 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.
Из сопоставления норм п. 2 ст. 339 и п. 4 ст. 342 НК РФ в их буквальном толковании следует, что указанные термины использованы для обозначения разных понятий. Использование законодателем для определения одного и того же понятия различных терминов означало бы нарушение им принципа определенности норм законодательства о налогах и сборах, закрепленного в п. 6 ст. 3 НК РФ и предусматривающего, что акты законодательства о налогах и сборах должны быть сформулированы таким образом, чтобы каждый точно знал, какие налоги (сборы), когда и в каком порядке он должен платить. На недопустимость нарушения законодателем данного принципа неоднократно указывалось Конституционным Судом РФ (Постановления от 22.06.2009 N 10-П, от 14.07.2003 N 12-П, от 20.02.2001 N 3-П, от 30.01.2001 N 2-П, от 28.03.2000 N 5-П) где отмечалось, что формальная определенность налоговых норм предполагает их достаточную точность, чем обеспечивается их правильное понимание и применение. Расплывчатость налоговой нормы может привести к не согласующемуся с принципом правового государства (ст. 1 ч. 1 Конституции РФ) произвольному и дискриминационному ее применению государственными органами и должностными лицами в их отношениях с налогоплательщиками и тем самым - к нарушению принципа юридического равенства (ст. 19 Конституции РФ) и вытекающего из него требования равенства налогообложения, закрепленного п. 1 ст. 3 НК РФ, а потому предусмотренный в дефектных - с точки зрения требований юридической техники - нормах налог не может считаться законно установленным в смысле ст. 57 Конституции РФ.
Принимая во внимание отсутствие оснований для отождествления указанных терминов, следует признать, что термин "определение" обозначает "измерение", а термин "учет" обозначает "упорядоченную систему сбора информации о каком-то предмете" (в данном случае о нефти).
Учет количества добываемой на указанных участках недр нефти организован таким образом, что нефть из каждой скважины без смешения с нефтью других скважин направлялась на замерную установку типа "Спутник", оборудованную сепаратором, разделяющим газ и жидкость. Использование заявителем для учета количества продукции скважин таких измерительных устройств установлено инспекцией в ходе выездной налоговой проверки.
Данным способом заявитель учитывал количество нефти, добытой на каждом из названных участков недр в каждом налоговом периоде, это количество указывалось в отчетах о работе нефтяных скважин (т. 4 л.д. 123, т. 5 - 14, т. 15 л.д. 1 - 40), согласно которым заявителем в 2008 г. было добыто на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ) 86 390 тонн нефти в январе, 76 090 тонн нефти в феврале, 80 710 тонн нефти в марте, 79 100 тонн нефти в апреле, 80 300 тонн нефти в мае, 73 210 тонн нефти в июне, 67 420 тонн нефти в июле, 64 990 тонн нефти в августе, 62 480 тонн нефти в сентябре, 62 380 тонн нефти в октябре, 58 000 тонн нефти в ноябре, 58 030 тонн нефти в декабре; на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ) - 37 391 тонн нефти в январе, 35 250 тонн нефти в феврале, 37 510 тонн нефти в марте, 35 855 тонн нефти в апреле, 37 992 тонн нефти в мае, 38 204 тонн нефти в июне, 38 767 тонн нефти в июле, 38 524 тонны нефти в августе, 37 011 тонн нефти в сентябре, 37 863 тонны нефти в октябре, 35 920 тонн нефти в ноябре, 37 667 тонн нефти в декабре.
Показатели этих отчетов совпадают с показателями отчетов о количестве добытой на каждом участке недр нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, полученными с узлов оперативного учета нефти, оборудованных на данных месторождениях, и отраженных в сводных отчетах о количестве добытой нефти в разрезе лицензионных участков (т. 16 л.д. 11 - 14), а также с данными налоговых деклараций по налогу на добычу полезных ископаемых (т. 3 л.д. 33 - 141). Так, в налоговой декларации за январь 2008 г. указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти (п. 9 строки 060 стр. 006), облагаемой по общеустановленной ставке, составило 37 332,296 тонн, количество потерь при добыче составило 58,704 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 391 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти (п. 9 строки 060 стр. 005), облагаемой по общеустановленной ставке - 86 283 тонн, количество потерь при добыче - 107 тонн, всего добыто с учетом потерь 86 390 тонн.
В налоговой декларации за февраль 2008 г. (т. 3 л.д. 43) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке - 35 194 тонны, количество потерь при добыче 56 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 250 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 75 989 тонн, количество потерь при добыче 101 тонна, всего добыто с учетом потерь 76 090 тонн.
В налоговой декларации за март 2008 г. (т. 3 л.д. 53) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 450 тонн, количество потерь при добыче 60 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 510 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 80 602 тонн, количество потерь при добыче 108 тонн, всего добыто с учетом потерь 80 710 тонн.
В налоговой декларации за апрель 2008 г. (т. 3 л.д. 63) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 35 798 тонны, количество потерь при добыче 57 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 855 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 78 995 тонн, количество потерь при добыче 105 тонн, всего добыто с учетом потерь 79 100 тонн.
В налоговой декларации за май 2008 г. (т. 3 л.д. 73) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 931 тонну, количество потерь при добыче 61 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 922 тонны; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 80 193 тонны, количество потерь при добыче 107 тонн, всего добыто с учетом потерь 80 300 тонн.
В налоговой декларации за июнь 2008 г. (т. 3 л.д. 82) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 144,24 тонны, количество потерь при добыче 59,76 тонн, всего добыто с учетом потерь 38 204 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ (до переоформления лицензия имела реквизиты СЛХ 00712 НЭ) нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 73 120 тонн, количество потерь при добыче 90 тонн, всего добыто с учетом потерь 73 210 тонн.
В налоговой декларации за июль 2008 г. (т. 3 л.д. 92) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 706,73 тонн, количество потерь при добыче 60,27 тонн, всего добыто с учетом потерь 38 767 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 67 330 тонн, количество потерь при добыче 90 тонн, всего добыто с учетом потерь 67 420 тонн.
В налоговой декларации за август 2008 г. (т. 3 л.д. 102) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 462,78 тонны, количество потерь при добыче 61,22 тонны, всего добыто с учетом потерь 38 524 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 64 903 тонн, количество потерь при добыче 87 тонн, всего добыто с учетом потерь 64 990 тонн.
В налоговой декларации за сентябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 111) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 36 952,83 тонны, количество потерь при добыче 58,17 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 011 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 62 397 тонн, количество потерь при добыче 83 тонны, всего добыто с учетом потерь 62 480 тонн.
В налоговой декларации за октябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 121) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ (до переоформления лицензия имела реквизиты ХМН 01478 НЭ) нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 802,885 тонны, количество потерь при добыче 60,115 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 863 тонны; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 62 297 тонн, количество потерь при добыче 83 тонны, всего добыто с учетом потерь 62 380 тонн.
В налоговой декларации за ноябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 131) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 35 863,67 тонны, количество потерь при добыче 56,33 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 920 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 57 923 тонны, количество потерь при добыче 77 тонн, всего добыто с учетом потерь 58 000 тонн.
В налоговой декларации за декабрь 2008 г. (т. 3 л.д. 141) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 608,19 тонн, количество потерь при добыче 58,81 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 667 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 57 953 тонн, количество потерь при добыче 77 тонн, всего добыто с учетом потерь 58 030 тонн.
Эти данные о количестве добытой нефти за указанные налоговые периоды получены инспекцией в ходе проверки и отражены в решении (т. 2 л.д. 39 - 41).
Совокупность данных о количестве добытой нефти за все налоговые периоды 2008 года включена в государственную отчетность заявителя по формам 6-гр, 1-ЛС и совпадает (с учетом действующего порядка округления данных государственной отчетности) с данными о количестве добытой нефти на указанных участках недр в государственном балансе запасов полезных ископаемых за 2008 г.: согласно данным государственного баланса запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 37 - 49), а также отчета по форме 6-гр (т. 16 л.д. 50 - 67) заявителем на Муравленковском месторождении добыто 849 тыс. тонн нефти, на Холмогорском (ХМН 01478 НЭ, 02310) - 448 тыс. тонн, по данным отчета по форме 1-ЛС заявителем на Муравленковском месторождении добыто 849,1 тыс. тонн нефти (т. 16 л.д. 70), на Холмогорском - 447, 9 тыс. тонн (т. 16 л.д. 74, ХМН 01478 НЭ, 02310). Содержание этих отчетных документов также подтверждает раздельное определение заявителем количества нефти, добытой на каждом из указанных участков недр, осуществляемое посредством измерительных средств и устройств.
Таким образом, заявителем обеспечивается получение достоверной информации о количестве добытой нефти на каждой скважине на каждом из указанных участков недр. Следовательно, заявителем в 2008 г. был использован прямой метод учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, предоставленных в пользование по лицензиям ХМН 01478 НЭ, ХМН 02310 НЭ и СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 02119 НЭ соответственно, а доводы инспекции о тождестве используемых в главе 26 НК РФ терминов "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого" и "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр" основаны на ошибочном толковании положений ст. ст. 339 и 342 НК РФ.
Ошибочность данного инспекцией толкования положений ст. 342 НК РФ подтверждается также разъяснениями Минэкономразвития России и Минфина России, согласно которым прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр означает раздельный учет количества нефти, добываемой на разных участках недр. Так, в письме Минэкономразвития России от 07.11.2006 N 16542-КА/Д07 (т. 36 л.д. 11 - 13) разъяснено, что Федеральным законом N 151-ФЗ предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях и месторождениях с выработанностью 80 процентов и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти, то есть по каждому участку недр, предоставленному налогоплательщику в пользование. Таким образом, при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр. Однако в следующем предложении этого письма указано, что согласно п. 5 ст. 338 НК РФ, в отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке. Соответственно, НК РФ допускается возможность определения количества добытой нефти, подлежащей налогообложению по налоговой ставке 0 рублей, по всем участкам недр при наличии раздельного учета. В рассматриваемом случае в этих целях будет применяться прямой метод. Такие разъяснения условий использования Кв содержатся и в письме Минфина России от 15.11.2006 N 03-07-01-04/28 (т. 36 л.д. 14 - 15).
Таким образом обоснованным является вывод суда первой инстанции о том, заявителем в 2008 г. использовался прямой метод учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, и налог на добычу полезных ископаемых при добыче нефти на данных участках недр правомерно исчислен им с применением Кв в размере менее 1.
Ссылка в апелляционной жалобе на то, что заявитель считает указанную норму п. 4 ст. 342 НК РФ неопределенной, несостоятельна, поскольку данная норма применена судом первой инстанции в соответствии с ее буквальным смыслом, предполагающем, что прямой метод учета количества добытой нефти на конкретном участке недр означает раздельный учет посредством количества добытой нефти в разрезе тех участков недр, исчисление налога на добычу полезных ископаемых на которых производится с Кв в размере менее 1.
Если обязательным условием расчета Кв по формуле (Кв = 3,8 - 3,5 x N / V) является использование прямого метода учета количества добытой в данном налоговом периоде нефти на конкретном участке недр, при исчислении суммы налога с которого применяется Кв в размере менее 1, и понятие "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр" тождественно понятию "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого", то вывод инспекции о неправомерном использовании заявителем Кв в размере менее 1 в отношении количества нефти, добытого на этих участках недр, является необоснованным.
Из положений ст. ст. 337, 338, 339 НК РФ следует, что для соблюдения условий применения Кв в размере менее 1, установленных п. 4 ст. 342 НК РФ, налогоплательщик должен определять количество нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной, добытой на конкретном участке недр, посредством применения измерительных средств и устройств в соответствии с утвержденной учетной политикой организации.
Материалами дела подтверждено, что технологический процесс учета количества добытой нефти на указанных участках недр организован следующим образом.
Продукция нефтяных скважин поступает на групповые замерные установки, где производится первичный оперативный учет количества и контроль показателей качества нефти. Затем собранная со скважин нефть поступает на дожимные насосные станции (ДНС), где производится разгазирование и обезвоживание нефти. На выходе с каждой ДНС оборудованы узлы оперативного учета количества добытой нефти в виде системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС), позволяющей в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 определять количество добытой на конкретном участке недр нефти в единицах массы нетто прямым методом динамических измерений. После откачки нефти через узлы оперативного учета ДНС она поступает на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС, ЦППН), где производятся технологические операции по подготовке нефти до показателей ГОСТ Р 51858-2002 для отгрузки в систему магистральных нефтепроводов в смеси с нефтью других месторождений, и где ведется коммерческий учет количества отгруженной нефти и контроль показателей ее качества в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004, а также составляются паспорта на каждую отгруженную партию нефти. Системы измерения количества и показателей качества нефти и на узлах оперативного учета на месторождениях, и на узлах коммерческого учета на ЦПС имеют аналогичное оборудование, учитывающие количество проходящей через узлы учета нефти в единицах массы нетто в непрерывном режиме.
В ходе проверки правильности применения коэффициента выработанности названных участков недр за 2007 г. заявителем в инспекцию представлены технологические схемы с указанием места расположения скважин, узлов оперативного и коммерческого учета нефти, схемы установки измерительных средств и устройств на узлах учета нефти, посредством которых определяется количество добытого полезного ископаемого, технологические регламенты ДНС и ЦПС, а также пояснения относительно процессов сепарации, разгазирования, отделения нефти от жидкости и стабилизации.
Поскольку у налогового органа в ходе выездной налоговой проверки возникли сомнения в том, что метод учета количества добытой нефти, применяемый заявителем на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, является прямым, по заданию инспекции экспертами Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина проведена экспертиза системы учета нефти. Как следует из заключения экспертизы (т. 35 л.д. 121 - 133), перед экспертами были поставлены следующие вопросы: какой метод учета (прямой или косвенный) применяется для измерения количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной Холмогорского и Муравленковского месторождений при исчислении налоговых обязательств по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в соответствии с законодательством Российской Федерации в 2007 году; производился ли в 2007 г. раздельный учет добываемой нефти на ЦПС Холмогорского и ЦПС Муравленковского месторождений по различным лицензионным участкам (месторождениям).
При ответе на первый вопрос экспертами указано, что на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений предусмотрено определение количества нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной при помощи измерительных средств и устройств, то есть прямым методом.
При ответе на второй вопрос экспертами указано, что раздельный учет добываемой нефти в разрезе месторождений в 2007 г. предусмотрен посредством измерительных средств, расположенных на скважинах (кустах скважин), площадных объектах Холмогорского и Муравленковского месторождений (ДНС и УПСВ), а также на ЦПС Холмогорского и ЦПС Муравленковского месторождений.
При проведении экспертизы установлено следующее. Нефть Холмогорского месторождения поступает на ДНС-1, ДНС-2, ДНС-4, каждая из которых оборудована системой измерений количества и показателей качества нефти сырой. В состав этой системы входят блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из двух рабочих измерительных линий (основной и резервной) и одной контрольной измерительной линии, включающих в себя счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS38 или RCCS39 с преобразователем RCCF31 (MP), диапазон измерения массового расхода от 0,016 до 50 т/ч (от 0,03 до 75 т/ч), пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти +/- 0,25% (на каждой измерительной линии); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом (пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти +/-0,2 °C); датчик избыточного давления, пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления +/- 0,5%; блок контроля качества нефти, состоящий из влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 или Phase Dynamic (ПВ), диапазон измерений объемной доли воды от 0,01 до 10% объемных; термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти +/-0,2 °C, выходной сигнал 4 - 20 мА; автоматического пробоотборника Стандарт-А в комплекте с блоком программного управления БПУ-А; ручного пробоотборника Стандарт-Р; индикатора расхода НОРД-40, верхний предел измерений 28 куб. м/ч; измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) ОКТОПУС-Л, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значениях массы нефти +/-0,025%; печатающее устройство (принтер), приборный шкаф с искробезопасными барьерами, источник бесперебойного питания с батареями, вспомогательные устройства, в том числе фильтры грубой очистки, манометр технический МПЗ-УУ2-1,5, устройство пробоотборное щелевого типа по ГОСТ 2517 (установлено во входном коллекторе БИЛ), комплект запорной арматуры для технологических и дренажных трубопроводов. Поступление нефти, добытой на других месторождениях, на указанные технологические объекты не осуществляется.
После этого нефть Холмогорского, а также Пограничного, Западно-Ноябрьского, Спорышевского, Средне-Итурского и Карамовского месторождений поступает на ЦПС, где осуществляется коммерческий учет ее количества и контроль показателей качества.
Нефть Муравленковского месторождения с кустов скважин поступает на ДНС (дожимные насосные станции), каждая из которых также оборудована системой измерения количества и показателей качества нефти сырой в составе указанных средств измерений и технических средств. Нефть других месторождений на узлы учета нефти, оборудованные на каждой из этих ДНС, также не поступает. Через эти узлы учета нефть Муравленковского месторождения откачивается на ЦПС, где осуществляется сбор нефти также с ДНС Северо-Памальяхинского, Умсейского, Сугмутского и Романовского месторождений.
Данная технологическая схема предусматривает непрерывное определение количества и показателей качества нефти, добытой на каждой скважине, каждом месторождении, каждом ЦПС.
Регламент "Учет нефти через систему измерения количества и параметров нефти сырой" (т. 19 л.д. 138 - 147), утвержденный приказом ОАО "Сибнефть-ННГ" от 20.08.2007 N 363, устанавливает порядок эксплуатации, технического обслуживания и оформления отчетов при выполнении системой измерений количества и показателей качества сырой нефти на месторождениях заявителя. При выполнении измерений используются сертифицированные, прошедшие государственную поверку средства измерения, соответствующие условиям эксплуатации и иным установленным требованиям. Массу брутто сырой нефти измеряют при помощи перечисленных измерительных средств и устройств прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595-2004 с помощью массовых расходомеров, установленных в рабочих измерительных линиях. Массу нефти нетто вычисляет ИВК "Октопус-Л", используя данные, полученные с массовых расходомеров и поточных влагомеров, и автоматически выводит на печать двухчасовые и сменные отчеты. Режим работы описываемой системы измерений количества и показателей качества нефти является постоянным.
Установив при исследовании документов обстоятельства, касающиеся учета добываемой на скважинах и подготовленной (разгазированной и обезвоженной) на технологических объектах Холмогорского и Муравленковского месторождений нефти в единицах массы нетто, эксперты сделали вывод об обеспечении в 2007 г. раздельного учета посредством измерительных средств и устройств добываемой нефти на указанных месторождениях.
Применяемый в 2007 г. порядок учета количества добытой нефти заявителем в 2008 г. не изменялся (т. 2 л.д. 31).
В силу п. 2 ст. 337 НК РФ нефть, обезвоженная обессоленная, стабилизированная является видом добытого полезного ископаемого, п. 2 ст. 339 НК РФ установлен единственный критерий прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого - определение этого количества посредством применения измерительных средств и устройств. Факт определения заявителем количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной в единицах массы нетто посредством применения измерительных средств и устройств подтверждается заключениями экспертиз и материалами дела.
П. 2 ст. 339 НК РФ предусмотрено утверждение метода определения количества добытого полезного ископаемого в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и его применение налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Учетной политикой заявителя из года в год, в том числе и в 2008 г., предусматривалось применение прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого (при помощи измерительных средств и устройств) (т. 2 л.д. 80). Изменений технологии добычи нефти в проекты разработки Муравленковского и Холмогорского месторождений не вносилось.
Инспекцией в ходе проверки не установлено, что количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, определялось расчетно, по данным о содержании добытой нефти в извлеченном из недр минеральном сырье.
В соответствии с положениями ч. 1 ст. 65, ч. 5 ст. 200 АПК РФ обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), наличия у органа или лица надлежащих полномочий на принятие оспариваемого акта, решения, совершение оспариваемых действий (бездействия), а также обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), возлагается на орган или лицо, которые приняли акт, решение или совершили действия (бездействие). Однако доказательств того, что количество добытого на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений полезного ископаемого - нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, в отношении которого в январе - декабре 2008 г. заявителем применен Кв в размере менее 1, определено расчетно, по данным о содержании нефти в извлеченном из недр минеральном сырье, инспекцией не представлено.
Поэтому при наличии в законе только двух методов определения количества добытого полезного ископаемого, фактическом определении налогоплательщиком количества добытой на указанных участках недр посредством измерительных приборов и недоказанности инспекцией применения налогоплательщиком при определении количества добытой нефти косвенного метода, используемый налогоплательщиком метод определения количества добытой нефти в силу закона является прямым.
В ходе выполнения измерений при помощи измерительных средств и устройств, входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти сырой, физическая величина - масса нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, добытой на данных конкретных участках недр и измеренная на узлах оперативного учета, определяется непосредственно приборами учета и фиксируется как на дисплее измерительно-вычислительного комплекса, так и на бумажном носителе.
Довод инспекции о том, что масса нефти нетто, определенная на узлах коммерческого учета НДС, меньше массы нефти нетто, определенной на узлах оперативного учета ДНС, не опровергает использование прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
При выполнении технологических операций на ЦПС часть добытой нефти безвозвратно теряется, образуя технологические потери. Эта часть добытой нефти в соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ учитывается при определении налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых и в пределах установленного норматива потерь облагается по ставке 0 руб. согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ. При этом доказательств того, что масса нефти нетто определенная на узлах коммерческого учета ЦПС, меньше массы нефти нетто, определенной на узлах оперативного учета ДНС, на величину, превышающую технологические потери нефти, инспекцией не представлено.
Кроме того, из сопоставления налоговых деклараций и сменных отчетов узлов оперативного учета нефти (т. 3 л.д. 144 - 147, т. 4 л.д. 1 - 116, т. 20 л.д. 20 - 56, т. 25 л.д. 56 - 92, т. 30 л.д. 90 - 125) следует, что заявитель облагал по общеустановленной ставке налога все количество нефти, масса которой определена на узлах оперативного учета ДНС. Поэтому предположение инспекции о том, что в состав массы нетто нефти, измеренной на узлах оперативного учета на ДНС, входят не подлежащие включению в налоговую базу вещества, в том числе попутный газ, не свидетельствует ни о занижении налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых, ни о неправильном применении коэффициента выработанности участков недр в размере менее 1.
Таким образом, вывод инспекции о неприменении налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождения полезного ископаемого, в отношении которого в январе - декабре 2008 г. применен Кв в размере менее 1, опровергается материалам дела.
Утверждение инспекции о том, что согласно выводам экспертов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина при помощи измерительных приборов измеряется нефть только на ЦПС, и что отсутствует применение прямого метода учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, опровергается содержанием заключения экспертизы, подготовленной данным университетом (т. 35 л.д. 121 - 133).
Довод инспекции о том, что на технологических объектах подготовки нефти (разгазирования и обезвоживания) на указанных участках недр, осуществляется измерение количества нефти, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002, не свидетельствует об отсутствии применения налогоплательщиком прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", как следует из его содержания (п. 1), распространяется на оценку качества нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта, в связи с этим действующие положения ГОСТа направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности нефти к транспортировке. Согласно п. 4.4 этого ГОСТа по степени подготовки нефть подразделяется на группы, предусматривающие наличие в ней определенной доли воды, солей, механических примесей, в то время как видом добытого полезного ископаемого в силу п. 2 ст. 337 НК РФ признается нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная, то есть не содержащая в себе воды, солей и механических примесей.
Таким образом, утверждение инспекции о том, что на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений осуществлялось измерение количества нефти, не соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, не имеет значения при решении вопроса о правомерности применения налогоплательщиком Кв в размере менее 1 в отношении количества нефти, добытой на данных участках недр.
В связи с этим не могут быть признаны относящимися к вопросу о при меняемом налогоплательщиком методе определения количества добытого полезного ископаемого выводы, содержащиеся в заключении экспертизы от 25.07.2012, подготовленном Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕХЭКО". Как следует из этого заключения, в ходе экспертизы были даны ответы на вопросы о том, на каком этапе процесса добычи, подготовки и транспортировки нефти впервые происходят измерения количества нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002; (на ДНС, ЦПС или ином технологическом объекте), а также о том, на каком этапе процесса добычи, подготовки и транспортировки полезное ископаемое - нефть впервые соответствует ГОСТ Р 51858-2002.
При ознакомлении с постановлением должностного лица налогового органа о назначении экспертизы от 10.07.2012 (т. 2 л.д. 128) заявитель руководствуясь пп. 3 п. 7 ст. 95 НК РФ, предлагал дополнительные вопросы для получения по ним заключения эксперта, однако письмом инспекции от 20.07.2012 N 52-21-11/13366 налогоплательщику отказано в постановке указанных вопросов перед экспертам (т. 36 л.д. 80 - 82).
Между тем, заявитель, полагая, что поставленные им вопросы имеют существенное значение для установления применяемого им метода определения количества добытого полезного ископаемого на конкретных участка недр, в связи с отказом инспекции поставить их перед экспертами обратило за их разъяснением в Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрию (ФГУП ВНИИР).
Согласно приложению N 1 к Административному регламенту исполнения Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной функции по организации экспертизы проектов национальных стандартов и их утверждению, утвержденному приказом Минпромторг России от 27.05.2009 N 445, ФГУП ВНИИР включено в число подведомственных научных организаций Федерального агентства по техническом) регулированию и метрологии (т. 36 л.д. 93 - 98).
На официальном сайте ФГУП ВНИИР vniir.org указано, что этот институт является головной организацией в области метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов. Росстандартом на ФГУП ВНИИР возложены функции Центра государственных эталонов в области измерений: массового расхода жидкости, объемного расхода жидкости, объемного и массового расхода газа. Как Центр государственных первичных эталонов ВНИИР осуществляет хранение, применение и совершенствование государственных эталонов, проводит фундаментальные и прикладные исследования в области расходометрии жидкости и газа, создания эталонов нового поколения; передачи единиц величин через калибровку и поверку средств измерений, а также проведения точных измерений.
Как следует из подготовленного этим Институтом заключения (т. 36 л.д. 83 - 92), в ходе исследования сделаны выводы о том, что применяемые в 2008 г. на участках недр Холмогорского месторождения (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) и Муравленковского месторождения (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) измерительные средства и устройства позволяли измерять количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, и с их помощью обществом фактически замерялось количество этого вида добытого полезного ископаемого в единицах массы.
Количество добытой на участках недр Холмогорского месторождения (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) и Муравленковского месторождения (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) нефти обезвоженной обессоленной, стабилизированной в 2008 г. определялось согласно регламента и утвержденных в установленном порядке методик выполнения измерений на основании показаний измерительных средств и устройств, позволявших определить количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной.
При определении количества обезвоженной, обессоленной, стабилизированной нефти применялись измерительные средства и устройства, позволяющие непосредственно определить искомую физическую величину - массу нефти нетто, а не расчеты о содержании количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной.
Таким образом, полученные в ходе проведенного ФГУП ВНИИР исследования ответы свидетельствуют о применении заявителем в 2008 г. на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений прямого метода определения количества добытой нефти.
Довод инспекции о том, что при подготовке указанного заключения было выявлено содержание норм законодательства о налогах и сборах и дано их толкование, что не входит в компетенцию названного Института, опровергается содержанием экспертного заключения, в котором отсутствуют ссылки на правовые нормы, а также их толкование, но описывается порядок учета количества добытой обществом нефти на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, приводятся технические характеристики применяемых измерительных средств и устройств, методики выполнения измерений массы нефти. При этом в данном заключении опровергается утверждение инспекции о том, что с помощью используемых налогоплательщиком измерительных средств и устройств технически невозможно определить количество добытой на указанных участках недр нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, то есть не содержащей в себе воды, солей и механических примесей.
Представленный инспекцией в материалы дела "Анализ экспертного заключения (заключения) ФГУП ВНИИР" (т. 39 л.д. 30 - 34), выполненный Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕХЭКО", не свидетельствует о недостоверности выводов ФГУП ВНИИР. Из содержания заключения названного Института усматривается, что на узлах оперативного учета ДНС каждого из названных участков недр по показаниям измерительно-вычислительного комплекса "Октопус-Л", преобразующего в физические величины входные электрические сигналы с массовых расходомеров и поточных влагомеров, определяется масса нефти нетто. ИВК ежедневно формирует сменные отчеты, на основании которых составляется сводный отчет о добыче нефти за месяц на каждом конкретном месторождении. Нефть, обезвоженная обессоленная, стабилизированная признается видом добытого полезного ископаемого, а ее количество в единицах массы нетто формирует налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых. Следовательно, посредством применяемых заявителем измерительных средств и устройств на конкретном участке недр непосредственно определяется налоговая база. Ответ на вопрос в "Анализе экспертного заключения (заключения) ФГУП ВНИИР" о том, что в нефтедобыче под нефтью обезвоженной, обессоленной, стабилизированной понимается нефть, прошедшая промысловую подготовку до требований ГОСТ Р 51858-2002, не соответствует положениям п. 2 ст. 337 НК РФ, а также правоприменительной практике арбитражных судов, сформированной при применении данной нормы (т. 36 л.д. 1 - 9, 18 - 79). Поскольку все изложенные в Анализе доводы основаны на этом ошибочном утверждении, они не могут быть приняты во внимание.
В заключении ФГУП ВНИИР указано, что для измерения массы нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной заявителем применялся прямой метод динамических измерений массы в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004. Это означает, что заявитель измерял массу нефти в трубопроводе с помощью массомера, влагомера и других приборов и результат измерения массы нефти получал непосредственно. Применение данного метода измерения массы нефти нетто на ДНС не свидетельствует о неправомерности применения ГОСТ Р 8.595-2004, поэтому ответ авторов Анализа на вопрос 3 не может быть принят во внимание.
Ссылка авторов Анализа на то, что измерения массы нефти на ЦПС являются более точными, чем на ДНС, не подтверждена ни технологическими документами заявителя, ни техническими характеристиками используемых измерительных средств и устройств, ни сведениями о сопоставлении результатов измерений массы нефти на данных технологических участках. Ссылка в рассматриваемом документе на то, что масса нефти на ЦПС уменьшается в ходе дегазации до товарного стандарта, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной на ДНС указанных месторождений.
Ссылка инспекции на то, что в государственном балансе запасов полезных ископаемых количество нефти учитывается в единицах массы нетто, подтверждает правомерность использования заявителем Кв в размерах, указанных в налоговых декларациях. Как следует из положений пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, объектом обложения по налогу на добычу полезных ископаемых признается нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная как один из видов углеводородного сырья. Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. Массой нетто является количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами. Количество добытой нефти в единицах массы нетто указывается в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых, государственной статистической отчетности, и в этих же единицах количество добытой нефти определяется заявителем при помощи измерительных средств и устройств на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений. Количество добытой нефти, определенное таким образом, списывается с государственного баланса запасов полезных ископаемых, формирует показатель накопленной добычи, который используется при определении степени выработанности запасов конкретных участков недр и исчислении Кв. Таким образом, в государственном балансе запасов полезных ископаемых отражаются результаты измерений количества нефти в единицах массы нетто, полученные посредством измерительных средств и устройств на конкретных участках недр.
Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 8.595-2004 устанавливает общие требования к методикам выполнения измерений массы нефти товарной и нефтепродуктов и использует следующие определения. Масса нетто товарной нефти: разность массы брутто товарной нефти и массы балласта; масса балласта: общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти; масса брутто товарной нефти: масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858-2002 (п. п. 3.13 - 3.15, 4.7). Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 или с помощью поточного влагомера, массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370 или с помощью поточного анализатора, массовую долю хлористых солей определяют по ГОСТ 21534 или с помощью поточного солемера (п. п. 5.7.5.1 - 5.7.5.3).
Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 8.615-2005 "Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" содержит аналогичные ГОСТ Р 8.595-2004 термины и требования к методикам измерения массы добытой нефти. Масса нетто нефти: разность массы брутто нефти и массы балласта; масса балласта состоит из содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей (п. п. 3.1, 3.5, 3.6 ГОСТ Р 8.615-2005); определение содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370 или поточными и лабораторными анализаторами (п. 8.8).
Таким образом, указанные стандарты как в случае определения массы нетто нефти товарной, так и в случае определения массы нетто нефти сырой определяют эту массу как массу нефти брутто за вычетом массы балласта, последнюю оба стандарта предписывают определять по одним и тем же методикам. Разница между указанными стандартами только в том, что в товарной нефти должно быть балласта не более указанного в ГОСТ Р 51858-2002, воды не более 1%, а при измерении количества нефти сырой в соответствии со стандартом ГОСТ Р 8.615-2005 балласт может превышать эти параметры. Тем не менее, оба стандарта содержат одинаковые требования к определению массы нефти нетто и к методикам определения содержания воды, хлористых солей и механических примесей в добытой нефти.
Несмотря на отсутствие отдельного установленного стандарта для нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, в том значении, в котором нефть определена в качестве вида добытого полезного ископаемого в п. 2 ст. 337 НК РФ, наличие указанных стандартов измерения массы извлекаемой из недр нефти (ГОСТ Р 8.615-2005) и массы нефти товарной (ГОСТ Р 8.595-2004) позволяет заявителю определять количество добытой нефти для целей исчисления налога на добычу полезных ископаемых в единицах массы нетто, определяемой непосредственно ИВК "Октопус-Л" по приборам системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС). На этом основании не может быть признан обоснованным довод инспекции о том, что массу нефти нетто можно определять только по данным измерения массы брутто товарной нефти.
Довод инспекции о том, что периодичность измерения показателей качества нефти в национальных стандартах определения массы нефти нетто сырой и товарной отличается, не соответствует содержанию указанных стандартов. Методы отбора проб для определения качества нефти в ГОСТ Р 8.595 и в ГОСТ Р 8.615 установлены в соответствии с ГОСТ 2517-85. Требования к настройке автоматического пробоотборника в ГОСТ Р 8.615 - отбор точечные пробы через равные объемы перекачанной нефти (раздел 8.7.3). В разделе 3 указанного регламента предусмотрен отбор точечных проб - не реже одного раза в два часа, отбор объединенной пробы - один раз в сутки; определение показателей качества сырой нефти - плотность сырой нефти определяют по показателям ИВК, при отказе ИВК - по массовому расходомеру (MP); объемную долю воды измеряют поточным влагомером (УДВН-1пм, Phase Dynamics), при неисправном поточном влагомере - в лаборатории по ГОСТ 2477. Контроль качества измерения плотности нефти и объемной доли воды, определяемые по ИВК и MP, контролируются в химической лаборатории по ГОСТ 51069 или ГОСТ 3900, ГОСТ 2477. Периодичность контроля - 1 раз в сутки. Концентрацию хлористых солей и массовую долю механических примесей определяют в химической лаборатории 1 раз в 30 дней по накопительной пробе, сформированной из суточных проб, которые формируются из точечных проб.
Таким образом, на узлах оперативного учета нефти на ДНС определяется количество нефти нетто и показатели ее качества в соответствии с ГОСТ Р 8.595 и ГОСТ Р 8.615. Определение качества нефти по каждой партии при отгрузке в систему магистральных нефтепроводов по ГОСТ Р 8.51858 предусматривает отбор проб так же, как в указанных стандартах - по ГОСТ 2517-85, а периодичность приемосдаточных испытаний - по каждой партии (а не раз в сутки или раз в месяц), что не влияет на квалификацию метода определения количества нефти нетто. Различий в определении массы нефти нетто в зависимости от периодичности измерений каких-либо параметров качества нефти инспекцией не установлено.
В заключении экспертизы от 25.07.2012, подготовленном на основании постановления должностного лица налогового органа Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕ-ХЭКО" (т. 2 л.д. 139 - 143, т. 3 л.д. 1 - 9), также указано, что ДНС Муравленковского месторождения имеют оборудование аналогичное оборудованию ЦПС Муравленковского месторождения, оборудование дожимных насосных станций Холмогорского месторождения также аналогично оборудованию ЦПС Холмогорского месторождения. Кроме того, в этом заключении отмечено, что СИКНС предписано вести аналитический контроль технологического процесса на промысле и определять содержание в нефти воды, солей и механических примесей (т. 3, л.д. 5 - 6).
Таким образом, материалами дела подтверждено, что определение массы добытой на месторождениях нефти нетто как на узлах коммерческого учета отгруженной нефти, так и на узлах оперативного учета добытой нефти производится в непрерывном режиме с помощью аналогичного оборудования, по одинаковым методикам, с одинаковой погрешностью и выводом полученных результатов в автоматическом режиме для регистрации с помощью ИВК "Октопус-Л". При этом количество содержащего в нефти балласта не имеет значения для квалификации метода определения количества добытой нефти в качестве прямого или косвенного.
Количество нефти нетто, добытой на Муравленковском и Холмогорском месторождениях по данным систем учета на ДНС этих месторождений, отражено в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых. При формировании налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых за соответствующие налоговые периоды к количеству добытой нефти нетто, определенному посредством применения измерительных средств и устройств на месторождениях, добавлялось количество технологических потерь нефти, указанное в актах на списание потерь нефти (т. 35 л.д. 134 - 146). К количеству этих потерь нефти в пределах нормативов, утверждены приказом Минпромэнерго России от 28.01.2008 N 32 (т. 35 л.д. 147 - 148), в налоговых декларациях применена налоговая ставка 0 руб.
Используемый заявителем метод определения количества добытой нефти не может являться косвенным при определении количества добытой нефти нетто на узле оперативного учета месторождения и прямым при определении количества нефти нетто на узле коммерческого учета ЦПС, поскольку и в том, и в другом случае системы учета нефти содержат аналогичные приборы и устройства и используют аналогичные методики согласно ГОСТ Р 8.595-2004. При этом не может быть признан обоснованным довод инспекции об отсутствии у заявителя технической возможности для определения количества нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на Муравленковском и Холмогорском месторождениях, поскольку он противоречит материалам дела.
Ссылка инспекции на то, что согласно п. 3.7.4 регламента "Учет нефти через систему измерений количества и параметров нефти сырой" растворенные газы и легкие углеводороды не исключаются налогоплательщиком из количества нефти нетто, не соответствует содержанию этого регламента. В силу указанного пункта регламента масса нефти нетто определяется измерительным устройством - измерительно-вычислительным комплексом "Октопус-Л". При этом в регламенте не содержится положений о том, что в массу нефти нетто включается масса не являющихся составными частями нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной растворенного газа и легких углеводородов.
Утверждение инспекции о том, что давление насыщенных паров нефти Муравленковского месторождения превышает предельно допустимый уровень 66,7 кПа (500 мм рт. ст.) предусмотренный ГОСТ Р 51858-2002, является ошибочным, поскольку указанное инспекцией давление (0,5 - 2,5 атм. на ДНС-1, 1,0 - 1,2 атм. на ДНС-2, 0,9 - 1,1 атм. на ДНС-4, 0,5 - 2,5 атм. на ДНС-5, 0,8 - 1,2 атм. на ДНС-6) создается насосами, предназначенными для совершения технологических операций по перекачке нефти, и не является давлением насыщенных паров добытой нефти. Параметры работы насосов, в том числе рабочее давление, контролируются с целью соблюдения требований промышленной безопасности при работе технологического оборудования и не относятся к показателям качества нефти.
Ссылка инспекции на то, что заявителем не представлены паспорта качества нефти, количество которой измерено на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр, поскольку оформление паспорта качества нефти предусмотрено только при сдаче нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" (п. 5.4 рекомендаций по метрологии Р 50.2.040-2004). Ни одним нормативным актом или договором на недропользователя не возложена обязанность по составлению паспортов качества нефти при совершении технологических операций и движении нефти по технологическому оборудованию внутри организации.
Довод инспекции о том, что масса нефти нетто, добытой на Холмогорском месторождении, измеряется только на узле коммерческого учета ЦПС, поскольку только на этом технологическом этапе нефть соответствует ГОСТ Р 51858-2002, противоречит указанным техническим заключениям, согласно которым масса нефти нетто измеряется на узлах оперативного учета ДНС посредством измерительных средств и устройств, аналогичных измерительным средствам и устройствам узла коммерческого учета ЦПС. Приведенный инспекцией расчет, указывающий на несовпадение данных о количестве добытой нефти, содержащихся в налоговой декларации, и данных о количестве добытой нефти, содержащихся в сменных отчетах на ДНС 1, 3, 4 Холмогорского месторождения, содержит неполные данные. Этот расчет включает в себя только данные о количестве добытой нефти на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ - с июня 2008 г.) и не включает количество нефти, добытой на той части Холмогорского месторождения, которая находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, и отраженное в налоговых декларациях по лицензионному участку СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ - с июня 2008 г.). Согласно представленным в материала дела отчетам о работе нефтяных скважин данного лицензионного участка по этому лицензионному участку Холмогорского месторождения девятью скважинами добыто нефти в январе 2008 г. - 1548,00 тонн, в феврале - 1 260 тонн, в марте - 2 100 тонн, в апреле - 1 477,00 тонн, в мае - 1 713 тонн, в июне - 1 512 тонн, в июле - 1 514 тонн, в августе - 1 325 тонн, в сентябре - 1374 тонн, в октябре - 1246 тонн, в ноябре - 1 078 тонн, декабре - 1 252 тонн. Это количество нефти отражено в налоговых декларациях по лицензионному участку СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ).
При определении количества нефти, добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ), количество нефти, добытой на Холмогорском месторождении, определенное при помощи измерительных средств и устройств на узле оперативного учета ДНС, уменьшалось на количество нефти, добытой на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ), определенное при помощи измерительных средств и устройств (АГЗУ) типа "Спутник АМ40-8-400", принцип действия которых основан на сепарационном методе измерения массы сырой нефти по отдельной скважине, оборудованным счетчиком газа, и лабораторных данных по обводненности добытой нефти. Посредством АГЗУ учитывают количество добытой нефти на всех девяти действующих скважинах лицензионного участка СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ). Полученные данные включались в государственную отчетность по формам N 6-гр и 1-ЛС, а также в государственный баланс запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 15 - 49).
То обстоятельство, что нефть Холмогорского месторождения, добытая на двух лицензионных участках, готовится в промысловых условиях на одной ДНС, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, поскольку учет количества добытой на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ) нефти осуществляется с помощью замерных сепарационных устройств на каждой скважине, и количество нефти, определенное таким образом, включается в налоговые декларации по налогу на добычу полезных ископаемых. Следовательно, количество нефти, добытой на Холмогорском месторождении, как на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ), так и на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ) определено заявителем прямым методом.
Довод инспекции о том, что в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 допустимая погрешность измерительных средств на скважине может достигать 30%, а погрешность СИКНС - 15%, в то время как для измерения товарной нефти предусмотрена погрешность не более 0,35%), не опровергает правильности использования заявителем Кв в размере менее 1, поскольку на СИКНС заявителя учет добытой нефти осуществляется с меньшими погрешностями. Как следует из п. 3.2 регламента "Учет нефти через систему измерений количества и показателей качества нефти сырой" (т. 19 л.д. 138 - 147), на узлах оперативного учета пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти массомером составляют 0,25%, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значениях массы нефти ИВК "Октопус-Л" - 0,025%).
Ссылка инспекции на то, что для обеспечения соотносимости результатов измерений количества нефти на скважине, участке, пункте приема-сдачи товарной нефти производится корректировка данных измерительных установок на скважинах и СИКНС, не имеет отношения к деятельности заявителя, поскольку количество добытой нефти на конкретных участках недр определялось посредством измерительных средств и устройств на узлах оперативного учета ДНС, доказательств осуществления каких-либо корректировок инспекцией не представлено. Утверждение инспекции о том, что измерение количества товарной нефти на узлах коммерческого учета более точное, чем измерение нефти на узлах оперативного учета, применительно к деятельности заявителя материалами дела не подтверждено.
Утверждение инспекции о том, что нефть Холмогорского месторождения поступает на ЦПС этого месторождения с содержанием попутного газа 59 м/тонна, что свидетельствует о возможном наличии в массе нефти растворенного газа в количестве около 6%, не опровергает использование прямого метода учета количества добытой на Холмогорском месторождении нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной. В ГОСТ Р 52340-2005 "Нефть. Определение давления паров методом расширения" дано следующее определение стабилизированной нефти - это сырая нефть, пробы которой не закипают при нормальном атмосферном давлении и комнатной температуре (п. 3.1). Из содержания технологического регламента ЦПС Холмогорского месторождения (раздел 2 "Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции") следует, что в таблицах этого раздела приведены свойства пластовой нефти месторождений, нефть которых поступает на этот ЦПС, то есть свойства нефти в пластовых условиях, не прошедшей какой-либо подготовки (т. 18 л.д. 128 - 136). Технологическими регламентами ДНС Холмогорского месторождения (разделы 3, 4 "Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта") предусмотрено, что на данных технологических объектах осуществляется ступенчатая сепарация нефти, то есть отделение от нефти попутного нефтяного газа с давлением сепараторов второй ступени 0,002 до 0,005 МПа (табл. 4.1) при температуре до 40 град. С, то есть отбор газа производится при давлениях ниже атмосферного и температурах, выше комнатной, выделившийся газ направляется на Холмогорскую компрессорную станцию или утилизируется (т. 18 л.д. 68, 88, 106). Таким образом, через узел оперативного учета ДНС на ЦПС Холмогорского месторождения откачивается стабилизированная нефть. Согласно технологическим регламентам ДНС Муравленковского месторождения на этих технологических объектах также осуществляется процесс ступенчатой сепарации нефти при атмосферном давлении и температуре до 45 град. С (табл. 4.1), сбор и утилизация газа. Таким образом, через узел оперативного учета ДНС на НДС Муравленковского месторождения откачивается стабилизированная нефть. Доказательств превышения предусмотренного ГОСТ Р 51858-2002 показателя давления насыщенных паров нефти, поступающей на ЦПС, инспекцией не представлено.
Довод инспекции о том, что заявителем не представлено сменных отчетов о количестве добытой нефти на Муравленковском месторождении, не опровергает того обстоятельства, что количество добытой на этом участке недр нефти было определено в единицах массы нетто при помощи систем измерительных средств и устройств. Выполнение измерений количества добытой нефти при помощи системы измерительных средств и устройств, позволяющих непосредственно определить количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, подтверждено материалами дел в том числе, регламентом учета нефти через систему измерений количества параметров нефти сырой, инвентарными карточками ИВК "Октопус-Л", экспертными заключениями, отчетами о количестве добытой на этом месторождении нефти. Наличие на данном участке недр системы измерительных средств и устройств установлено инспекцией в ходе проверки (т. 2 л.д. 32 - 33). При этом доказательств того, что погрешность измерения количества добытой нефти на ДНС Муравленковского месторождения не позволяет определить количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной инспекцией не представлено.
Довод апелляционной жалобы о том, что применительно к нефти минеральным сырьем признается сырая нефть, а измерение количества сыре нефти свидетельствует о применении косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого, не обоснован и прямо противоречит п. 2 ст. 339 НК РФ, согласно которому прямым методом определения количества добытого полезного ископаемого признается такой метод, при котором количество добытого полезного ископаемого определяется посредством применения измерительных средств и устройств. Кроме того, из статьи положений п. 2 ст. 337 НК РФ следует, что нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная является углеводородным сырьем. В соответствии с п. 2 ст. 339 НК РФ косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого предполагает, что его количество определяется расчетно, по данным о его содержании в минеральном сырье. Этот метод используется при определении количества добытого золота, других драгоценных и редких металлов в концентратах и других полупродуктах, являющихся попутными в многокомпонентной комплексной руде, поскольку до настоящего времени не существует технологии непосредственного определения в добытой руде этих полезных компонентов. Что касается сырой нефти, то из определений, приведенных в ГОСТ Р 8.615-2005 (п. п. 3.1, 3.5, 3.6, 3.10 и 3.11) следует, что сырая нефть - это природная смесь углеводородов, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси. То есть сырая нефть - это нефть брутто, содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и механические примеси являются балластом, а масса нефти нетто - это разность массы нефти брутто и массы балласта. Следовательно, использование системы измерений массы нефти брутто посредством измерительных средств и устройств, свидетельствует о применении прямого метода определения количества добытой нефти. Достаточно измерить приборами количество добытой нефти брутто и вычесть массу содержащегося в нефти балласта. При этом содержание воды, солей и механических примесей можно определять поточными влагомерами, солемерами или по данным лабораторных анализов проб нефти. Таким же способом измеряется количество отгруженной нефти-нетто в систему магистральных нефтепроводов: приборами измеряется количество отгруженной нефти брутто, из которой вычитается масса балласта, определенная поточными приборами и по накопительным пробам в лаборатории (часть проб хранятся как арбитражные). Таким образом, вывод инспекции об использовании заявителем косвенного метода определения количества добытой нефти сырой не обоснован.
Из изложенного следует, что при наличии соответствующих измерительных устройств, позволяющих определять количество нефти нетто, величину технологических потерь и собственного оборудования по доведению добытой нефти до ГОСТ Р 51858-2002, метод является прямым, а именно эти обстоятельства установлены инспекцией в ходе проверки: у заявителя имеется СИКНС, оборудованная измерительными средствами и вычислительными устройства, технические характеристики которых позволяют определять количество добытой нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной в непрерывном режиме непосредственно на промысле. Это оборудование и устройства аналогичны оборудованию, установленному на узлах коммерческого учета (СИКН), где измеряется количество отгруженной товарной нефти брутто и вычисляется количество нефти нетто по данным поточных измерителей и лабораторных анализов проб. Проверкой также установлено, что вся нефть, добытая на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, была подготовлена до требований ГОСТ Р 51858-2002 на собственном оборудовании заявителя.
Ссылка инспекции на правоприменительную практику арбитражных судов Волго-Вятского и Уральского арбитражных округов не может быть принята во внимание, поскольку материалами настоящего дела, в том числе заключениями экспертизы, подтверждено, что заявитель на конкретных участках недр имел оборудование (измерительные средства и устройства), при помощи которого непосредственно определялось количество добытого полезного ископаемого - нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной в единицах массы нетто. Расчеты количества добытой нефти по данным о ее содержании в извлеченном из недр минеральном сырье при формировании налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых заявителем не использовались.
Следовательно, количество нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной, добытой на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, было определено в единицах массы нетто при помощи измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, как это предусмотрено п. 2 ст. 339 НК РФ.
Поэтому заявителем правомерно использован Кв в размере 0,8594 при добыче нефти на Холмогорском месторождении и в размере 0,6933 - на Муравленковском месторождении при исчислении налога на добычу полезных ископаемых, и факты неполной уплаты этого налога за январь - декабрь 2008 г. места не имели.
Ссылка инспекции на то, что при добыче нефти на Холмогорском месторождении следовало применять Кв не в размере 0,8410, заявленном налогоплательщиком в налоговых декларациях, а в размере 0,9447, определенном инспекцией в соответствии с абз. 9 п. 4 ст. 342 НК РФ, безосновательна. Согласно этому абзацу для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно п. 1 ст. 337 НК РФ на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.
Между тем, как установлено инспекцией, на ЦПС Холмогорского месторождения поступала нефть не только Холмогорского (Кв = 0,8410) и Пограничного (Кв = 0,9447) месторождений, но также и с месторождений Западно-Ноябрьского, Карамовского, Средне-Итурского и Спорышевского с выработанностью запасов менее 0,8. Поэтому вывод инспекции о наличии оснований для применения в отношении нефти, добытой на Холмогорском месторождении, Кв в размере 0,9447 при том, что на этом технологическом объекте осуществляется сбор нефти с месторождений, степень выработанности запасов которых менее 0,8, не соответствует обстоятельствам, установленным в ходе проверки.
Приведенная инспекцией ссылка на письмо Минфина России от 26.05.2009 N 03-06-06-01/11 также опровергает этот вывод инспекции. В этом письме указано, что в случае если на один технологический объект поступает нефть, количество которой определяется прямым методом, с участков недр разной степени выработанности, в том числе менее 0,8, равной и (или) более 0,8, то ставка НДПИ с понижающим коэффициентом Кв применяется только в отношении объемов нефти, поступающей с участков недр, степень выработанности которых более 0,8, определяемых на основании данных раздельного учета поступающей на единый технологический объект нефти с каждого конкретного участка недр.
Заявителем осуществляется раздельный учет количества добытой нефти на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, что подтверждено заключением экспертизы и иными материалами дела, и количество добытой на указанных участках недр нефти определяется налогоплательщиком посредством измерительных средств и устройств, и это также подтверждено заключением экспертизы и иными перечисленными доказательствами.
По общему правилу, предусмотренному п. 5 ст. 338 НК РФ, в отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке.
Абз. 9 п. 4 ст. 342 НК РФ предусмотрена специальная норма, которая предоставляла налогоплательщикам, не обеспечивающим выполнение требований п. 5 ст. 338 НК РФ, право определять налоговую базу в упрощенном порядке - для суммарного количества нефти, поступающей на единый технологический объект, отменяя для таких налогоплательщиков обязанность определять налоговую базу для каждого участка недр, при добыче нефти на котором применяется Кв в размере менее 1. Реализация этого права влекла применение Кв в максимальном значении к суммарному количеству нефти, добытой на конкретных участках недр.
Обществом в 2008 г. выполнены требования об определении налоговой базы на конкретных участках недр применительно к каждой налоговой ставке, рассчитанной с учетом Кв в размере менее 1, поэтому налогоплательщиком о применении максимального Кв для суммарного количества нефти, поступающей на единый технологический объект, не заявлено, в связи с чем и у инспекции не имелось оснований для применения этой специальной нормы.
Следовательно, оснований для возложения на заявителя обязанности по уплате недоимки по налогу на добычу полезных ископаемых за январь - декабрь 2008 г. в сумме 1 168 945 135 руб. и пени в сумме 97 560 454 руб., а также обязанности по внесению необходимых исправлений в документы бухгалтерского и налогового учета, у инспекции не имелось.
При таких обстоятельствах состав вменяемого налогоплательщику налогового правонарушения отсутствует, и заявитель не подлежал привлечению к налоговой ответственности в связи с отсутствием в его действиях состава налогового правонарушения, а не в связи с истечением срока давности привлечения к ответственности.
Суд первой инстанции полно и правильно установил фактические обстоятельства по делу и дал им надлежащую правовую оценку. Решение суда законно и обоснованно. Оснований для его отмены нет.
Руководствуясь ст. ст. 110, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013 по делу N А40-148628/12 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий судья
М.С.САФРОНОВА
Судьи
Н.В.ДЕГТЯРЕВА
Н.О.ОКУЛОВА
© 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 05.07.2013 N 09АП-19058/2013 ПО ДЕЛУ N А40-148628/12
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 5 июля 2013 г. N 09АП-19058/2013
Дело N А40-148628/12
Резолютивная часть постановления объявлена 03.07.2013
Постановление изготовлено в полном объеме 05.07.2013
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе
председательствующего судьи М.С. Сафроновой,
судей Н.В. Дегтяревой, Н.О. Окуловой,
при ведении протокола судебного заседания секретарем С.М. Семикеевой,
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013
по делу N А40-148628/12, принятое судьей А.В. Бедрацкой
по заявлению ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (ОГРН 1028900703963, 629807, Ямало-Ненецкий Автономный округ, г. Ноябрьск, ул. Ленина, д. 59/87)
к МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1
(ОГРН 1047702057765, 129223, г. Москва, пр-кт Мира, д. 194)
о признании недействительным решения
при участии в судебном заседании:
- от заявителя - Бочкарева В.А. по дов. от 15.04.2013 N 11/4-637; Томаров В.В. по дов. от 03.05.2012 N 11/4-178; Никонова Л.С. по дов. от 15.04.2013 N 11/4-636; Ковалева О.П. по дов. от 29.12.2012 N 11/4-534;
- от заинтересованного лица - Семенов С.А. по дов. от 26.02.2013 N 13; Крюков А.Ю. по дов. от 02.07.2013 N 26; Водовозов А.А. по дов. от 26.09.2012 N 61; Нагиева С.Н. по дов. от 16.01.2013 N 4; Грибков И.С. по дов. от 16.01.2013 N 3,
установил:
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013 удовлетворено заявление ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (далее - заявитель, общество, налогоплательщик) о признании недействительным решения МРИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - заинтересованное лицо, инспекция, налоговый орган) от 27.09.2012 N 52-21-18/1524р об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.
Инспекция не согласилась с принятым судом решением, обратилась в Девятый арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, а также представила письменные пояснения в которых просит решение суда отменить, принять по делу новый судебный акт об отказе обществу в удовлетворении заявленных требований.
Общество представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит решение суда оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Законность и обоснованность решения суда судом апелляционной инстанции проверены в соответствии со ст. ст. 266, 268 АПК РФ.
Выслушав стороны, исследовав материалы дела, оценив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для удовлетворения апелляционной жалобы и отмены решения суда.
Материалами дела установлено, что инспекцией проведена повторная выездная налоговая проверка общества по вопросу правильности исчисления и своевременности уплаты налога на добычу полезных ископаемых за 2008 г., назначенная в связи с представлением налогоплательщиком уточненных налоговых деклараций, в которых указана сумма налога в меньшем ранее заявленного размере.
По результатам рассмотрения акта повторной выездной налоговой проверки от 22.08.2012 N 52-21-18/911а, возражений налогоплательщика и иных материалов проверки инспекцией вынесено решение от 27.09.2012 N 52-21-18/1524р об отказе в привлечении к налоговой ответственности (т. 2 л.д. 24 - 143, т. 3 л.д. 1 - 9), п. 1 резолютивной части которого отказано в привлечении заявителя к ответственности в связи с истечением срока давности в соответствии со ст. 113 НК РФ, п. 2 резолютивной части начислены пени в сумме 97 560 454 руб. в связи с несвоевременной уплатой налога на добычу полезных ископаемых, п. 3 предложено уплатить недоимку по этому налогу в сумме 1 168 945 135 руб., п. 4 - внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета (т. 2 л.д. 82 - 87).
Основанием для возложения на заявителя указанных обязанностей послужил вывод инспекции о том, что в ходе проверки установлено отсутствие применения прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр - Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) и Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) - то есть посредством применения измерительных средств и устройств к товарной нефти, добытой на конкретном участке недр, а также получение товарной продукции - нефти, соответствующей ГОСТ на ЦПС, то есть после смешения нефти из всех месторождений. Вследствие этого инспекцией указано на несоблюдение условий для применения коэффициента (Кв), характеризующего степень выработанности запасов указанных участков недр.
Жалоба заявителя на указанное решение инспекции оставлена без удовлетворения решением ФНС России от 30.11.2012 N СА-4-9/20243@ (т. 37 л.д. 55 - 65).
В связи с этим общество обратилось в суд.
Арбитражный апелляционный суд считает, что суд первой инстанции правомерно удовлетворил заявленные требования общества.
При вынесении решения суд первой инстанции правомерно руководствовался следующим.
П. 2 ст. 342 НК РФ в редакции, действовавшей в 2008 году, предусматривалось, что исчисление налога на добычу полезных ископаемых производится по налоговой ставке 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с п. п. 3 и 4 этой статьи: 419 x Кц x Кв.
Согласно п. 4 этой статьи коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком в порядке, установленном настоящим пунктом.
В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле: Кв = 3,8 - 3,5 x N / V, где: N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Исчисленная на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 16 - 29) по установленным законом правилам (N / V) степень выработанности запасов данных участков недр (Св) составила 0,8454 - на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) из расчета 76 884 тыс. тонн / 90 942 тыс. тонн, 0,9007 - на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) из расчета 89 235 тыс. тонн / 99 070 тыс. тонн.
Таким образом, степень выработанности запасов каждого из этих участков недр по состоянию на 01.01.2007 года превышала 0,8, что инспекцией не оспаривается.
Исчисленный по предусмотренной п. 4 ст. 342 НК РФ формуле коэффициент выработанности запасов данных участков недр (Кв) составил 0,8410 - на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) из расчета 3,8 - 3,5 x (76 884 / 90 942), 0,6475 - на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) из расчета 3,8 - 3,5 x (89 235 / 99 070).
Правильность исчисления заявителем коэффициента выработанности запасов данных участков недр по установленной законом формуле в указанном размере, исходя из степени их выработанности, инспекцией не оспаривается.
Однако из приведенных норм НК РФ инспекцией сделан вывод о том, что в качестве одного из условий использования налогоплательщиком Кв в размере менее 1 при исчислении налога на добычу полезных ископаемых за январь - декабрь 2008 г. является определение количества подготовленной до ГОСТ Р 51858-2002 товарной нефти, добытой в этих налоговых периодах на указанных участках недр прямым методом, предусмотренным п. 2 ст. 339 НК РФ.
Между тем, указанного инспекцией условия применения Кв в размере менее 1 законом не предусмотрено.
В силу приведенной нормы п. 4 ст. 342 НК РФ использование Кв предусматривалось в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
То есть из данной нормы закона буквально следует, что требование об определении при применении прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр относится не к количеству добытого полезного ископаемого, а к степени выработанности запасов участков недр.
Инспекцией также, в соответствии с буквальным содержанием приведенной нормы указывается, что согласно п. 4 ст. 342 НК РФ для исчисления коэффициента выработанности по формуле (Ke = 3,8 - 3,5 x N / V) необходимы следующие условия: определение степени выработанности запасов конкретного участка недр с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр; степень выработанности, определенная с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
Иных условий, в том числе требования об определении количества добытой нефти, в отношении которого налогоплательщиком применяется Кв в размере менее 1, с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, п. 4 ст. 342 НК РФ не предусматривает. Данный вывод подтверждается пп. 8 п. 1 ст. 342 и абз. 2 п. 4 этой статьи (в редакции, действовавшей до 01.01.2009): пп. 8 п. 1 ст. 342 НК РФ предусмотрено применение ставки 0 руб. при добыче нефти на участках недр, расположенных полностью или частично в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской области, Красноярского края, при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр - п. 4 ст. 342 НК РФ предусмотрено применение Кв в размере менее 1 в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.
То есть в первом случае норма в качестве условия исчисления налога по ставке 0 руб. предусматривает использование прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, а во втором случае - определение степени выработанности участков недр с использованием прямого метода учета количества добытой нефти.
Как усматривается из формулы расчета Кв, предусмотренной п. 4 ст. 342 НК РФ, величина N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) определяется по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; величина V - начальные извлекаемые запасы нефти, определяемые по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006.
Из этих норм следует, что при исчислении Св и Кв за налоговые периоды 2008 г. налогоплательщик должен использовать для определения величины N данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2007, а величины V - на 01.01.2006, то есть за ранее истекшие периоды времени, и потому метод учета количества добытой нефти непосредственно в тех налоговых периодах, за которые исчисляется налог, для целей применения Кв значения не имеет.
Какого-либо иного порядка (метода) определения степени выработанности запасов участков недр законодательством о налогах и сборах не предусмотрено.
Следовательно, установив по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006 и 01.01.2007, что степень выработанности участков недр составляла более 0,8, Заявитель правомерно исчислил Кв по формуле 3,8 - 3,5 x N / V в отношении количества нефти, добытой на этих участках недр в январе - декабре 2008 г.
Следовательно, судом первой инстанции правильно применены положения п. 4 ст. 342 НК РФ.
Кроме того, Минфином России в письме от 28.10.2010 N 03-06-05-01/118 (т. 36 л.д. 10), направленном для доведения до налоговых органов и налогоплательщиков письмом ФНС России от 24.11.2010 N ШС-37-3/16208@, также указано, что п. 4 ст. 342 НК РФ не содержит положений, ограничивающих право недропользователя применять коэффициент (Кв) в случае осуществления подготовки нефти как с участка недр, со степенью выработанности 0,8 и более, так и с участков недр иной степени выработанности на одном пункте переработки нефти.
В связи с этим, в случае если на одном пункте переработки нефти осуществляется подготовка нефти, добытой на участках недр различной степени выработанности, ставка налога на добычу полезных ископаемых с коэффициентом (Кв) применяется в отношении объемов нефти, добытых на участках недр со степенью выработанности 0,8 и более. Довод инспекции о том, что данное разъяснение не относится к налоговым периодам, охваченным налоговой проверкой, решение по результатам которой оспаривается по настоящему делу, является необоснованным, поскольку не вытекает из содержания указанного письма Минфина России.
Таким образом, коэффициент выработанности названных участков недр в 2008 г. был исчислен и использован заявителем в соответствии с положениями п. 4 ст. 342 НК РФ.
Следуя тому, что условие об использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр предусмотрено п. 4 ст. 342 НК РФ не для определения степени выработанности запасов этих участков недр, а для определения количества добытой в налоговом периоде нефти, вывод инспекции о неправомерном использовании заявителем Кв в размере менее 1 также нельзя признать необоснованным.
Данная норма истолкована инспекцией таким образом, что условием применения Кв в размере менее 1 является определение количества подготовленной до ГОСТ Р 51858-2002 товарной нефти, добытой в этих налоговых периодах на указанных участках недр, прямым методом, предусмотренным п. 2 ст. 339 НК РФ.
Между тем, оснований для отождествления понятия "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого", используемого в п. 2 ст. 339 НК РФ, и понятия "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретном участке недр", используемого в ст. 342 НК РФ, не имеется.
Согласно п. 1 ст. 337 НК РФ полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).
В соответствии с пп. 3 п. 2 указанной статьи видом добытого полезного ископаемого является углеводородное сырье, в том числе нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
В силу п. 2 ст. 338 НК РФ налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.
Согласно п. 2 ст. 339 НК РФ 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.
Из сопоставления норм п. 2 ст. 339 и п. 4 ст. 342 НК РФ в их буквальном толковании следует, что указанные термины использованы для обозначения разных понятий. Использование законодателем для определения одного и того же понятия различных терминов означало бы нарушение им принципа определенности норм законодательства о налогах и сборах, закрепленного в п. 6 ст. 3 НК РФ и предусматривающего, что акты законодательства о налогах и сборах должны быть сформулированы таким образом, чтобы каждый точно знал, какие налоги (сборы), когда и в каком порядке он должен платить. На недопустимость нарушения законодателем данного принципа неоднократно указывалось Конституционным Судом РФ (Постановления от 22.06.2009 N 10-П, от 14.07.2003 N 12-П, от 20.02.2001 N 3-П, от 30.01.2001 N 2-П, от 28.03.2000 N 5-П) где отмечалось, что формальная определенность налоговых норм предполагает их достаточную точность, чем обеспечивается их правильное понимание и применение. Расплывчатость налоговой нормы может привести к не согласующемуся с принципом правового государства (ст. 1 ч. 1 Конституции РФ) произвольному и дискриминационному ее применению государственными органами и должностными лицами в их отношениях с налогоплательщиками и тем самым - к нарушению принципа юридического равенства (ст. 19 Конституции РФ) и вытекающего из него требования равенства налогообложения, закрепленного п. 1 ст. 3 НК РФ, а потому предусмотренный в дефектных - с точки зрения требований юридической техники - нормах налог не может считаться законно установленным в смысле ст. 57 Конституции РФ.
Принимая во внимание отсутствие оснований для отождествления указанных терминов, следует признать, что термин "определение" обозначает "измерение", а термин "учет" обозначает "упорядоченную систему сбора информации о каком-то предмете" (в данном случае о нефти).
Учет количества добываемой на указанных участках недр нефти организован таким образом, что нефть из каждой скважины без смешения с нефтью других скважин направлялась на замерную установку типа "Спутник", оборудованную сепаратором, разделяющим газ и жидкость. Использование заявителем для учета количества продукции скважин таких измерительных устройств установлено инспекцией в ходе выездной налоговой проверки.
Данным способом заявитель учитывал количество нефти, добытой на каждом из названных участков недр в каждом налоговом периоде, это количество указывалось в отчетах о работе нефтяных скважин (т. 4 л.д. 123, т. 5 - 14, т. 15 л.д. 1 - 40), согласно которым заявителем в 2008 г. было добыто на Муравленковском месторождении (лицензия СЛХ 00712 НЭ) 86 390 тонн нефти в январе, 76 090 тонн нефти в феврале, 80 710 тонн нефти в марте, 79 100 тонн нефти в апреле, 80 300 тонн нефти в мае, 73 210 тонн нефти в июне, 67 420 тонн нефти в июле, 64 990 тонн нефти в августе, 62 480 тонн нефти в сентябре, 62 380 тонн нефти в октябре, 58 000 тонн нефти в ноябре, 58 030 тонн нефти в декабре; на Холмогорском месторождении (лицензия ХМН 01478 НЭ) - 37 391 тонн нефти в январе, 35 250 тонн нефти в феврале, 37 510 тонн нефти в марте, 35 855 тонн нефти в апреле, 37 992 тонн нефти в мае, 38 204 тонн нефти в июне, 38 767 тонн нефти в июле, 38 524 тонны нефти в августе, 37 011 тонн нефти в сентябре, 37 863 тонны нефти в октябре, 35 920 тонн нефти в ноябре, 37 667 тонн нефти в декабре.
Показатели этих отчетов совпадают с показателями отчетов о количестве добытой на каждом участке недр нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, полученными с узлов оперативного учета нефти, оборудованных на данных месторождениях, и отраженных в сводных отчетах о количестве добытой нефти в разрезе лицензионных участков (т. 16 л.д. 11 - 14), а также с данными налоговых деклараций по налогу на добычу полезных ископаемых (т. 3 л.д. 33 - 141). Так, в налоговой декларации за январь 2008 г. указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти (п. 9 строки 060 стр. 006), облагаемой по общеустановленной ставке, составило 37 332,296 тонн, количество потерь при добыче составило 58,704 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 391 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти (п. 9 строки 060 стр. 005), облагаемой по общеустановленной ставке - 86 283 тонн, количество потерь при добыче - 107 тонн, всего добыто с учетом потерь 86 390 тонн.
В налоговой декларации за февраль 2008 г. (т. 3 л.д. 43) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке - 35 194 тонны, количество потерь при добыче 56 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 250 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 75 989 тонн, количество потерь при добыче 101 тонна, всего добыто с учетом потерь 76 090 тонн.
В налоговой декларации за март 2008 г. (т. 3 л.д. 53) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 450 тонн, количество потерь при добыче 60 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 510 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 80 602 тонн, количество потерь при добыче 108 тонн, всего добыто с учетом потерь 80 710 тонн.
В налоговой декларации за апрель 2008 г. (т. 3 л.д. 63) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 35 798 тонны, количество потерь при добыче 57 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 855 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 78 995 тонн, количество потерь при добыче 105 тонн, всего добыто с учетом потерь 79 100 тонн.
В налоговой декларации за май 2008 г. (т. 3 л.д. 73) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 931 тонну, количество потерь при добыче 61 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 922 тонны; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 00712 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 80 193 тонны, количество потерь при добыче 107 тонн, всего добыто с учетом потерь 80 300 тонн.
В налоговой декларации за июнь 2008 г. (т. 3 л.д. 82) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 144,24 тонны, количество потерь при добыче 59,76 тонн, всего добыто с учетом потерь 38 204 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ (до переоформления лицензия имела реквизиты СЛХ 00712 НЭ) нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 73 120 тонн, количество потерь при добыче 90 тонн, всего добыто с учетом потерь 73 210 тонн.
В налоговой декларации за июль 2008 г. (т. 3 л.д. 92) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 706,73 тонн, количество потерь при добыче 60,27 тонн, всего добыто с учетом потерь 38 767 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 67 330 тонн, количество потерь при добыче 90 тонн, всего добыто с учетом потерь 67 420 тонн.
В налоговой декларации за август 2008 г. (т. 3 л.д. 102) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 38 462,78 тонны, количество потерь при добыче 61,22 тонны, всего добыто с учетом потерь 38 524 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 64 903 тонн, количество потерь при добыче 87 тонн, всего добыто с учетом потерь 64 990 тонн.
В налоговой декларации за сентябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 111) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 36 952,83 тонны, количество потерь при добыче 58,17 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 011 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 62 397 тонн, количество потерь при добыче 83 тонны, всего добыто с учетом потерь 62 480 тонн.
В налоговой декларации за октябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 121) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ (до переоформления лицензия имела реквизиты ХМН 01478 НЭ) нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 802,885 тонны, количество потерь при добыче 60,115 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 863 тонны; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 62 297 тонн, количество потерь при добыче 83 тонны, всего добыто с учетом потерь 62 380 тонн.
В налоговой декларации за ноябрь 2008 г. (т. 3 л.д. 131) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 35 863,67 тонны, количество потерь при добыче 56,33 тонн, всего добыто с учетом потерь 35 920 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 57 923 тонны, количество потерь при добыче 77 тонн, всего добыто с учетом потерь 58 000 тонн.
В налоговой декларации за декабрь 2008 г. (т. 3 л.д. 141) указано, что количество добытой на лицензионном участке ХМН 02310 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 37 608,19 тонн, количество потерь при добыче 58,81 тонн, всего добыто с учетом потерь 37 667 тонн; количество добытой на лицензионном участке СЛХ 02119 НЭ нефти, облагаемой по общеустановленной ставке 57 953 тонн, количество потерь при добыче 77 тонн, всего добыто с учетом потерь 58 030 тонн.
Эти данные о количестве добытой нефти за указанные налоговые периоды получены инспекцией в ходе проверки и отражены в решении (т. 2 л.д. 39 - 41).
Совокупность данных о количестве добытой нефти за все налоговые периоды 2008 года включена в государственную отчетность заявителя по формам 6-гр, 1-ЛС и совпадает (с учетом действующего порядка округления данных государственной отчетности) с данными о количестве добытой нефти на указанных участках недр в государственном балансе запасов полезных ископаемых за 2008 г.: согласно данным государственного баланса запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 37 - 49), а также отчета по форме 6-гр (т. 16 л.д. 50 - 67) заявителем на Муравленковском месторождении добыто 849 тыс. тонн нефти, на Холмогорском (ХМН 01478 НЭ, 02310) - 448 тыс. тонн, по данным отчета по форме 1-ЛС заявителем на Муравленковском месторождении добыто 849,1 тыс. тонн нефти (т. 16 л.д. 70), на Холмогорском - 447, 9 тыс. тонн (т. 16 л.д. 74, ХМН 01478 НЭ, 02310). Содержание этих отчетных документов также подтверждает раздельное определение заявителем количества нефти, добытой на каждом из указанных участков недр, осуществляемое посредством измерительных средств и устройств.
Таким образом, заявителем обеспечивается получение достоверной информации о количестве добытой нефти на каждой скважине на каждом из указанных участков недр. Следовательно, заявителем в 2008 г. был использован прямой метод учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, предоставленных в пользование по лицензиям ХМН 01478 НЭ, ХМН 02310 НЭ и СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 02119 НЭ соответственно, а доводы инспекции о тождестве используемых в главе 26 НК РФ терминов "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого" и "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр" основаны на ошибочном толковании положений ст. ст. 339 и 342 НК РФ.
Ошибочность данного инспекцией толкования положений ст. 342 НК РФ подтверждается также разъяснениями Минэкономразвития России и Минфина России, согласно которым прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр означает раздельный учет количества нефти, добываемой на разных участках недр. Так, в письме Минэкономразвития России от 07.11.2006 N 16542-КА/Д07 (т. 36 л.д. 11 - 13) разъяснено, что Федеральным законом N 151-ФЗ предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях и месторождениях с выработанностью 80 процентов и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти, то есть по каждому участку недр, предоставленному налогоплательщику в пользование. Таким образом, при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр. Однако в следующем предложении этого письма указано, что согласно п. 5 ст. 338 НК РФ, в отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке. Соответственно, НК РФ допускается возможность определения количества добытой нефти, подлежащей налогообложению по налоговой ставке 0 рублей, по всем участкам недр при наличии раздельного учета. В рассматриваемом случае в этих целях будет применяться прямой метод. Такие разъяснения условий использования Кв содержатся и в письме Минфина России от 15.11.2006 N 03-07-01-04/28 (т. 36 л.д. 14 - 15).
Таким образом обоснованным является вывод суда первой инстанции о том, заявителем в 2008 г. использовался прямой метод учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, и налог на добычу полезных ископаемых при добыче нефти на данных участках недр правомерно исчислен им с применением Кв в размере менее 1.
Ссылка в апелляционной жалобе на то, что заявитель считает указанную норму п. 4 ст. 342 НК РФ неопределенной, несостоятельна, поскольку данная норма применена судом первой инстанции в соответствии с ее буквальным смыслом, предполагающем, что прямой метод учета количества добытой нефти на конкретном участке недр означает раздельный учет посредством количества добытой нефти в разрезе тех участков недр, исчисление налога на добычу полезных ископаемых на которых производится с Кв в размере менее 1.
Если обязательным условием расчета Кв по формуле (Кв = 3,8 - 3,5 x N / V) является использование прямого метода учета количества добытой в данном налоговом периоде нефти на конкретном участке недр, при исчислении суммы налога с которого применяется Кв в размере менее 1, и понятие "прямой метод учета количества добытой нефти на конкретных участках недр" тождественно понятию "прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого", то вывод инспекции о неправомерном использовании заявителем Кв в размере менее 1 в отношении количества нефти, добытого на этих участках недр, является необоснованным.
Из положений ст. ст. 337, 338, 339 НК РФ следует, что для соблюдения условий применения Кв в размере менее 1, установленных п. 4 ст. 342 НК РФ, налогоплательщик должен определять количество нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной, добытой на конкретном участке недр, посредством применения измерительных средств и устройств в соответствии с утвержденной учетной политикой организации.
Материалами дела подтверждено, что технологический процесс учета количества добытой нефти на указанных участках недр организован следующим образом.
Продукция нефтяных скважин поступает на групповые замерные установки, где производится первичный оперативный учет количества и контроль показателей качества нефти. Затем собранная со скважин нефть поступает на дожимные насосные станции (ДНС), где производится разгазирование и обезвоживание нефти. На выходе с каждой ДНС оборудованы узлы оперативного учета количества добытой нефти в виде системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС), позволяющей в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 определять количество добытой на конкретном участке недр нефти в единицах массы нетто прямым методом динамических измерений. После откачки нефти через узлы оперативного учета ДНС она поступает на центральный пункт сбора и подготовки нефти (ЦПС, ЦППН), где производятся технологические операции по подготовке нефти до показателей ГОСТ Р 51858-2002 для отгрузки в систему магистральных нефтепроводов в смеси с нефтью других месторождений, и где ведется коммерческий учет количества отгруженной нефти и контроль показателей ее качества в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004, а также составляются паспорта на каждую отгруженную партию нефти. Системы измерения количества и показателей качества нефти и на узлах оперативного учета на месторождениях, и на узлах коммерческого учета на ЦПС имеют аналогичное оборудование, учитывающие количество проходящей через узлы учета нефти в единицах массы нетто в непрерывном режиме.
В ходе проверки правильности применения коэффициента выработанности названных участков недр за 2007 г. заявителем в инспекцию представлены технологические схемы с указанием места расположения скважин, узлов оперативного и коммерческого учета нефти, схемы установки измерительных средств и устройств на узлах учета нефти, посредством которых определяется количество добытого полезного ископаемого, технологические регламенты ДНС и ЦПС, а также пояснения относительно процессов сепарации, разгазирования, отделения нефти от жидкости и стабилизации.
Поскольку у налогового органа в ходе выездной налоговой проверки возникли сомнения в том, что метод учета количества добытой нефти, применяемый заявителем на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, является прямым, по заданию инспекции экспертами Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина проведена экспертиза системы учета нефти. Как следует из заключения экспертизы (т. 35 л.д. 121 - 133), перед экспертами были поставлены следующие вопросы: какой метод учета (прямой или косвенный) применяется для измерения количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной Холмогорского и Муравленковского месторождений при исчислении налоговых обязательств по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в соответствии с законодательством Российской Федерации в 2007 году; производился ли в 2007 г. раздельный учет добываемой нефти на ЦПС Холмогорского и ЦПС Муравленковского месторождений по различным лицензионным участкам (месторождениям).
При ответе на первый вопрос экспертами указано, что на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений предусмотрено определение количества нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной при помощи измерительных средств и устройств, то есть прямым методом.
При ответе на второй вопрос экспертами указано, что раздельный учет добываемой нефти в разрезе месторождений в 2007 г. предусмотрен посредством измерительных средств, расположенных на скважинах (кустах скважин), площадных объектах Холмогорского и Муравленковского месторождений (ДНС и УПСВ), а также на ЦПС Холмогорского и ЦПС Муравленковского месторождений.
При проведении экспертизы установлено следующее. Нефть Холмогорского месторождения поступает на ДНС-1, ДНС-2, ДНС-4, каждая из которых оборудована системой измерений количества и показателей качества нефти сырой. В состав этой системы входят блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из двух рабочих измерительных линий (основной и резервной) и одной контрольной измерительной линии, включающих в себя счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS38 или RCCS39 с преобразователем RCCF31 (MP), диапазон измерения массового расхода от 0,016 до 50 т/ч (от 0,03 до 75 т/ч), пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти +/- 0,25% (на каждой измерительной линии); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом (пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти +/-0,2 °C); датчик избыточного давления, пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления +/- 0,5%; блок контроля качества нефти, состоящий из влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 или Phase Dynamic (ПВ), диапазон измерений объемной доли воды от 0,01 до 10% объемных; термопреобразователя с унифицированным выходным сигналом, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти +/-0,2 °C, выходной сигнал 4 - 20 мА; автоматического пробоотборника Стандарт-А в комплекте с блоком программного управления БПУ-А; ручного пробоотборника Стандарт-Р; индикатора расхода НОРД-40, верхний предел измерений 28 куб. м/ч; измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) ОКТОПУС-Л, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значениях массы нефти +/-0,025%; печатающее устройство (принтер), приборный шкаф с искробезопасными барьерами, источник бесперебойного питания с батареями, вспомогательные устройства, в том числе фильтры грубой очистки, манометр технический МПЗ-УУ2-1,5, устройство пробоотборное щелевого типа по ГОСТ 2517 (установлено во входном коллекторе БИЛ), комплект запорной арматуры для технологических и дренажных трубопроводов. Поступление нефти, добытой на других месторождениях, на указанные технологические объекты не осуществляется.
После этого нефть Холмогорского, а также Пограничного, Западно-Ноябрьского, Спорышевского, Средне-Итурского и Карамовского месторождений поступает на ЦПС, где осуществляется коммерческий учет ее количества и контроль показателей качества.
Нефть Муравленковского месторождения с кустов скважин поступает на ДНС (дожимные насосные станции), каждая из которых также оборудована системой измерения количества и показателей качества нефти сырой в составе указанных средств измерений и технических средств. Нефть других месторождений на узлы учета нефти, оборудованные на каждой из этих ДНС, также не поступает. Через эти узлы учета нефть Муравленковского месторождения откачивается на ЦПС, где осуществляется сбор нефти также с ДНС Северо-Памальяхинского, Умсейского, Сугмутского и Романовского месторождений.
Данная технологическая схема предусматривает непрерывное определение количества и показателей качества нефти, добытой на каждой скважине, каждом месторождении, каждом ЦПС.
Регламент "Учет нефти через систему измерения количества и параметров нефти сырой" (т. 19 л.д. 138 - 147), утвержденный приказом ОАО "Сибнефть-ННГ" от 20.08.2007 N 363, устанавливает порядок эксплуатации, технического обслуживания и оформления отчетов при выполнении системой измерений количества и показателей качества сырой нефти на месторождениях заявителя. При выполнении измерений используются сертифицированные, прошедшие государственную поверку средства измерения, соответствующие условиям эксплуатации и иным установленным требованиям. Массу брутто сырой нефти измеряют при помощи перечисленных измерительных средств и устройств прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595-2004 с помощью массовых расходомеров, установленных в рабочих измерительных линиях. Массу нефти нетто вычисляет ИВК "Октопус-Л", используя данные, полученные с массовых расходомеров и поточных влагомеров, и автоматически выводит на печать двухчасовые и сменные отчеты. Режим работы описываемой системы измерений количества и показателей качества нефти является постоянным.
Установив при исследовании документов обстоятельства, касающиеся учета добываемой на скважинах и подготовленной (разгазированной и обезвоженной) на технологических объектах Холмогорского и Муравленковского месторождений нефти в единицах массы нетто, эксперты сделали вывод об обеспечении в 2007 г. раздельного учета посредством измерительных средств и устройств добываемой нефти на указанных месторождениях.
Применяемый в 2007 г. порядок учета количества добытой нефти заявителем в 2008 г. не изменялся (т. 2 л.д. 31).
В силу п. 2 ст. 337 НК РФ нефть, обезвоженная обессоленная, стабилизированная является видом добытого полезного ископаемого, п. 2 ст. 339 НК РФ установлен единственный критерий прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого - определение этого количества посредством применения измерительных средств и устройств. Факт определения заявителем количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной в единицах массы нетто посредством применения измерительных средств и устройств подтверждается заключениями экспертиз и материалами дела.
П. 2 ст. 339 НК РФ предусмотрено утверждение метода определения количества добытого полезного ископаемого в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и его применение налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Учетной политикой заявителя из года в год, в том числе и в 2008 г., предусматривалось применение прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого (при помощи измерительных средств и устройств) (т. 2 л.д. 80). Изменений технологии добычи нефти в проекты разработки Муравленковского и Холмогорского месторождений не вносилось.
Инспекцией в ходе проверки не установлено, что количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, определялось расчетно, по данным о содержании добытой нефти в извлеченном из недр минеральном сырье.
В соответствии с положениями ч. 1 ст. 65, ч. 5 ст. 200 АПК РФ обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), наличия у органа или лица надлежащих полномочий на принятие оспариваемого акта, решения, совершение оспариваемых действий (бездействия), а также обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), возлагается на орган или лицо, которые приняли акт, решение или совершили действия (бездействие). Однако доказательств того, что количество добытого на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений полезного ископаемого - нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, в отношении которого в январе - декабре 2008 г. заявителем применен Кв в размере менее 1, определено расчетно, по данным о содержании нефти в извлеченном из недр минеральном сырье, инспекцией не представлено.
Поэтому при наличии в законе только двух методов определения количества добытого полезного ископаемого, фактическом определении налогоплательщиком количества добытой на указанных участках недр посредством измерительных приборов и недоказанности инспекцией применения налогоплательщиком при определении количества добытой нефти косвенного метода, используемый налогоплательщиком метод определения количества добытой нефти в силу закона является прямым.
В ходе выполнения измерений при помощи измерительных средств и устройств, входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти сырой, физическая величина - масса нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, добытой на данных конкретных участках недр и измеренная на узлах оперативного учета, определяется непосредственно приборами учета и фиксируется как на дисплее измерительно-вычислительного комплекса, так и на бумажном носителе.
Довод инспекции о том, что масса нефти нетто, определенная на узлах коммерческого учета НДС, меньше массы нефти нетто, определенной на узлах оперативного учета ДНС, не опровергает использование прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
При выполнении технологических операций на ЦПС часть добытой нефти безвозвратно теряется, образуя технологические потери. Эта часть добытой нефти в соответствии с п. 3 ст. 339 НК РФ учитывается при определении налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых и в пределах установленного норматива потерь облагается по ставке 0 руб. согласно пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ. При этом доказательств того, что масса нефти нетто определенная на узлах коммерческого учета ЦПС, меньше массы нефти нетто, определенной на узлах оперативного учета ДНС, на величину, превышающую технологические потери нефти, инспекцией не представлено.
Кроме того, из сопоставления налоговых деклараций и сменных отчетов узлов оперативного учета нефти (т. 3 л.д. 144 - 147, т. 4 л.д. 1 - 116, т. 20 л.д. 20 - 56, т. 25 л.д. 56 - 92, т. 30 л.д. 90 - 125) следует, что заявитель облагал по общеустановленной ставке налога все количество нефти, масса которой определена на узлах оперативного учета ДНС. Поэтому предположение инспекции о том, что в состав массы нетто нефти, измеренной на узлах оперативного учета на ДНС, входят не подлежащие включению в налоговую базу вещества, в том числе попутный газ, не свидетельствует ни о занижении налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых, ни о неправильном применении коэффициента выработанности участков недр в размере менее 1.
Таким образом, вывод инспекции о неприменении налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождения полезного ископаемого, в отношении которого в январе - декабре 2008 г. применен Кв в размере менее 1, опровергается материалам дела.
Утверждение инспекции о том, что согласно выводам экспертов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина при помощи измерительных приборов измеряется нефть только на ЦПС, и что отсутствует применение прямого метода учета количества добытой нефти на участках недр Холмогорского и Муравленковского месторождений, опровергается содержанием заключения экспертизы, подготовленной данным университетом (т. 35 л.д. 121 - 133).
Довод инспекции о том, что на технологических объектах подготовки нефти (разгазирования и обезвоживания) на указанных участках недр, осуществляется измерение количества нефти, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002, не свидетельствует об отсутствии применения налогоплательщиком прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр.
ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", как следует из его содержания (п. 1), распространяется на оценку качества нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта, в связи с этим действующие положения ГОСТа направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности нефти к транспортировке. Согласно п. 4.4 этого ГОСТа по степени подготовки нефть подразделяется на группы, предусматривающие наличие в ней определенной доли воды, солей, механических примесей, в то время как видом добытого полезного ископаемого в силу п. 2 ст. 337 НК РФ признается нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная, то есть не содержащая в себе воды, солей и механических примесей.
Таким образом, утверждение инспекции о том, что на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений осуществлялось измерение количества нефти, не соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, не имеет значения при решении вопроса о правомерности применения налогоплательщиком Кв в размере менее 1 в отношении количества нефти, добытой на данных участках недр.
В связи с этим не могут быть признаны относящимися к вопросу о при меняемом налогоплательщиком методе определения количества добытого полезного ископаемого выводы, содержащиеся в заключении экспертизы от 25.07.2012, подготовленном Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕХЭКО". Как следует из этого заключения, в ходе экспертизы были даны ответы на вопросы о том, на каком этапе процесса добычи, подготовки и транспортировки нефти впервые происходят измерения количества нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002; (на ДНС, ЦПС или ином технологическом объекте), а также о том, на каком этапе процесса добычи, подготовки и транспортировки полезное ископаемое - нефть впервые соответствует ГОСТ Р 51858-2002.
При ознакомлении с постановлением должностного лица налогового органа о назначении экспертизы от 10.07.2012 (т. 2 л.д. 128) заявитель руководствуясь пп. 3 п. 7 ст. 95 НК РФ, предлагал дополнительные вопросы для получения по ним заключения эксперта, однако письмом инспекции от 20.07.2012 N 52-21-11/13366 налогоплательщику отказано в постановке указанных вопросов перед экспертам (т. 36 л.д. 80 - 82).
Между тем, заявитель, полагая, что поставленные им вопросы имеют существенное значение для установления применяемого им метода определения количества добытого полезного ископаемого на конкретных участка недр, в связи с отказом инспекции поставить их перед экспертами обратило за их разъяснением в Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрию (ФГУП ВНИИР).
Согласно приложению N 1 к Административному регламенту исполнения Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной функции по организации экспертизы проектов национальных стандартов и их утверждению, утвержденному приказом Минпромторг России от 27.05.2009 N 445, ФГУП ВНИИР включено в число подведомственных научных организаций Федерального агентства по техническом) регулированию и метрологии (т. 36 л.д. 93 - 98).
На официальном сайте ФГУП ВНИИР vniir.org указано, что этот институт является головной организацией в области метрологического обеспечения измерений расхода и количества жидкостей и газов. Росстандартом на ФГУП ВНИИР возложены функции Центра государственных эталонов в области измерений: массового расхода жидкости, объемного расхода жидкости, объемного и массового расхода газа. Как Центр государственных первичных эталонов ВНИИР осуществляет хранение, применение и совершенствование государственных эталонов, проводит фундаментальные и прикладные исследования в области расходометрии жидкости и газа, создания эталонов нового поколения; передачи единиц величин через калибровку и поверку средств измерений, а также проведения точных измерений.
Как следует из подготовленного этим Институтом заключения (т. 36 л.д. 83 - 92), в ходе исследования сделаны выводы о том, что применяемые в 2008 г. на участках недр Холмогорского месторождения (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) и Муравленковского месторождения (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) измерительные средства и устройства позволяли измерять количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, и с их помощью обществом фактически замерялось количество этого вида добытого полезного ископаемого в единицах массы.
Количество добытой на участках недр Холмогорского месторождения (лицензия ХМН 01478 НЭ, ХМН 2310 НЭ) и Муравленковского месторождения (лицензия СЛХ 00712 НЭ, СЛХ 2119 НЭ) нефти обезвоженной обессоленной, стабилизированной в 2008 г. определялось согласно регламента и утвержденных в установленном порядке методик выполнения измерений на основании показаний измерительных средств и устройств, позволявших определить количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной.
При определении количества обезвоженной, обессоленной, стабилизированной нефти применялись измерительные средства и устройства, позволяющие непосредственно определить искомую физическую величину - массу нефти нетто, а не расчеты о содержании количества добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной.
Таким образом, полученные в ходе проведенного ФГУП ВНИИР исследования ответы свидетельствуют о применении заявителем в 2008 г. на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений прямого метода определения количества добытой нефти.
Довод инспекции о том, что при подготовке указанного заключения было выявлено содержание норм законодательства о налогах и сборах и дано их толкование, что не входит в компетенцию названного Института, опровергается содержанием экспертного заключения, в котором отсутствуют ссылки на правовые нормы, а также их толкование, но описывается порядок учета количества добытой обществом нефти на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, приводятся технические характеристики применяемых измерительных средств и устройств, методики выполнения измерений массы нефти. При этом в данном заключении опровергается утверждение инспекции о том, что с помощью используемых налогоплательщиком измерительных средств и устройств технически невозможно определить количество добытой на указанных участках недр нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, то есть не содержащей в себе воды, солей и механических примесей.
Представленный инспекцией в материалы дела "Анализ экспертного заключения (заключения) ФГУП ВНИИР" (т. 39 л.д. 30 - 34), выполненный Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕХЭКО", не свидетельствует о недостоверности выводов ФГУП ВНИИР. Из содержания заключения названного Института усматривается, что на узлах оперативного учета ДНС каждого из названных участков недр по показаниям измерительно-вычислительного комплекса "Октопус-Л", преобразующего в физические величины входные электрические сигналы с массовых расходомеров и поточных влагомеров, определяется масса нефти нетто. ИВК ежедневно формирует сменные отчеты, на основании которых составляется сводный отчет о добыче нефти за месяц на каждом конкретном месторождении. Нефть, обезвоженная обессоленная, стабилизированная признается видом добытого полезного ископаемого, а ее количество в единицах массы нетто формирует налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых. Следовательно, посредством применяемых заявителем измерительных средств и устройств на конкретном участке недр непосредственно определяется налоговая база. Ответ на вопрос в "Анализе экспертного заключения (заключения) ФГУП ВНИИР" о том, что в нефтедобыче под нефтью обезвоженной, обессоленной, стабилизированной понимается нефть, прошедшая промысловую подготовку до требований ГОСТ Р 51858-2002, не соответствует положениям п. 2 ст. 337 НК РФ, а также правоприменительной практике арбитражных судов, сформированной при применении данной нормы (т. 36 л.д. 1 - 9, 18 - 79). Поскольку все изложенные в Анализе доводы основаны на этом ошибочном утверждении, они не могут быть приняты во внимание.
В заключении ФГУП ВНИИР указано, что для измерения массы нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной заявителем применялся прямой метод динамических измерений массы в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004. Это означает, что заявитель измерял массу нефти в трубопроводе с помощью массомера, влагомера и других приборов и результат измерения массы нефти получал непосредственно. Применение данного метода измерения массы нефти нетто на ДНС не свидетельствует о неправомерности применения ГОСТ Р 8.595-2004, поэтому ответ авторов Анализа на вопрос 3 не может быть принят во внимание.
Ссылка авторов Анализа на то, что измерения массы нефти на ЦПС являются более точными, чем на ДНС, не подтверждена ни технологическими документами заявителя, ни техническими характеристиками используемых измерительных средств и устройств, ни сведениями о сопоставлении результатов измерений массы нефти на данных технологических участках. Ссылка в рассматриваемом документе на то, что масса нефти на ЦПС уменьшается в ходе дегазации до товарного стандарта, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной на ДНС указанных месторождений.
Ссылка инспекции на то, что в государственном балансе запасов полезных ископаемых количество нефти учитывается в единицах массы нетто, подтверждает правомерность использования заявителем Кв в размерах, указанных в налоговых декларациях. Как следует из положений пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, объектом обложения по налогу на добычу полезных ископаемых признается нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная как один из видов углеводородного сырья. Количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется в единицах массы нетто. Массой нетто является количество нефти за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами. Количество добытой нефти в единицах массы нетто указывается в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых, государственной статистической отчетности, и в этих же единицах количество добытой нефти определяется заявителем при помощи измерительных средств и устройств на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений. Количество добытой нефти, определенное таким образом, списывается с государственного баланса запасов полезных ископаемых, формирует показатель накопленной добычи, который используется при определении степени выработанности запасов конкретных участков недр и исчислении Кв. Таким образом, в государственном балансе запасов полезных ископаемых отражаются результаты измерений количества нефти в единицах массы нетто, полученные посредством измерительных средств и устройств на конкретных участках недр.
Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 8.595-2004 устанавливает общие требования к методикам выполнения измерений массы нефти товарной и нефтепродуктов и использует следующие определения. Масса нетто товарной нефти: разность массы брутто товарной нефти и массы балласта; масса балласта: общая масса воды, солей и механических примесей в товарной нефти; масса брутто товарной нефти: масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858-2002 (п. п. 3.13 - 3.15, 4.7). Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 или с помощью поточного влагомера, массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370 или с помощью поточного анализатора, массовую долю хлористых солей определяют по ГОСТ 21534 или с помощью поточного солемера (п. п. 5.7.5.1 - 5.7.5.3).
Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 8.615-2005 "Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" содержит аналогичные ГОСТ Р 8.595-2004 термины и требования к методикам измерения массы добытой нефти. Масса нетто нефти: разность массы брутто нефти и массы балласта; масса балласта состоит из содержащихся в нефти воды, хлористых солей и механических примесей (п. п. 3.1, 3.5, 3.6 ГОСТ Р 8.615-2005); определение содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370 или поточными и лабораторными анализаторами (п. 8.8).
Таким образом, указанные стандарты как в случае определения массы нетто нефти товарной, так и в случае определения массы нетто нефти сырой определяют эту массу как массу нефти брутто за вычетом массы балласта, последнюю оба стандарта предписывают определять по одним и тем же методикам. Разница между указанными стандартами только в том, что в товарной нефти должно быть балласта не более указанного в ГОСТ Р 51858-2002, воды не более 1%, а при измерении количества нефти сырой в соответствии со стандартом ГОСТ Р 8.615-2005 балласт может превышать эти параметры. Тем не менее, оба стандарта содержат одинаковые требования к определению массы нефти нетто и к методикам определения содержания воды, хлористых солей и механических примесей в добытой нефти.
Несмотря на отсутствие отдельного установленного стандарта для нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, в том значении, в котором нефть определена в качестве вида добытого полезного ископаемого в п. 2 ст. 337 НК РФ, наличие указанных стандартов измерения массы извлекаемой из недр нефти (ГОСТ Р 8.615-2005) и массы нефти товарной (ГОСТ Р 8.595-2004) позволяет заявителю определять количество добытой нефти для целей исчисления налога на добычу полезных ископаемых в единицах массы нетто, определяемой непосредственно ИВК "Октопус-Л" по приборам системы измерения количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС). На этом основании не может быть признан обоснованным довод инспекции о том, что массу нефти нетто можно определять только по данным измерения массы брутто товарной нефти.
Довод инспекции о том, что периодичность измерения показателей качества нефти в национальных стандартах определения массы нефти нетто сырой и товарной отличается, не соответствует содержанию указанных стандартов. Методы отбора проб для определения качества нефти в ГОСТ Р 8.595 и в ГОСТ Р 8.615 установлены в соответствии с ГОСТ 2517-85. Требования к настройке автоматического пробоотборника в ГОСТ Р 8.615 - отбор точечные пробы через равные объемы перекачанной нефти (раздел 8.7.3). В разделе 3 указанного регламента предусмотрен отбор точечных проб - не реже одного раза в два часа, отбор объединенной пробы - один раз в сутки; определение показателей качества сырой нефти - плотность сырой нефти определяют по показателям ИВК, при отказе ИВК - по массовому расходомеру (MP); объемную долю воды измеряют поточным влагомером (УДВН-1пм, Phase Dynamics), при неисправном поточном влагомере - в лаборатории по ГОСТ 2477. Контроль качества измерения плотности нефти и объемной доли воды, определяемые по ИВК и MP, контролируются в химической лаборатории по ГОСТ 51069 или ГОСТ 3900, ГОСТ 2477. Периодичность контроля - 1 раз в сутки. Концентрацию хлористых солей и массовую долю механических примесей определяют в химической лаборатории 1 раз в 30 дней по накопительной пробе, сформированной из суточных проб, которые формируются из точечных проб.
Таким образом, на узлах оперативного учета нефти на ДНС определяется количество нефти нетто и показатели ее качества в соответствии с ГОСТ Р 8.595 и ГОСТ Р 8.615. Определение качества нефти по каждой партии при отгрузке в систему магистральных нефтепроводов по ГОСТ Р 8.51858 предусматривает отбор проб так же, как в указанных стандартах - по ГОСТ 2517-85, а периодичность приемосдаточных испытаний - по каждой партии (а не раз в сутки или раз в месяц), что не влияет на квалификацию метода определения количества нефти нетто. Различий в определении массы нефти нетто в зависимости от периодичности измерений каких-либо параметров качества нефти инспекцией не установлено.
В заключении экспертизы от 25.07.2012, подготовленном на основании постановления должностного лица налогового органа Центром независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда "ТЕ-ХЭКО" (т. 2 л.д. 139 - 143, т. 3 л.д. 1 - 9), также указано, что ДНС Муравленковского месторождения имеют оборудование аналогичное оборудованию ЦПС Муравленковского месторождения, оборудование дожимных насосных станций Холмогорского месторождения также аналогично оборудованию ЦПС Холмогорского месторождения. Кроме того, в этом заключении отмечено, что СИКНС предписано вести аналитический контроль технологического процесса на промысле и определять содержание в нефти воды, солей и механических примесей (т. 3, л.д. 5 - 6).
Таким образом, материалами дела подтверждено, что определение массы добытой на месторождениях нефти нетто как на узлах коммерческого учета отгруженной нефти, так и на узлах оперативного учета добытой нефти производится в непрерывном режиме с помощью аналогичного оборудования, по одинаковым методикам, с одинаковой погрешностью и выводом полученных результатов в автоматическом режиме для регистрации с помощью ИВК "Октопус-Л". При этом количество содержащего в нефти балласта не имеет значения для квалификации метода определения количества добытой нефти в качестве прямого или косвенного.
Количество нефти нетто, добытой на Муравленковском и Холмогорском месторождениях по данным систем учета на ДНС этих месторождений, отражено в налоговых декларациях по налогу на добычу полезных ископаемых. При формировании налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых за соответствующие налоговые периоды к количеству добытой нефти нетто, определенному посредством применения измерительных средств и устройств на месторождениях, добавлялось количество технологических потерь нефти, указанное в актах на списание потерь нефти (т. 35 л.д. 134 - 146). К количеству этих потерь нефти в пределах нормативов, утверждены приказом Минпромэнерго России от 28.01.2008 N 32 (т. 35 л.д. 147 - 148), в налоговых декларациях применена налоговая ставка 0 руб.
Используемый заявителем метод определения количества добытой нефти не может являться косвенным при определении количества добытой нефти нетто на узле оперативного учета месторождения и прямым при определении количества нефти нетто на узле коммерческого учета ЦПС, поскольку и в том, и в другом случае системы учета нефти содержат аналогичные приборы и устройства и используют аналогичные методики согласно ГОСТ Р 8.595-2004. При этом не может быть признан обоснованным довод инспекции об отсутствии у заявителя технической возможности для определения количества нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, добытой на Муравленковском и Холмогорском месторождениях, поскольку он противоречит материалам дела.
Ссылка инспекции на то, что согласно п. 3.7.4 регламента "Учет нефти через систему измерений количества и параметров нефти сырой" растворенные газы и легкие углеводороды не исключаются налогоплательщиком из количества нефти нетто, не соответствует содержанию этого регламента. В силу указанного пункта регламента масса нефти нетто определяется измерительным устройством - измерительно-вычислительным комплексом "Октопус-Л". При этом в регламенте не содержится положений о том, что в массу нефти нетто включается масса не являющихся составными частями нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной растворенного газа и легких углеводородов.
Утверждение инспекции о том, что давление насыщенных паров нефти Муравленковского месторождения превышает предельно допустимый уровень 66,7 кПа (500 мм рт. ст.) предусмотренный ГОСТ Р 51858-2002, является ошибочным, поскольку указанное инспекцией давление (0,5 - 2,5 атм. на ДНС-1, 1,0 - 1,2 атм. на ДНС-2, 0,9 - 1,1 атм. на ДНС-4, 0,5 - 2,5 атм. на ДНС-5, 0,8 - 1,2 атм. на ДНС-6) создается насосами, предназначенными для совершения технологических операций по перекачке нефти, и не является давлением насыщенных паров добытой нефти. Параметры работы насосов, в том числе рабочее давление, контролируются с целью соблюдения требований промышленной безопасности при работе технологического оборудования и не относятся к показателям качества нефти.
Ссылка инспекции на то, что заявителем не представлены паспорта качества нефти, количество которой измерено на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр, поскольку оформление паспорта качества нефти предусмотрено только при сдаче нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть" (п. 5.4 рекомендаций по метрологии Р 50.2.040-2004). Ни одним нормативным актом или договором на недропользователя не возложена обязанность по составлению паспортов качества нефти при совершении технологических операций и движении нефти по технологическому оборудованию внутри организации.
Довод инспекции о том, что масса нефти нетто, добытой на Холмогорском месторождении, измеряется только на узле коммерческого учета ЦПС, поскольку только на этом технологическом этапе нефть соответствует ГОСТ Р 51858-2002, противоречит указанным техническим заключениям, согласно которым масса нефти нетто измеряется на узлах оперативного учета ДНС посредством измерительных средств и устройств, аналогичных измерительным средствам и устройствам узла коммерческого учета ЦПС. Приведенный инспекцией расчет, указывающий на несовпадение данных о количестве добытой нефти, содержащихся в налоговой декларации, и данных о количестве добытой нефти, содержащихся в сменных отчетах на ДНС 1, 3, 4 Холмогорского месторождения, содержит неполные данные. Этот расчет включает в себя только данные о количестве добытой нефти на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ - с июня 2008 г.) и не включает количество нефти, добытой на той части Холмогорского месторождения, которая находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа, и отраженное в налоговых декларациях по лицензионному участку СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ - с июня 2008 г.). Согласно представленным в материала дела отчетам о работе нефтяных скважин данного лицензионного участка по этому лицензионному участку Холмогорского месторождения девятью скважинами добыто нефти в январе 2008 г. - 1548,00 тонн, в феврале - 1 260 тонн, в марте - 2 100 тонн, в апреле - 1 477,00 тонн, в мае - 1 713 тонн, в июне - 1 512 тонн, в июле - 1 514 тонн, в августе - 1 325 тонн, в сентябре - 1374 тонн, в октябре - 1246 тонн, в ноябре - 1 078 тонн, декабре - 1 252 тонн. Это количество нефти отражено в налоговых декларациях по лицензионному участку СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ).
При определении количества нефти, добытой на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ), количество нефти, добытой на Холмогорском месторождении, определенное при помощи измерительных средств и устройств на узле оперативного учета ДНС, уменьшалось на количество нефти, добытой на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ), определенное при помощи измерительных средств и устройств (АГЗУ) типа "Спутник АМ40-8-400", принцип действия которых основан на сепарационном методе измерения массы сырой нефти по отдельной скважине, оборудованным счетчиком газа, и лабораторных данных по обводненности добытой нефти. Посредством АГЗУ учитывают количество добытой нефти на всех девяти действующих скважинах лицензионного участка СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ). Полученные данные включались в государственную отчетность по формам N 6-гр и 1-ЛС, а также в государственный баланс запасов полезных ископаемых (т. 16 л.д. 15 - 49).
То обстоятельство, что нефть Холмогорского месторождения, добытая на двух лицензионных участках, готовится в промысловых условиях на одной ДНС, не свидетельствует об отсутствии прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, поскольку учет количества добытой на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ) нефти осуществляется с помощью замерных сепарационных устройств на каждой скважине, и количество нефти, определенное таким образом, включается в налоговые декларации по налогу на добычу полезных ископаемых. Следовательно, количество нефти, добытой на Холмогорском месторождении, как на лицензионном участке ХМН 01478 НЭ (ХМН 02310 НЭ), так и на лицензионном участке СЛХ 00719 НЭ (СЛХ 02125 НЭ) определено заявителем прямым методом.
Довод инспекции о том, что в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 допустимая погрешность измерительных средств на скважине может достигать 30%, а погрешность СИКНС - 15%, в то время как для измерения товарной нефти предусмотрена погрешность не более 0,35%), не опровергает правильности использования заявителем Кв в размере менее 1, поскольку на СИКНС заявителя учет добытой нефти осуществляется с меньшими погрешностями. Как следует из п. 3.2 регламента "Учет нефти через систему измерений количества и показателей качества нефти сырой" (т. 19 л.д. 138 - 147), на узлах оперативного учета пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти массомером составляют 0,25%, пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значениях массы нефти ИВК "Октопус-Л" - 0,025%).
Ссылка инспекции на то, что для обеспечения соотносимости результатов измерений количества нефти на скважине, участке, пункте приема-сдачи товарной нефти производится корректировка данных измерительных установок на скважинах и СИКНС, не имеет отношения к деятельности заявителя, поскольку количество добытой нефти на конкретных участках недр определялось посредством измерительных средств и устройств на узлах оперативного учета ДНС, доказательств осуществления каких-либо корректировок инспекцией не представлено. Утверждение инспекции о том, что измерение количества товарной нефти на узлах коммерческого учета более точное, чем измерение нефти на узлах оперативного учета, применительно к деятельности заявителя материалами дела не подтверждено.
Утверждение инспекции о том, что нефть Холмогорского месторождения поступает на ЦПС этого месторождения с содержанием попутного газа 59 м/тонна, что свидетельствует о возможном наличии в массе нефти растворенного газа в количестве около 6%, не опровергает использование прямого метода учета количества добытой на Холмогорском месторождении нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной. В ГОСТ Р 52340-2005 "Нефть. Определение давления паров методом расширения" дано следующее определение стабилизированной нефти - это сырая нефть, пробы которой не закипают при нормальном атмосферном давлении и комнатной температуре (п. 3.1). Из содержания технологического регламента ЦПС Холмогорского месторождения (раздел 2 "Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции") следует, что в таблицах этого раздела приведены свойства пластовой нефти месторождений, нефть которых поступает на этот ЦПС, то есть свойства нефти в пластовых условиях, не прошедшей какой-либо подготовки (т. 18 л.д. 128 - 136). Технологическими регламентами ДНС Холмогорского месторождения (разделы 3, 4 "Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта") предусмотрено, что на данных технологических объектах осуществляется ступенчатая сепарация нефти, то есть отделение от нефти попутного нефтяного газа с давлением сепараторов второй ступени 0,002 до 0,005 МПа (табл. 4.1) при температуре до 40 град. С, то есть отбор газа производится при давлениях ниже атмосферного и температурах, выше комнатной, выделившийся газ направляется на Холмогорскую компрессорную станцию или утилизируется (т. 18 л.д. 68, 88, 106). Таким образом, через узел оперативного учета ДНС на ЦПС Холмогорского месторождения откачивается стабилизированная нефть. Согласно технологическим регламентам ДНС Муравленковского месторождения на этих технологических объектах также осуществляется процесс ступенчатой сепарации нефти при атмосферном давлении и температуре до 45 град. С (табл. 4.1), сбор и утилизация газа. Таким образом, через узел оперативного учета ДНС на НДС Муравленковского месторождения откачивается стабилизированная нефть. Доказательств превышения предусмотренного ГОСТ Р 51858-2002 показателя давления насыщенных паров нефти, поступающей на ЦПС, инспекцией не представлено.
Довод инспекции о том, что заявителем не представлено сменных отчетов о количестве добытой нефти на Муравленковском месторождении, не опровергает того обстоятельства, что количество добытой на этом участке недр нефти было определено в единицах массы нетто при помощи систем измерительных средств и устройств. Выполнение измерений количества добытой нефти при помощи системы измерительных средств и устройств, позволяющих непосредственно определить количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, подтверждено материалами дел в том числе, регламентом учета нефти через систему измерений количества параметров нефти сырой, инвентарными карточками ИВК "Октопус-Л", экспертными заключениями, отчетами о количестве добытой на этом месторождении нефти. Наличие на данном участке недр системы измерительных средств и устройств установлено инспекцией в ходе проверки (т. 2 л.д. 32 - 33). При этом доказательств того, что погрешность измерения количества добытой нефти на ДНС Муравленковского месторождения не позволяет определить количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной инспекцией не представлено.
Довод апелляционной жалобы о том, что применительно к нефти минеральным сырьем признается сырая нефть, а измерение количества сыре нефти свидетельствует о применении косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого, не обоснован и прямо противоречит п. 2 ст. 339 НК РФ, согласно которому прямым методом определения количества добытого полезного ископаемого признается такой метод, при котором количество добытого полезного ископаемого определяется посредством применения измерительных средств и устройств. Кроме того, из статьи положений п. 2 ст. 337 НК РФ следует, что нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная является углеводородным сырьем. В соответствии с п. 2 ст. 339 НК РФ косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого предполагает, что его количество определяется расчетно, по данным о его содержании в минеральном сырье. Этот метод используется при определении количества добытого золота, других драгоценных и редких металлов в концентратах и других полупродуктах, являющихся попутными в многокомпонентной комплексной руде, поскольку до настоящего времени не существует технологии непосредственного определения в добытой руде этих полезных компонентов. Что касается сырой нефти, то из определений, приведенных в ГОСТ Р 8.615-2005 (п. п. 3.1, 3.5, 3.6, 3.10 и 3.11) следует, что сырая нефть - это природная смесь углеводородов, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси. То есть сырая нефть - это нефть брутто, содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и механические примеси являются балластом, а масса нефти нетто - это разность массы нефти брутто и массы балласта. Следовательно, использование системы измерений массы нефти брутто посредством измерительных средств и устройств, свидетельствует о применении прямого метода определения количества добытой нефти. Достаточно измерить приборами количество добытой нефти брутто и вычесть массу содержащегося в нефти балласта. При этом содержание воды, солей и механических примесей можно определять поточными влагомерами, солемерами или по данным лабораторных анализов проб нефти. Таким же способом измеряется количество отгруженной нефти-нетто в систему магистральных нефтепроводов: приборами измеряется количество отгруженной нефти брутто, из которой вычитается масса балласта, определенная поточными приборами и по накопительным пробам в лаборатории (часть проб хранятся как арбитражные). Таким образом, вывод инспекции об использовании заявителем косвенного метода определения количества добытой нефти сырой не обоснован.
Из изложенного следует, что при наличии соответствующих измерительных устройств, позволяющих определять количество нефти нетто, величину технологических потерь и собственного оборудования по доведению добытой нефти до ГОСТ Р 51858-2002, метод является прямым, а именно эти обстоятельства установлены инспекцией в ходе проверки: у заявителя имеется СИКНС, оборудованная измерительными средствами и вычислительными устройства, технические характеристики которых позволяют определять количество добытой нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной в непрерывном режиме непосредственно на промысле. Это оборудование и устройства аналогичны оборудованию, установленному на узлах коммерческого учета (СИКН), где измеряется количество отгруженной товарной нефти брутто и вычисляется количество нефти нетто по данным поточных измерителей и лабораторных анализов проб. Проверкой также установлено, что вся нефть, добытая на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, была подготовлена до требований ГОСТ Р 51858-2002 на собственном оборудовании заявителя.
Ссылка инспекции на правоприменительную практику арбитражных судов Волго-Вятского и Уральского арбитражных округов не может быть принята во внимание, поскольку материалами настоящего дела, в том числе заключениями экспертизы, подтверждено, что заявитель на конкретных участках недр имел оборудование (измерительные средства и устройства), при помощи которого непосредственно определялось количество добытого полезного ископаемого - нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной в единицах массы нетто. Расчеты количества добытой нефти по данным о ее содержании в извлеченном из недр минеральном сырье при формировании налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых заявителем не использовались.
Следовательно, количество нефти обессоленной, обезвоженной, стабилизированной, добытой на Холмогорском и Муравленковском месторождениях, было определено в единицах массы нетто при помощи измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, как это предусмотрено п. 2 ст. 339 НК РФ.
Поэтому заявителем правомерно использован Кв в размере 0,8594 при добыче нефти на Холмогорском месторождении и в размере 0,6933 - на Муравленковском месторождении при исчислении налога на добычу полезных ископаемых, и факты неполной уплаты этого налога за январь - декабрь 2008 г. места не имели.
Ссылка инспекции на то, что при добыче нефти на Холмогорском месторождении следовало применять Кв не в размере 0,8410, заявленном налогоплательщиком в налоговых декларациях, а в размере 0,9447, определенном инспекцией в соответствии с абз. 9 п. 4 ст. 342 НК РФ, безосновательна. Согласно этому абзацу для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно п. 1 ст. 337 НК РФ на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.
Между тем, как установлено инспекцией, на ЦПС Холмогорского месторождения поступала нефть не только Холмогорского (Кв = 0,8410) и Пограничного (Кв = 0,9447) месторождений, но также и с месторождений Западно-Ноябрьского, Карамовского, Средне-Итурского и Спорышевского с выработанностью запасов менее 0,8. Поэтому вывод инспекции о наличии оснований для применения в отношении нефти, добытой на Холмогорском месторождении, Кв в размере 0,9447 при том, что на этом технологическом объекте осуществляется сбор нефти с месторождений, степень выработанности запасов которых менее 0,8, не соответствует обстоятельствам, установленным в ходе проверки.
Приведенная инспекцией ссылка на письмо Минфина России от 26.05.2009 N 03-06-06-01/11 также опровергает этот вывод инспекции. В этом письме указано, что в случае если на один технологический объект поступает нефть, количество которой определяется прямым методом, с участков недр разной степени выработанности, в том числе менее 0,8, равной и (или) более 0,8, то ставка НДПИ с понижающим коэффициентом Кв применяется только в отношении объемов нефти, поступающей с участков недр, степень выработанности которых более 0,8, определяемых на основании данных раздельного учета поступающей на единый технологический объект нефти с каждого конкретного участка недр.
Заявителем осуществляется раздельный учет количества добытой нефти на участках недр Муравленковского и Холмогорского месторождений, что подтверждено заключением экспертизы и иными материалами дела, и количество добытой на указанных участках недр нефти определяется налогоплательщиком посредством измерительных средств и устройств, и это также подтверждено заключением экспертизы и иными перечисленными доказательствами.
По общему правилу, предусмотренному п. 5 ст. 338 НК РФ, в отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке.
Абз. 9 п. 4 ст. 342 НК РФ предусмотрена специальная норма, которая предоставляла налогоплательщикам, не обеспечивающим выполнение требований п. 5 ст. 338 НК РФ, право определять налоговую базу в упрощенном порядке - для суммарного количества нефти, поступающей на единый технологический объект, отменяя для таких налогоплательщиков обязанность определять налоговую базу для каждого участка недр, при добыче нефти на котором применяется Кв в размере менее 1. Реализация этого права влекла применение Кв в максимальном значении к суммарному количеству нефти, добытой на конкретных участках недр.
Обществом в 2008 г. выполнены требования об определении налоговой базы на конкретных участках недр применительно к каждой налоговой ставке, рассчитанной с учетом Кв в размере менее 1, поэтому налогоплательщиком о применении максимального Кв для суммарного количества нефти, поступающей на единый технологический объект, не заявлено, в связи с чем и у инспекции не имелось оснований для применения этой специальной нормы.
Следовательно, оснований для возложения на заявителя обязанности по уплате недоимки по налогу на добычу полезных ископаемых за январь - декабрь 2008 г. в сумме 1 168 945 135 руб. и пени в сумме 97 560 454 руб., а также обязанности по внесению необходимых исправлений в документы бухгалтерского и налогового учета, у инспекции не имелось.
При таких обстоятельствах состав вменяемого налогоплательщику налогового правонарушения отсутствует, и заявитель не подлежал привлечению к налоговой ответственности в связи с отсутствием в его действиях состава налогового правонарушения, а не в связи с истечением срока давности привлечения к ответственности.
Суд первой инстанции полно и правильно установил фактические обстоятельства по делу и дал им надлежащую правовую оценку. Решение суда законно и обоснованно. Оснований для его отмены нет.
Руководствуясь ст. ст. 110, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 26.03.2013 по делу N А40-148628/12 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление вступает в законную силу со дня принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий судья
М.С.САФРОНОВА
Судьи
Н.В.ДЕГТЯРЕВА
Н.О.ОКУЛОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)