Судебные решения, арбитраж
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ); Таможенное декларирование и оформление; Таможенное дело; Другие таможенные сборы
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
Резолютивная часть решения объявлена 15 июня 2012 года.
Решение в полном объеме изготовлено 19 июля 2012 года.
Арбитражный суд в составе:
судьи Карповой Г.А.
при ведении протокола секретарем судебного заседания Автаевым А.Е.
рассмотрев в открытом судебном заседании дело
по заявлению Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (дата регистрации - 17.05.1999; 628600, Ханты-Мансийский Автономный округ - Югра АО, г. Нижневартовск, ул. Ленина, 17, П; ОГРН 1028600944250; ИНН 8603089941) (далее - общество, заявитель)
к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (дата регистрации - 23.12.2004; 129223, г. Москва, пр-т Мира, ВВЦ, стр. 194; ОГРН 1047702057765; ИНН 7710305514) (далее - инспекция, налоговый орган)
о признании недействительным решения от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 777 045 руб., налога на добычу полезных ископаемых в размере 87 716 348 руб., соответствующих этим суммам налогов сумм пени и штрафов
при участии:
от заявителя: Суругина Д.Н., дов. от 14.12.2011 N 01-Д/206,
от ответчика: Водовозова А.А., дов. от 30.09.2011 N 139, Зверева Е.А., дов. от 26.09.2011 N 138, Мелякина М.Ю., дов. от 15.11.2011 N 156,
установил:
Общество обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 777 045 руб., налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в размере 87 716 348 руб., единого социального налога в размере 20 657,70 руб., соответствующих этим суммам налогов сумм пени и штрафов.
В ходе рассмотрения дела в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации заявитель отказался от заявления в части признания решения недействительным по эпизоду с доначислением единого социального налога, подлежащего уплате в Фонд социального страхования, в размере 20 657,70 руб., пени по нему в размере 310,24 руб., штрафа в размере 4 131,54 руб.
Судом принят частичный отказ заявителя от заявления на основании ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации как не противоречащий закону и не нарушающий права других лиц.
Производство по делу в этой части подлежит прекращению в соответствии с п. 4 ч. 1 ст. 150 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
В обоснование своих требований общество указало, что решение инспекции не соответствует фактическим обстоятельствам, Налоговому кодексу Российской Федерации (далее - Кодекс) и нарушает его права как налогоплательщика на уплату налогов в установленных размерах.
Инспекция требования не признала, указав, что в ходе выездной налоговой проверки выявлены допущенные обществом нарушения налогового законодательства, поэтому решение является законным и обоснованным.
Выслушав объяснения представителей сторон, исследовав письменные доказательства, суд установил, что заявление подлежит удовлетворению.
Инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества за период с 01.01.2008 по 31.12.2009, по результатам составлен акт N 52-21-18/177а от 15.04.2011 и принято решение от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения по п. 1 ст. 122 Кодекса в виде штрафа в размере 13 554 810,23 руб., начислены пени в размере 11 309 269,09 руб., предложено уплатить недоимку по налогам в размере 88 564 824,70 руб.
В порядке ст. 139 Кодекса общество обжаловало решение инспекции в вышестоящий налоговый орган. Решением ФНС России от 13.10.2011 N СА-4-9/16952@ решение инспекции изменено путем отмены в части выводов о привлечении к ответственности по п. 1 ст. 122 Кодекса за неуплату налога на прибыль за 2008 год по уточненной налоговой декларации в виде штрафа в размере 97 199,83 руб., в остальной части решение инспекции оставлено без изменения, апелляционная жалоба - без удовлетворения.
В пункте 1.2 решения инспекция пришла к выводу о нарушении обществом п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 264 Кодекса при отнесении на прочие расходы по налогу на прибыль сумм таможенных сборов, уплаченных по полным грузовым таможенным декларациям за период с 01.01.2008 по 24.03.2009 в размере 4 211 464,24 руб., в том числе за 2008 год - 2 761 509,16 руб., за 2009 - 1 449 955 руб., что повлекло неуплату налога на прибыль в размере 777 045 руб., в том числе за 2008 г. - 552 302 руб., за 2009 г. - 224 743 руб.
Обосновывая решение, инспекция сослалась на следующее.
В 2008 - 2009 гг. общество реализовывало нефтепродукты на экспорт, при этом оформлялись сначала временные, а в дальнейшем - постоянные грузовые таможенные декларации.
Из налоговых регистров по учету таможенных расходов следует, что общество дважды отразило суммы таможенных расходов за таможенное оформление, уплаченные как с временных, так и с постоянных грузовых таможенных деклараций.
Согласно статье 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и внереализационные расходы.
Таможенный сбор за таможенное оформление является индивидуальным возмездным платежом, взимаемым за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, в том числе при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации согласно пункту 1 статьи 138 Таможенного Кодекса Российской Федерации.
В соответствии с правовой позицией Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в постановлении от 08.07.2008 N 4574/08, установленная п. 7 Постановления Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" (далее - Постановление от 28.12.2004 N 863), обязанность по повторной уплате таможенного сбора не может быть распространена на случаи подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.
В соответствии со статьей 60, подпунктом 21 пункта 1 статьи 11, статьями 123, 138 Таможенного Кодекса Российской Федерации периодическое временное декларирование, как упрощенный порядок таможенного оформления вывозимых за рубеж российских товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления начинается в момент представления в таможенный орган временной таможенной декларации, а завершается представлением в таможенный орган полной и надлежащим образом заполненной таможенной декларации.
В соответствии с Определением Конституционного Суда РФ от 07.11.2008 N 631-О-О представление декларантом в таможенный орган как временной, так и полной таможенной декларации производится в рамках единого комплекса отношений - процедуры периодического таможенного декларирования. Таким образом, уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации.
Условия принятия расхода для целей налогообложения прибыли должны соответствовать не только общим критериям расхода, обозначенным в п. 1 ст. 252 Кодекса, но и специальным критериям, установленным в отдельных нормах главы 25 Кодекса (если указанные расходы отдельно определены). Для таможенных сборов существуют специальные критерии, определенные п. 1 ст. 264 Кодекса.
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Кодекса к прочим расходам могут относиться расходы на уплату, в том числе, таможенных сборов, начисленных в установленном законодательством Российской Федерации порядке.
Учитывая, что Конституционным Судом Российской Федерации (Определение N 631-О-О от 07.11.2008) выявлен смысл правовых норм Таможенного кодекса РФ (пп. 1 п. 1 ст. 357.7 и п. 1 ст. 357.10), регулирующих основания и порядок уплаты таможенных сборов, как не позволяющих уплачивать суммы таможенных сборов дважды (при подаче временной и полной таможенной декларации), вне зависимости от взаимоотношений общества и таможенного органа, невозможно признать порядок подобного рода двойного расхода, установленным законодательством порядком. Исходя из того, что положения пп. 1 п. 1 ст. 264 Кодекса являются специальными нормами, устанавливающими условия для отнесения данного расхода на уменьшение налогооблагаемой базы по налогу на прибыль, по отношению к общим положениям ст. 252 Кодекса, основания для отнесения уплаченных таможенным органам сумм таможенных сборов за подачу полной таможенной декларации в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, отсутствует.
Все расходы, учитываемые для определения налоговой базы по налогу на прибыль, должны отвечать принципу законности, т.е. расходы организации, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль, по своей сути не должны противоречить российскому законодательству. Любой расход общества (даже если он экономически обоснован, документально подтвержден и направлен на получение дохода, т.е. соответствует положениям ст. 252 Кодекса) не уменьшает налоговую базу по налогу на прибыль, если он произведен в нарушение законодательства Российской Федерации.
Инспекция считает, что незаконное по существу требование об уплате денежных сумм таможенному органу фактически легализуется путем подтверждения возможности его существования в правовом механизме взимания публично-правовых платежей.
Суд считает, что решение инспекции в этой части подлежит признанию недействительным.
Между обществом (комитент) и ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 24.04.2006 N ТВХ-0315/06/ННП16/3012/06 (т. 4, л.д. 67 - 76), предметом которого является обязательство комиссионера по поручению комитента за вознаграждение совершать от своего имени и за счет комитента сделки реализации товарной нефти на экспорт.
Пунктом 2.3 договора установлена обязанность комиссионера по обеспечению декларирования и таможенного оформления вывоза нефти с таможенной территории Российской Федерации.
В соответствии с п. 2.4 комиссионер обязуется ежемесячно не позднее 15 числа месяца, следующего за отчетным, предоставить комитенту отчеты по каждой партии реализованной нефти с указанием контракта с покупателем, условий поставки, веса брутто и нетто нефти, стоимости нефти, поступившей валютной выручки и всех расходов с приложением в сроки, установленные "Регламентом взаимодействия по договорам комиссии", подтверждающих документов, а именно коносаментов, приемо-сдаточных актов, таможенных деклараций, счетов.
Во исполнение договора комиссии ОАО "ТНК-ВР Холдинг" осуществляло экспорт нефти и нефтепродуктов в соответствии с договорами поставки.
В 2008 - 2009 гг. вывоз товаров с таможенной территории Российской Федерации общество осуществляло по процедуре периодического временного декларирования путем подачи временных таможенных деклараций с уплатой сборов за таможенное оформление товаров (т. 4, л.д. 136 - 150, т. 5, т. 6, л.д. 1 - 16).
После вывоза товаров декларантом представлялись полные грузовые таможенные декларации, уплачивались сборы за таможенное оформление.
На фактически произведенные расходы, связанные с оплатой таможенных процедур, в том числе таможенных сборов, ОАО "ТНК-ВР Холдинг" представляло обществу отчеты комиссионера, на основании которых производился расчет и уплата таможенных сборов (т. 4, л.д. 77 - 135).
В соответствии с отчетами комиссионера были понесены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
На основе налогового регистра N 1 "Журнал регистрации хозяйственных операций" к регистру N 4 "Косвенные расходы" за 2008 - 2009 гг. (показатель R3-0 "Материальные расходы"), проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-ВР Холдинг" комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов, в сумме 4 211 464,24 руб. (в том числе за 2008 год - 2 761 509,16 руб. и за 2009 год - 1 449 955 руб.), которые учтены обществом в составе прочих расходов, а также по строке 030 листа 02 налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 и 2009 годы.
Согласно регистрам налогового учета текущих периодов с 01.01.2008 по 24.03.2009 общество отнесло на затраты расходы по таможенным сборам по следующим операциям:
- - за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации;
- - за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации, при подаче таможенному органу полной таможенной декларации.
Периоды принятия сумм таможенных сборов в расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль за период с января 2008 года по апрель 2009 года, отражены в приложении N 1 ПРИБ решения инспекции.
Согласно п. 1 ст. 11 Кодекса институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в Кодекса, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено Кодекса.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 ТК РФ таможенный сбор - платеж, уплата которого является одним из условий совершения таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением, хранением, сопровождением товаров.
Статья 357.1 ТК РФ установлено, что к таможенным сборам относятся:
- 1) таможенные сборы за таможенное оформление;
- 2) таможенные сборы за таможенное сопровождение;
- 3) таможенные сборы за хранение.
Согласно п. 1 ст. 60 ТК РФ таможенное оформление товаров начинается при вывозе товаров - в момент представления таможенной декларации, а в случаях, предусмотренных ТК РФ, - устного заявления либо совершения иных действий, свидетельствующих о намерении лица осуществить таможенное оформление.
Таможенное оформление завершается совершением таможенных операций, необходимых в соответствии с ТК РФ для применения к товарам таможенных процедур, для помещения товаров под таможенный режим или для завершения действия этого режима, если такой таможенный режим действует в течение определенного срока, а также для исчисления и взимания таможенных платежей (п. 2 ст. 60 ТК РФ).
В силу статьи 124 ТК РФ декларирование товаров производится путем заявления таможенному органу в таможенной декларации или иным способом, предусмотренным Таможенным кодексом Российской Федерации, в письменной, устной, электронной или конклюдентной форме сведений о товарах, об их таможенном режиме и других сведений, необходимых для таможенных целей.
При этом пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ установлено, что выпуск товаров осуществляется при условии соблюдения необходимых требований и условий для помещения товаров под избранный таможенный режим.
Согласно ст. 357.7 ТК РФ, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров.
Статья 357.6 ТК РФ определяет, что таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены до подачи таможенной декларации или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 138 ТК РФ при вывозе из Российской Федерации товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления, допускается их периодическое временное декларирование путем подачи временной таможенной декларации.
После убытия товаров с таможенной территории Российской Федерации декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все вывезенные товары.
Согласно п. 2 ст. 132 ТК РФ неотъемлемым условием принятия таможенной декларации таможенным органом является совершение в отношении декларируемых товаров действий, которые в соответствии с ТК РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 357.10 ТК РФ ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством Российской Федерации.
В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление были установлены Постановлением Правительства России от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров". (т. 4, л.д. 17 - 18)
В соответствии с п. 7 названного Постановления (в редакции Постановления от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 - даты вступления в силу Постановления Правительства от 10.03.2009 N 220, т. 4, л.д. 19 - 20) в случае повторной подачи таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима (за исключением подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются в размере 500 рублей.
Верховный Суд Российской Федерации в решении от 24.05.2006 N ГКПИ06-495 и определении кассационной коллегии от 03.08.2006 N КАС06-267 (т. 4, л.д. 21 - 24) отметил, что указанным пунктом предусматривается лишь необходимость оплаты таможенного сбора в размере 500 рублей за таможенное оформление при подаче повторной таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима, при этом подача полной таможенной декларации по своей правовой природе не может быть приравнена к подаче повторной таможенной декларации, в связи с чем, отсутствуют основания для вывода о том, что оспариваемым пунктом регулируются условия и размер оплаты таможенного сбора при подаче полной таможенной декларации. Т.е. пункт 7 Постановления не применим к подаче полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.
Постановлением Правительства России от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства от 28.12.2004 N 863 был добавлен пункт 7.1 (вступил в силу 25.03.2009), в соответствии с которым при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются по ставкам, установленным пунктом 1 настоящего Постановления, при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации.
Таким образом, указанные нормы, регулирующие уплату таможенных сборов, не содержит разграничений и в равной мере применяются ко всем видам таможенных деклараций, независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
ФТС России в письме от 06.04.2009 N 01-11/14751 разъяснило, что Постановление Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 не изменяет положений ТК РФ, устанавливающих необходимость уплаты таможенных сборов при подаче таможенных деклараций. Данное Постановление предусматривает обязанность уплаты таможенных сборов за таможенное оформление при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации при применении периодического временного декларирования (т. 4, л.д. 31).
Следовательно, уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление товаров, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, общество руководствовалось нормами действующего законодательства (пп. 31 п. 1 ст. 11, ст. 357.1, п. 1, п. 2 ст. 60, 124, пп. 3 п. 1 ст. 149, ст. 357.7, ст. 357.6, ст. 138, п. 2 ст. 132, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", а также разъяснениями уполномоченного государственного органа).
Неуплата таможенных сборов вместе с полной грузовой таможенной декларации повлекла бы нарушение императивных норм ТК РФ и, как следствие, ее непринятие таможенным органом (ст. 357.6, 357.7, п. 2 ст. 132, 138 ТК РФ).
Об этом же свидетельствуют Правила приема грузовых таможенных деклараций, утв. Приказом ГТК России от 29.11.2002 N 1284 (п. 7, пп. "б" п. 8), письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 N 01-06/4153 "О направлении обзора правоприменительной практики" (п. 19), Центральной энергетической таможни от 26.02.2009 N 01-21/1024, региональных таможен (письмо Саратовской таможни от 12.12.2008 N 11-01-18/18824).
Понесенные обществом расходы по уплате таможенных сборов при оформлении экспортных грузов по полной таможенной декларации являются экономически обоснованными и документально подтвержденными.
Основным видом деятельности общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки.
Таможенные сборы уплачивались обществом (по его поручению комиссионером ОАО "ТНК-ВР Холдинг") в целях таможенного оформления поставки товаров (нефти и нефтепродуктов) на экспорт, то есть для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Без уплаты таких сборов таможенное оформление поставки на экспорт таможенным органом не было бы произведено, т.к. непринятие таможенных деклараций влечет отказ в выпуске товара на экспорт. Это повлекло бы нарушение обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью заявителя, он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 Кодекса.
Признавая решение инспекции в этой части недействительным, суд учитывает сложившуюся судебную практику, признающую правомерность учета затрат на уплату таможенных сборов по полной ГТД при временном периодическом декларировании экспортных товаров:
- - постановление ФАС Московского округа от 10.08.2011 по делу N А40-123062/10-116-509 (определением ВАС РФ от 31.10.2011 N 14152/11 отказано в передаче дела в Президиум ВАС РФ);
- - постановление ФАС Московского округа от 17.10.2011 по делу N А40-141786/10-115-608;
- - постановление ФАС Московского округа от 28.09.2011 по делу N А40-61104/10-116-271;
- - постановление ФАС Московского округа от 09.08.2011 г. по делу N КА-А40/8328-11 (т. 4, л.д. 36 - 49).
В пунктах 2.1 и 2.2 решения инспекция пришла к выводу, что обществом нарушены п. п. 1, 2 ст. 337 Кодекса, п. 1 ст. 339 Кодекса и занижено количество добытого полезного ископаемого в 2008 - 2009 гг. на 29 551 тн, в том числе в 2008 г. на - 19 537 тн, в 2009 г. - на 10 014 тн в результате неправомерного уменьшения количества полезного ископаемого (нефть), подлежащего налогообложению налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по ставке нефти, на дебаланс, что повлекло неуплату налога на добычу полезных ископаемых за 2008 - 2009 гг. в размере 87 716 348 руб., в т.ч. за 2008 г. - 65 155 113 руб., за 2009 г. - 22 561 235 руб.
Обосновывая решение в этой части, налоговый орган сослался на следующее.
Из системного анализа ст. ст. 336, 337, п. 7 ст. 339 Кодекса следует, что окончание процесса добычи нефти налоговое законодательство связывает с достижением нефтью показателей, которые первые по своему качеству соответствуют ГОСТ Р 51858-2002, при этом должен быть выполнен весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Инспекция считает, что технологический процесс по подготовке товарной нефти считается завершенным, а нефть соответствует общим техническим условиям нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, первой по своему качеству по ГОСТ Р 51858-2002 (товарная нефть) уже на узлах учета нефти (далее - УУН) N 504 и N 505), в связи с чем дебаланс - разница между счетчиками системы измерения количества нефти (далее - СИКН) N 544 и N 504, 505 подлежит включению в налоговую базу по НДПИ.
Заявитель считает, что сдача нефти соответствующей ГОСТу в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном центральном товарном парке (далее - БЦТП) ОАО "ТНК-Нижневартовск", что подтверждается существующим договором между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2008 год от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08.
Поскольку от УУН N 504, 505 до ЛПДС "Самотлор" протяженность трубопроводов более 100 км, продолжительность прохождения нефти по трубопроводам может достигать сутки. За это время качественные характеристики нефти изменяются, и для того, чтобы сдать нефть, соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858-2002, нефть проходит дополнительную подготовку на БЦТП. Таким образом, по мнению заявителя, технологический процесс добычи нефти заканчивается на БЦТП.
С учетом обстоятельств, установленных арбитражными судами по ранее рассмотренным делам с участием тех же лиц за предыдущие налоговые периоды, а также с участием того же налогового органа и иных налогоплательщиков, ведущих аналогичную деятельность, а также с учетом позиции ФНС России суд считает, что решение в этой части подлежит признанию недействительным.
Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Qтранс, вместо которого, по мнению инспекции, обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 504, 505.
Пунктом 1 статьи 336 Кодекса определено, что объектом налогообложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В пункте 1 статьи 337 Кодекса определено, что в целях главы 26 Кодекса указанные в пункте 1 статьи 336 Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту 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 пунктом 7 статьи 339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Для целей налогового законодательства под добычей полезного ископаемого следует понимать комплекс технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения по извлечению из недр минерального сырья, в котором содержится полезное ископаемое, и доведению его до первого качества, соответствующего ГОСТу, стандарту отрасли и т.д.
Указанное понятие добычи полезного ископаемого согласуется с понятием, приведенным в Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 153-39-018-97, утвержденной Минтопэнерго Российской Федерации 16.06.1997.
Согласно пункту 2.2 Инструкции добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующим требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
Постановлением Госстандарта Российской Федерации от 08.01.2002 N 2-ст утвержден и введен в действие с 01.07.2002 ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", распространяющийся на нефть для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта.
Полезным ископаемым, добываемым обществом, является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная и газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный газ).
Пунктом 1 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетным - по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. 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.
Учетной политикой общества закреплен прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого для целей налогообложения, т.е. посредством применения измерительных средств и устройств, с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
При исчислении налоговой базы в отношении нефти общество руководствовалось Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР", утвержденной исполнительным вице-президентом ОАО "ТНК-ВР" 15.10.2004 (далее - Инструкция).
Валовая добыча нефти отражалась в ежемесячных балансах нефти за 2008 год, утвержденных главным инженером общества.
В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" разработка месторождений полезных ископаемых и пользование недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляются в соответствии с утвержденными техническими проектами.
Требования к содержанию и структуре проектных документов содержатся в Регламенте составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, утвержденном Минтопэнерго России 23.09.1996.
Пунктом 1.12 РД 153-39-007-96 определено, что проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.
Согласно пункту 8.1 РД 153-39-007-96 исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.
Пунктом 8.4 РД 153-39-007-96 разъяснено, что проекты разработки по сравнению с технологической схемой характеризуются большей глубиной проработки отдельных вопросов. Они составляются обычно после разбуривания большей части основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора и анализа разработки.
Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей (объектов), повышения эффективности их разработки, достижения более высокого коэффициента извлечения нефти (пункт 8.5 РД 153-39-007-96).
Согласно пункту 9 РД 153-39-007-96 для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты в соответствии с методическими указаниями с периодичностью, устанавливаемой недропользователями, акционерными обществами, нефтедобывающими предприятиями, проводят авторский надзор.
В авторском надзоре контролируются, в частности степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений, и др.
Инспекцией проанализировано содержание проектов разработки месторождений, дополнений к проектам разработки нефтяных месторождений - Пермяковский, Хохряковский, Кошильский, Колик-Еганский, Ершовый, Сороминский и установлено следующее.
1) Проект разработки Кошильского месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктами 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" и 6.3.2.2 "Подготовка нефти и газа" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин", предусмотрено:
- "После сепарации частично обезвоженная нефть поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Хохряковского месторождения. Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП" (пункт 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти");
- "Окончательная подготовка нефти предусматривается на ЦПС Хохряковского месторождения" (Пункт 6.3.2.2 "Подготовка нефти и газа").
2) Проект разработки Пермяковского месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктом 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин" предусмотрено:
"Обустройство Пермяковского месторождения выполнено согласно проектной документации института ВолгоградНИПИнефть. Сбор добываемой продукции ведется по системе нефтегазопроводов.
Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на ДНС-1 Пермяковского месторождения. На дожимной насосной станции осуществляется обезвоживание нефтяной эмульсии до остаточного содержания воды не более 10% и подготовка воды для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
После сепарации частично обезвоженная нефть поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Хохряковского месторождения. Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП".
3) Дополнение к технологической схеме разработки Колик - Еганского нефтяного месторождения (Тюмень, 2007) (согласовано с ООО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктом 10.2 "Анализ, требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин, существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" предусмотрено:
"В настоящее время продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок под давлением 1,0 - 1,4 МПа продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на силовую установку струйных насосов и под давлением 2,5 МПа откачивается на Хохряковский ЦПС по трубопроводам диаметром 219 мм общей протяженностью 30,0 км.
Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП."
4) Проект разработки Хохряковского месторождения, (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр" и ОАО "Нефтяная Компания Паритет").
Пунктом 6.3.1 "Анализ состояния системы сбора и подготовки продукции скважин Хохряковского месторождения" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин" предусмотрено:
"Сырье на ЦПС Хохряковский поступает двумя потоками: первый поток - продукция скважин Хохряковского, Колик-Еганского месторождений и Малосикторского ЛУ, второй поток - частично разгазированная и обезвоженная нефть с ДНС-1 Пермяковского, ДНС-4 Кошильского месторождений и подготовленная нефть Аригольского месторождения.
Получаемая в процессе подготовки на ЦПС товарная смесь в соответствии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" обозначается 1.0.1.1, т.е. является малосернистой, особо легкой, сероводород отсутствует. Окончательное разгазирование смеси нефтей производится в сепараторах концевой ступени сепарации КСУ-1 (2Ч100 м3).
Разгазированная нефть поступает в технологический резервуар (РВС-10000) для окончательного обезвоживания и затем в товарный резервуар, откуда насосами внешней откачки через оперативный узел учета нефти, откачивается на Белозерный ЦТП. На Белозерном ЦТП нефть проходит дополнительную подготовку в смеси с другими малосернистыми нефтями и сдается в магистральный нефтепровод через коммерческий узел учета нефти (КСИКН) N 544".
5) Проект разработки Ершового месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр" и ОАО "Нефтяная Компания Паритет").
Пунктом 8.2 "Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин, существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" предусмотрено:
"Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на ДНС-1, 3 Ершового месторождения. На дожимных насосных станциях после сепарации скважинная продукция поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Ершового месторождения. Центральный Пункт Сбора введен в эксплуатацию в декабре 1995 года, генпроектировщик НижневартовскНИПИнефть.
Основной задачей ЦПС Ершового месторождения является: подготовка нефти Ершового и Сороминского месторождений до товарных кондиций и перекачка обезвоженной нефти в район Самотлорского месторождения".
Таким образом, именно в проектных документах (технологическая схема, проект разработки) определяется техника и технология добычи нефти, описываются процессы по извлечению минерального сырья и доведения его по качеству до требований стандартов.
Из содержания вышеперечисленных технологических проектов разработки месторождений, дополнений, а также авторских надзоров к ним, инспекцией сделан вывод о том, что по месторождениям общества комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь) завершается на ЦПС Ершового и ЦПС Хохряковского месторождений, на которые поступает продукция со всех месторождений общества.
Из технологических регламентов центральных пунктов сбора нефти и газа Ершового и Хохряковского месторождений следует, что ЦПС оборудованы СИКН, на которых происходит учет добытого полезного ископаемого - нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002.
Представленные обществом паспорта качества нефти, сформированные на пунктах приема-сдачи нефти СИКН N 504 и СИКН N 505, содержат качественные характеристики нефти, прошедшей подготовку на ЦПС "Хохряковский" и ЦПС "Ершовый", и соответствуют качественным показателям ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия".
Поэтому инспекция считает, что окончанием полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого (нефти) является этап доведения нефти до требований ГОСТ Р 51858 на Хохряковском и Ершовом центральных пунктах сбора.
Договором от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08, заключенным обществом с ОАО "ТНК - Нижневартовск", предусмотрено, что ОАО "ТНК-Нижневартовск" (исполнитель) в 2008 году оказывает обществу (заказчик) услуги по транспортировке, сдаче нефти через СИКН N 544 в систему ОАО АК "Транснефть" (пункт 2.1 договора).
Заказчик транспортирует нефть, подготовленную в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, с массовой долей воды не более 0,5%, с СИКН N 504 Хохряковского ЦПС в смеси с нефтью Малосикторского месторождения ООО "ТНК-ВР Технологии" по нефтепроводу ДУ-720 мм до ЦПС Тюменского месторождения, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимает и транспортирует нефть от ЦПС Тюменского месторождения до БЦТП. Одновременно общество сдает нефть на СИКН N 505 ЦПС Ершовое, далее транспортирует нефть по нефтепроводу ДУ - 273 мм до точки врезки в напорный нефтепровод ДУ - 720 мм, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимает и транспортирует нефть общества от точки врезки по нефтепроводу ДУ - 720 до БЦТП. ОАО "ТНК-Нижневартовск" производит сдачу подготовленной нефти общества через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО АК "Транснефть".
При этом, в соответствии с пунктом 3.1.5 договора заказчик (общество) обязан прекращать откачку нефти при поступлении на СИКН заказчика, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002 или с массовой долей воды более 0,5%.
Выполнение ОАО "ТНК-Нижневартовск" на БЦТП каких-либо операций по доведению нефти ОАО "ННП" до требований ГОСТ Р 51858-2002 договором не предусмотрено.
Между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" составляются ежесуточные акты приема-сдачи нефти. Данные акты составляются по данным СИКН N 504, 505.
Акты составлены по форме, утвержденной Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР".
Поэтому инспекция считает, что общество передавало, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимало и транспортировало до БЦТП нефть, соответствующую по качеству ГОСТ Р 51858-2002 с массовой долей воды 0,5%, и сдавало в систему ОАО "АК "Транснефть".
В соответствии с пунктом 5.1.6 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004, согласованной с Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, коммерческий учет сырой нефти должен осуществляться с помощью узлов учета сырой нефти (КУУСН) в соответствии с МИ 2693-2001, а товарной нефти - системами измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) в соответствии с Руководящим документом (РД) 153-39.4-042-99.
Согласно пункту 3.22 указанной Инструкции товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.
СИКН - совокупность средств измерений (преобразователи расхода, плотности, влагосодержания, солесодержания, вязкости, температуры, давления, устройств обработки, хранения, индексации и регистрации результатов измерений), технологического и вспомогательного оборудования (трубопроводов, фильтров, циркуляционного насоса, автоматического пробоотборника и др.), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в системы управления, уровнемеров для измерений уровней нефти в резервуарах, используемых в качестве резервной схемы учета нефти.
В соответствии с Инструкциями по СИКН N 504, 505 акты приема-сдачи нефти, паспорт качества являются отчетной документацией, формируемой ПО "АРМ-оператора".
Материалами налоговой проверки установлено, что величина сдачи нефти "нетто" в АК "Транснефть" определяется как сумма величин сдачи нефти "нетто" по СИКН N 504, 505 и дебаланса за вычетом величины технологических потерь нефти на БЦТП. Величина дебаланса указана в ежесуточных актах приема-сдачи нефти СИКН N 504, 505.
Из материалов проверки следует, что в актах приема-сдачи нефти по СИКН N 504, 505 за 2008 год отражены общие сведения по количеству нефти, сданной по СИКН N 504, 505, а также сведения по количеству дебаланса, на который ежемесячно уменьшается количество нефти, сданной в трубопроводную систему.
Участком возникновения дебаланса является участок трубопроводной системы от СИКН N 504, 505 ОАО "ННП" до СИКН N 544 ОАО "ТНК - Нижневартовск".
В соответствии с положениями подпункта 1 пункта 1 статьи 342 Кодекса при исчислении НДПИ добытые полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых при их добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождении, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, облагаются НДПИ по налоговой ставке 0 рублей.
Положения названной статьи не связывают право (обязанность) налогоплательщика по обложению ставкой 0 рублей потерь нефти только до достижения ею требований ГОСТа, а указывают на необходимость следования нормативу потерь, утвержденному в порядке, определенном Правительством Российской Федерации.
Согласно подпункту 12.1 пункта 12 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, принятым в соответствии со статьей 342 Кодекса.
В пункте 5 Правил указано, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России.
Приказами Минэнерго России утверждены нормативы технологических потерь нефти для ОАО "ННП" при добыче в 2009 году, при этом определение нормативов технологических потерь осуществлено без учета технологических потерь нефти общества на БЦТП.
Согласно материалам по обоснованию нормативов технологических потерь нефти и газа на 2008 - 2009 год по месторождениям ОАО "ННП" сумма технологических потерь определена в пределах утвержденных норм Минэнерго России за отчетный период.
Поэтому инспекция считает, что в соответствии с технологической схемой разработки месторождения процесс добычи нефти заканчивается на Хохряковском и Ершовом ЦПС месторождения, а общество в нарушение статей 336, 337, 339, 342 Кодекса неправомерно определяло количество нефти при исчислении НДПИ на Белозерском ЦТП.
Суд отклоняет приведенные налоговым органом доводы по следующим основаниям.
При доначислении НДПИ инспекцией не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений общества, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.
Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.
Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать, в частности: операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта; иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
В 2008 - 2009 гг. на основе действующих лицензий на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01130 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01141 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01140 НЭ, ХМН 01136 НЭ (т. 8, л.д. 78 - 150, т. 9, т. 10, л.д. 1 - 26) общество разрабатывало и эксплуатировало Сороминское, Тарховское, Пермяковское, Хохряковское, Туль-Еганское, Ершовое, Колик-Еганское, Кошильское, Западно-Сороминское месторождения. В указанных лицензиях добыча нефти определена как процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТ 9965-76 (в последующем заменен на ГОСТ Р 51858-2002), поступлений подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.
На ЦПС Хохряковского месторождения проходит подготовку нефть с кустов скважин Хохряковского и Колик-Еганского месторождений. Смешанный газоводонефтяной поток поступает в нефтегазосепаратор (НГС) первой ступени сепарации, затем в печь ПТБ-10, где нагревается до температуры 40 C. Нагретая нефть обезвоживается в отстойнике горизонтальном (ОГ), из которого вода сбрасывается в очистной резервуар, далее сепарируется в сепараторе горячей ступени (СГС-1). Дополнительную и окончательную сепарацию нефть проходит в сепараторе горячей ступени (СГС-2) и концевой сепарационной установке (КСУ-1). После нефть подается в резервуар технологического и динамического отстоя. Для окончательной подготовки до товарной кондиции и сдачи нефть насосом через узел учета (УУН N 504) откачивается на БЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск).
Продукция с кустов скважин Кошильского и Пермяковского месторождения проходит первичное разгазирование в нефтегазосепараторе (НГС-1) первой ступени сепарации ДНС Пермяковского месторождения. Затем жидкость поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ), где нагревается, частично разгазируется и обезвоживается, после чего откачивается насосом через узел учета нефти для окончательной подготовки на ЦПС Хохряковского месторождения.
Продукция с кустов скважин Сороминского месторождения смешивается с нефтью Северо-Тарховского месторождения, Северо-Сороминского месторождения и проходит первичное разгазирование в нефтегазосепараторе первой ступени сепарации и буферной емкости на ДНС Сороминского месторождения, далее для окончательной подготовки нефть насосом через узел учета откачивается на ЦПС Ершового месторождения.
На ЦПС Ершового месторождения нефть с Туль-Еганского месторождения смешивается с нефтью ДНС Сороминского месторождения и поступает в сепаратор первой ступени сепарации (НГС), далее нагревается в печи ПТБ-10, нагретая нефть поступает в предварительный отстойник (ОГ-П) и через КСУ поступает в РВС технологического и динамического отстоя. Для сдачи товарная нефть через узел учета насосом откачивается на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск".
В соответствии с п. 2 Технологического регламента БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 12, л.д. 10 - 108) БЦТП обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск". На БЦТП осуществляется прием подготовленной нефти Северной группы месторождений, ее доподготовка и сдача через СИКН-544 в резервуары ОПДС "Самотлор"
Основные задачи БЦТП:
- - качественная доподготовка и строгий учет откачиваемой товарной нефти;
- - качественная подготовка подтоварной воды, учета и откачки ее в систему ППД Северного НГДП ОАО "ТНК-Нижневартовск";
- - подготовка, учет и сдача попутного нефтяного газа на БГПК;
- - использование попутного нефтяного газа на технологических установках подготовки нефти (п. 2 регламента).
В состав производства БЦТП входят концевые термохимическая установка (ТХУ), в т.ч. концевые сепарационные установки N 1, 3 резервуарный парк, система измерения количества и качества нефти (СИКН N 544, 578, 579), установка по улавливанию легких фракций, очистные сооружения.
В транспортную схему сбора и сдачи нефти группы Северных месторождений входят ОАО "Варьеганнефтегаз" (Бахиловская и Северо-Варьеганская группа месторождений), ОАО "Негуснефть", ОАО "Белые ночи", ОАО "Варьеганнефть", ООО "Валюнинское", ООО "Ново-Аганское", ОАО "НАК "Аки-Отыр", ООО СП "Ваньеганнефть", ООО СП "Черноморское", ОАО "Корпорация Югранефть", ЗАО "Синко-ННП", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО "ННПО", ОАО "ТНК-Нижневартовск" (Тюменское и Лор-Еганское месторождения).
На БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск" нефть общества:
- - смешивалась с нефтью Северной группы месторождений;
- - поступала на термохимическую установку, очищалась от воды деэмульгаторами (Согласно п. 3.2 Технологического регламента БЦТП, с месторождений, как правило, поступает эмульсия "вода в нефти". Эмульсия - это мелкие до сотых и тысячных долей миллиметра капельки воды, находящиеся в основной фазе (нефти) во взвешенном состоянии. Слиянию капелек воды и расслоению эмульсии препятствуют вещества называемые эмульгаторами. К ним относятся асфальто-смолистые вещества, парафины, входящие в состав нефти. Для разрушения эмульсий на БЦТП применяется подача в нефть искусственных веществ, так называемых деэмульгаторов. Деэмульгаторы - это поверхностно активные вещества, которые разрушают оболочку вокруг капелек воды, способствуют их слиянию в крупные капли и отстою);
- - нагревалась в печи ПТБ-10 (предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке);
- - поступала на концевую сепарационную установку N 3 (КСУ-3, сепараторы N 5, 6, 7, 8) для сепарации (окончательного отделения попутного газа от нефти).
После окончательного разгазирования нефть поступала в технологические резервуары N 9, 10 V - 20 000 м3 для отстоя, далее в резервуары динамического отстоя N 11,12 V - 20 000 м3 и насосом через коммерческий узел учета нефти СИКН N 544 откачивалась в резервуары линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) "Самотлор" Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (НВ УМН) ОАО "Сибнефтепровод" АК "Транснефть".
Газ с горячей ступени сепарации КСУ сжигался на факеле. Отделившаяся вода из динамического резервуара сбрасывалась в очистной резервуар.
Такой порядок обусловлен тем, что сдача нефти в систему АК "Транснефть" фактически невозможна без дополнительной подготовки. Технология транспортировки нефти (протяженность трубопроводов более 100 км, прохождение более 1 суток) от объектов подготовки общества (ЦПС Хохряковского и Ершового месторождения, СИКН N 504, 505) до коммерческого узла учета сдачи нефти в систему АК "Транснефть" (БЦТП, СИКН N 544) не может обеспечить показатели по воде и вязкости (показатели нефти меняются, возможны выбросы воды).
Проведение доподготовки нефти подтверждается сопоставлением физико-химических свойств нефти на входе в БЦТП и на выходе БЦТП. При этом, как следует из текста Регламента, различаются понятия товарной нефти и сырья (водогазонефтяной эмульсии) с Северных месторождений, к которым относится спорная нефть общества.
Вышеприведенные технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения общества, предусмотрены технологическими проектными документами на разработку Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений - Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 18.05.2006 N ПС-03-31/3146 (т. 14, л.д. 29 - 39), Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения 2006 г., согласованный решением Роснедр от 16.03.2007 N ПС-03-31/2071 (т. 14, л.д. 40 - 55), Технологическая схема разработки Северо-Тарховского нефтяного месторождения 2007 г., согласованная решением Роснедр от 28.12.2007 N ПС-03-31/10901 (т. 14, л.д. 56 - 66), Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 30.11.2005 N ПС-03-34/6921 (т. 14, л.д. 67 - 93), Дополнение к технологической схеме Колик-Еганского месторождения 2007 г., согласованное решением Роснедр от 05.03.2008 N ПС-03-31/1597 (т. 14, л.д. 94 - 105), Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 25.05.2007 N ПС-03-31/4149 (т. 14, л.д. 7 - 13), Дополнение к Проекту разработки Ершового месторождения 2008 г., согласованное решением Роснедр от 10.04.2009 N ПС-03-31/2712 (т. 14, л.д. 14 - 28), Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г., согласованная решением Роснедр от 06.05.2005 N ПС-03-34/2447 (т. 14, л.д. 106 - 118), Проект разработки Кошильского месторождения 2006 г., согласованный решением Роснедр от 04.05.2007 N ПС-03-31/3529 (л.д. 119 - 132), Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск", 2006 г. (п. 2, п. 4.1, пп. 3 п. 4.2.1, пп. 1 пункта 4.2.2, п. 4.2.4, п. 4.3.1, 4.3.2, п. 4.4.1, п. 8.3).
С учетом вышеизложенного, правильным является определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной "нетто" по завершению технологического цикла по добычи нефти на Белозерском ЦТП, а не на ЦПС "Хохряковский" и ЦПС "Ершовое", как считает налоговый орган.
Судебными актами арбитражных судов по ранее рассмотренным делам установлено, что количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной рассчитывается по данным нефти "нетто" при входе в ОАО "АК "Транснефть", в связи с чем технологические потери нефти также должны учитываться до достижения нефтью показателя "нетто" на СИКН N 544, а не нефти на СИКН N 504, 505 (определение ВАС РФ от 17.08.2009 N 9991/09 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 13.04.2009 по делу N Ф04-1948/2009(4045-А75-49), определение ВАС РФ от 23.04.2009 N 4547/09 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Московского округа от 26.12.2008 по делу N КА-А40/12372-08, определение ВАС РФ от 17.12.2008 N 16402/08 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Московского округа от 27.08.2008 по делу N А40-60121/07-141-341, постановление ФАС Московского округа от 06.05.2010 г. по делу N КА-А40/4004-10)
Подготовленная на БЦТП нефть не является продуктом переработки нефти, не является нефтепродуктом, БЦТП не является объектом нефтеперерабатывающей промышленности, что исключает возможность применения абз. 2 п. 1 ст. 337 Кодекса.
Ссылка инспекции на отсутствие в проектных документах общества описания процедуры дополнительной подготовки нефти, проводимой на БЦТП и используемого при этом оборудования, не может быть положена в обоснование вывода об окончании технологического процесса на ЦПС, поскольку:
- - БЦТП, в отличие от ДНС (дожимные насосные станции месторождений) и ЦПС, через которые нефть проходит подготовку, не принадлежит обществу на праве собственности, а потому проектные документы общества не должны содержать описания проводимых на нем технологических процессов;
- - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений РД 153-39-007-96, утв. Минтопэнерго России 23.09.10996 не содержит требований по уровню детализации описания системы сбора и подготовки нефти. В связи с этим наличие в проектных документах ссылки на проведение доподготовки нефти на БЦТП и сдачи через него на коммерческом узле учета нефти СИКН N 544 в ОАО "АК "Транснефть" является достаточным;
- - описание технологических процессов, проводимых на БЦТП, дано в специальном документе - Технологическом регламенте Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск", 2006 г., описывающим сырье установки, продукт на выходе с установки, используемое оборудование и т.д.;
- - инспекцией не оспаривается сам факт осуществления соответствующих технологических операций на БЦТП;
- - в порядке реализации полномочий, предусмотренных п. 5.3.13 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293, проектные документы были рассмотрены и согласованы Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра России), в связи с чем их переоценка с точки зрения содержания документа необоснованна и выходит за пределы полномочий налоговых органов.
Пунктом 6.1 учетной политики общества для целей налогообложения на 2008 год, утв. приказом от 29.12.2007 N 547 п. (т. 15, л.д. 13 - 84), учетной политики общества для целей налогообложения на 2009 г., утв. приказом от 31.12.2008 N 442 (т. 15, л.д. 85 - 150, т. 16, л.д. 1 - 8), установлен прямой метод количества добытой нефти.
В соответствии с положениями пункта 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (далее - Инструкция), введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.1981, валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку ШФЛУ, на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери, в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и амбарах.
В соответствии с п. 1.2 Инструкции (т. 10, л.д. 26 - 150, т. 11, л.д. 1 - 81), п. 14.4 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004 (т. 11, л.д. 82 - 111), а также учетными политиками общества для целей налогообложения на 2008 - 2009 гг. валовая добыча нефти за определенный период рассчитывается по следующей формуле:
Д = Qтранс + Qсп + Pсн + Qисп + П + Н2 - Н1, где
- Д - валовая добыча нефти за рассматриваемый период, т;
- Qтранс - это количество нефти, сданное в систему магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и другим организациям (определяемое по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН N 544);
- Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения, не ограничиваются Хохряковским и Ершовым ЦПС, а заканчиваются на БЦТП, общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544 (т. 20, л.д. 148 - 150, т. 21, л.д. 2 - 21,), а также ежемесячным разделительным актам ОАО "ТНК-Нижневартовск", т. 21, л.д. 22 - 45), а не объемов нефти по данным СИКН N 504 и 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.
- Qсп - количество нефти, отпущенной сторонним организациям, т;
- Pсн - количество нефти, использованной на собственные нужды, т.;
- Qисп - количество нефти, использованной на производство продукции (для переработки на установках стабилизации, на производство битумов и др.), т.;
- П - безвозвратные потери (сумма аварийных технологических потерь в пределах, утвержденных Минэнерго, за отчетный период), т.;
- Н1 (Н2) - наличие нефти на начало (конец) периода во всех объектах хранения - резервуарных парках, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и другом технологическом оборудовании, т.;
- В п. 1.3 Инструкции определено, что товарная добыча нефти является частью валовой добычи, за исключением технологических потерь и количества нефти, использованной на технологические нужды, и подтверждается соответствующими документами (актами приема-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
Таким образом, с учетом вышеизложенного процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
Сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" происходит на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск согласно заключенным с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договору на 2008 год от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти (т. 13, л.д. 113 - 132), договору от 24.12.2008 N ТНВ-0115/09/ННП-19-218/09 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 г. (т. 13, л.д. 133 - 150, т. 154, л.д. 1 - 6)
Согласно п. 2.1, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4 договоров исполнитель производит сдачу на БЦТП подготовленной нефти заказчика (соответствующей ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия") через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть" с оформлением распределительных актов приема-сдачи нефти и паспортов качества нефти.
Валовая добычи нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 гг. (т. 11, л.д. 112 - 150, т. 12, л.д. 1 - 12).
Добытая нефть в указанном размере была отражена обществом в налоговых декларациях по НДПИ за 2008 - 2009 гг.
Соответствие данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному обществом в налоговых декларациях за 2008-2009 г.г. подтверждено инспекцией на стр. 49 акта проверки.
Как указано выше, инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Qтранс, вместо которого, по мнению инспекции, обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 504, 505.
Вместе с тем ни Инструкция, ни учетная политика общества для целей налогообложения на 2008 г., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004, ни положения Кодекса не предусматривают возможности замены показателя Qтранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Заявитель утверждает, что инспекция не учитывает законодательно установленную допустимую погрешность средств измерений массы нефти, влияющей на дебаланс.
В соответствии с п. 2.2 договоров с ОАО "ТНК-Нижневартовск" на транспортировку, сдачу нефти и проведение химического анализа нефти, все операции по приему, учету и сдаче нефти осуществляются в соответствии с Рекомендациями по приему по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утв. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 31.03.2005 N 69, Инструкцией по эксплуатации УУН N 504 Хохряковского месторождения, Инструкцией по эксплуатации УУН N 505 Ершового месторождения, Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР, согласованной Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России 11.03.2004 письмом N 10-03/268.
Метод определения массы нефти по УУН N 504 и УУН N 505 должен соответствовать ГОСТ Р 8.595-2004 "Государственная система измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", утв. приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004 N 99-ст. Учет сдаваемой нефти ведется по массе нетто (в тоннах) (п. 2.3 договоров).
Согласно с п. 3.1 ГОСТ Р 8.595-2004 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта: представляет собой совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). Погрешность измерений массы продукта: обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ (п. 3.2 ГОСТ Р 8.595-2004)
Согласно с п. 5.1.2 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать: 0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,35% - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,60% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 0,75% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.
Прямой метод динамических измерений массы продукта: метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах (п. 3.5 ГОСТ Р 8.595-2004), косвенный метод динамических измерений массы продукта: метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах (п. 3.7 ГОСТ Р8.595-2004).
Согласно п. 2.4 договоров количество нефти, сдаваемой заказчиком через СИКН N 544, изменяется на величину технологических потерь нефти на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск", определенных на основании проведенных исследований и распределенного по СИКН N 544 дебаланса.
Пунктами 3.1.15 и 3.1.16 договоров предусмотрена обязанность общества по обеспечению эксплуатации УУН N 504, 505 в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и Инструкцией по эксплуатации коммерческого УНН"; применять средства измерений коммерческого узла учета нефти, аттестованные в установленном порядке.
В обязанности ОАО "ТНК-Нижневартовск" входит обеспечение учета нефти, сдаваемой через СИКН N 544 (п. 3.2.2 договоров); оформление вместе с заказчиком суточных актов приема-сдачи нефти, сданной с УУН заказчика исполнителю. Суточное количество сданной нефти заказчика определяется по акту приема-сдачи, подписанному уполномоченными представителями заказчика и исполнителя за минусом распределенного дебаланса и вычетов технологических потерь на БЦТП (п. 3.2.3 договоров); оформление сводных распределительных актов по сдаче нефти на СИКН N 544 за каждый отчетный месяц с указанием количества нефти брутто и нетто по каждому производителю (п. 3.2.4 договоров).
В соответствии с Технологическими регламентами ЦПС Хохряковского месторождения (утв. 14.11.2008, том 18, л.д. 62 - 150, том 19, л.д. 1 - 37) и Ершового месторождения (утвержден 14.11.2008, том 19, л.д. 38 - 135) для учета откачиваемой на БЦТП нефти в составе ЦПС предусмотрены СИКН N 504, 505 соответственно, обеспечивающие автоматическое определение количества нефти по массе нетто в соответствии с ГОСТ 26976-86 и РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти". С учетом ручного ввода недостающих показателей качества нефти (солесодержания, мехпримесей и т.д.).
В состав СИКН входит, в том числе, блок измерительных линий (БИЛ), использующий турбинные преобразователи расхода геликоидные, мультивязкостные (рабочие и резервные) фирмы "Faure Herman" модель TZN 50-50, TZN 50-70 или TZN 150-600, допустимая погрешность +(-) 0,15%. Суммарная погрешность нефти по массе нетто не более +(-) 0,35%.
Пунктом 2.1.1, 2.1.2.1 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 504 Хохряковского месторождения п. 2.1.1, 2.1.3.3 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 505 Ершового месторождения (том 19, л.д. 136 - 151, том 20, л.д. 1 - 32), предусмотрено, что СИКН 504, 505 предназначены для автоматизированного определения количества нейти с погрешностью, не превышающей +(-) 0,25% по массе "брутто", и = (-) 0,35% по массе "нетто", установленных ГОСТ Р 8.595-2002, и показателей качества нефти с нормируемыми погрешностями, при проведении учетно-расчетных операцией между предприятием-поставщиком (сдающей стороной) и предприятием, осуществляющим транспортировку нефти (принимающей стороной). Блок измерительных линий (БИЛ) использует турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-600 или TZN 50-50, TZN 50-70, допустимая погрешность + (-) 0,15%.
Калибровочными сертификатами (том 22, л.д. 102 - 110, 112, 113, 115), сведениями о поверке СИКН 504, 505, а также свидетельствами о поверке N 3378 от 08.05.2009, N 3672 от 26.11.2008, N 3212 от 07.06.2007, N 3514 от 08.06.2008, N 4569 от 11.12.2008, N 4517 от 10.12.2009, N 4529 от 11.12.2008 (том 22, л.д. 111, 114, 116, том 23, л.д. 146, 147, 148, 149) подтверждается соответствие названных средств измерении установленной для них предельной относительной погрешности.
Методика выполнения измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти N 504 Хохряковского месторождения и N 505 Ершового месторождения при учетных операциях между ОАО "ННП" и принимающей стороной определены Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 504 Хохряковского месторождения" (2003 г., том 21, л.д. 47 - 60) и Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 504 Хохряковского месторождения" (2004 г., том 21, л.д. 62 - 78) (далее - Инструкции по МВИ СИКН N 504, 505).
Пунктами 1 и 2.1.1 Инструкций по МВИ СИКН N 504, 505 предусмотрено, что пределы допускаемой погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 26976 должны быть не более +(-) 0,25% по массе "брутто" нефти, +(-) 0,35% по массе "нетто" нефти. При выполнении измерений используются преобразователи расходы жидкостные турбинные со струевыпрямителями HELIFLU TZ-N (150 - 600) фирмы "Faure Herman" (паспорт преобразователя - том 22, л.д. 117 - 124). Измерение массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений (п. 3 Инструкций по МВИ СИКН 504, 505). Системы измерений, входящие состав СИКН, должны иметь свидетельства о поверке, быть опломбированы или иметь оттиск поверительных клейм (п. 2.15 Инструкций по МВИ СИКН 504, 505).
Свидетельства об аттестации МВИ N 1160014-04 от 15.12.2004, МВИ N 13014-03 от 16.01.2003 (Том 21, л.д. 46, 61) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 505 и СИКН 504 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Аналогичные положения предусмотрены в п. 1, 2.1.1 Инструкции "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2003 г., том 21, л.д. 80 - 102)), Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2009 г., том 21, л.д. 103 - 150, том 22, л.д. 1 - 101).
Свидетельство об аттестации МВИ N 208/514-03 от 21.08.2003 (том 21, л.д. 79) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 544 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью + (-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Пунктом п. 2.1 (стр. 38) Технологического регламента БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" установлено, что в состав СИКН N 544 входит Блок измерительных устройств, использующей турбинный преобразователь расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-60 в комплекте со струевыпрямителем, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Общество утверждает, что в проверяемом периоде 2008 - 2009 гг. величина фактического дебаланса не превысила +/- 0,70% (0,35% по СИКН N 504 +0,35% по СИКН N 544 или 0,35% по СИКН N 505 +0,35% по СИКН N 544), т.е., по мнению общества, не выходила за пределы допускаемой относительной погрешности, установленной ГОСТ Р 8.595-2002 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений и согласованной федеральными органами - Государственным комитетом Российской Федерации по стандартизации и метрологии и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Так, согласно расчетам общества (том 23, л.д. 101), основанным на реестрах актов приема-сдачи нефти за 2008 год по СИКН N 504 (том 20, л.д. 84 - 95), СИКН N 505 (том 20, л.д. 96 - 119), СИКН N 544 (том 20, л.д. 148 - 150, том 21, л.д. 2 - 9) в 2008 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и суммарной сдачи нефти по СИКН N 504, 505 составило: в январе - 0,23%, в феврале - 0,36%, в марте - 0,51%, в апреле - 0,49%, в мае - 0,34%, в июне - 0,30%, в июле - 0,46%, в августе - 0,61%, в сентябре - 0,50%, в октябре - 0,47%, в ноябре - 0,60%, в декабре - 0,27%.
Согласно расчетам общества (том 23, л.д. 101), основанным на реестрах актов приема-сдачи нефти за 2009 год по СИКН N 504 (том 20, л.д. 120 - 131), СИКН N 505 (том 20, л.д. 132 - 147), СИКН N 544 (том 21, л.д. 10 - 21) в 2009 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и суммарной сдачи нефти по СИКН N 504, 505 составило: в январе - 0,26%, в феврале - 0,43%, в марте - 0,27%, в апреле - 0,38%, в мае - 0,35%, в июне - 0,33%, в июле - 0,26%, в августе - 0,04%, в сентябре - 0,19%, в октябре - 0,27%, в ноябре - 0,33%, в декабре - 0,39%.
Общество не согласно с проведенным инспекцией ежедневным (том 24, л.д. 69 - 89) и ежемесячным (том 24, л.д. 90 - 92) расчетом отклонения величины фактического дебаланса и нормируемой погрешности в размере 0,35%, т.к. согласно п. 1 ст. 54 Кодекса налогоплательщики-организации исчисляют налоговую базу по итогам каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета и (или) на основе иных документально подтвержденных данных об объектах, подлежащих налогообложению либо связанных с налогообложением.
В соответствии с п. 1 ст. 338 Кодекса налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно. Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, в единицах массы нетто (п. 2 ст. 338, п. 1 ст. 339 Кодекса).
Налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц (ст. 341 Кодекса).
Таким образом, определение количества добытой нефти должно определяться по итогам календарного месяца, а не по итогам дня.
Вместе с тем, суд считает неправильным использование в расчете заявителя показателя погрешности 0,7%, основанное на том, что зависимости от разрабатываемого месторождения и пунктов подготовки, нефть проходит через СИКН N 504 (ЦПС Хохряковского месторождения) и СИКН N 544 (БЦТП) или через СИКН N 505 (ЦПС Ершового месторождения) и СИКН N 544 (БЦТП).
Заявитель считает, что при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти расчет максимального отклонения дебаланса СИКН N 544 от СИКН N 504 или СИКН N 505 должен проводиться исходя из сложения погрешности каждого из СИКН, то есть +(-) 0,70%:
(+0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (+0,35%) СИКН N 544 = 0,7%
(+0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (-0,35%) СИКН N 544 = 0%
(-0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (-0,35%) СИКН N 544 = - 0,7%
Данные доводы общества о том, что величина фактического дебаланса не превысила +0,70% (0,35% по СИКН N 504 + 0,35% по СИКН N 544 и 0,35% по СИКН N 505 + 0,35% по СИКН N 544), не соответствуют фактическим обстоятельствам.
Действительная величина фактического дебаланса может быть рассчитана (на примере 2008 год) исходя из имеющейся формулы в рамках договора от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08 между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 13 л.д. 113 - 131). Согласно указанному выше договору акты приема-передачи нефти составляются ежесуточно. Величина фактического дебаланса рассчитывается также ежесуточно, при этом исходные данные определить и расчет произвести можно на основании данных актов. Выборочный анализ данных актов и такой же выборочный расчет дает расхождение между показателями на СИКН N 504, 505 и СИКН N 544, превышающее даже 0,70%.
Для примера инспекцией проанализирован март 2008 года. Например, 14.03.2008 величина дебаланса составляла - (минус) 156 тонн, при этом показатели на СИКН N 504 равнялись 11 872 тонн. Указанный дебаланс превышает 1,3%, что явно больше допустимой погрешности - 0,35%. Аналогичная ситуация имеет место также 8, 9, 21, 24, 26 марта. При этом данные обстоятельства прослеживаются во всех периодах 2008 и 2009 года.
Суд считает неверным вывод заявителя относительно возможности удвоении норматива до показателей +0,70% (0,35% по СИКН N 504 +0,35% по СИКН N 544 и 0,35% по СИКН N 505 +0,35% по СИКН N 544).
Как обоснованно указали представители инспекции, указанный вывод противоречит общим физическим принципам и законам логики. Величина допустимой погрешности прибора - есть величина возможного отклонения фактически измеренного показателя (в данном случае массы нефти) при воспроизведении действий по измерению N-ное число раз, т.е. при измерении одной и той же 1 тонны нефти, например, 50 раз показатели прибора могут давать установленные ГОСТом отклонения до 3,5 кг в большую или меньшую сторону. Учитывая, что приборы на СИКН N 504, 505 и СИКН N 544 измеряют одну и ту же нефть, указанные отклонения не могут превышать установленную ГОСТом величину +0,35%. Очевидно, что суммирование величин +0,35% для каждого из прибора приводит к нелогичному выводу - чем больше измерительных приборов установлено на пути следования нефти, тем больший показатель погрешности возникает: для 20 установленных приборов показатель будет равен 7%, для 200 - 70% и т.д., т.е., если следовать логике расчета заявителя, при большем объеме приборов показатель добытой нефти может быть равен нулю, т.к. сумма погрешностей всех измерительных устройств равна или даже превысит 100%.
Вышеизложенное свидетельствует о методологически неверной ссылке общества на допустимую погрешность 0,70%.
Вместе с тем, суд считает, что допустимая погрешность измерительных 0,35% безусловно должна была быть учтена налоговым органом при определении размера доначислений.
Инспекция считает, что общество в принципе не может уменьшать объемы добытого полезного ископаемого для целей налогообложения, за исключением случаев специально установленных Кодексом, в том числе и на показатель + 0,35%.
В обоснование этого утверждения инспекция привела следующие доводы.
В главе 26 "Налог на добычу полезного ископаемого" Кодекса есть только один законодательно установленный случай уменьшения для целей налогообложения по эффективной (значимой) ставке объема добытого полезного ископаемого - возможность уменьшить объемы добытого полезного ископаемого на фактические потери при добыче в пределах утвержденных нормативов.
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
В соответствии с п. 1 ст. 342 Кодекса налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче, в том числе полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения" (далее - Постановление N 921) нормативы потерь твердых полезных ископаемых (включая общераспространенные) рассчитываются по конкретным местам образования потерь при проектировании горных работ и включаются в состав проектной документации (технического проекта, технико-экономического обоснования, проекта обустройства месторождения и иной документации). Эти нормативы (кроме общераспространенных ископаемых) утверждаются Федеральным агентством по недропользованию.
Для общества указанные нормативы потерь были утверждены, в деле имеются также материалы по обоснованию нормативов потерь нефти, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений (т. 16 л.д. 113 - 150, т. 17). Указанное обоснование анализирует причину появления фактических потерь при добыче нефти, а также отдельно определяет места их формирования. В данном документе не содержится описания такого вида нормативных потерь нефти как дебаланс.
В период 2008 - 2009 гг. по замечанию комиссии Минпромэнерго из расчета нормативных потерь вообще были исключены какие-либо потери нефти, возникающие на БЦТП (т. 17 л.д. 84), соответствующие расчеты также приведены в указанных обоснованиях нормативов потерь.
Никаких других возможных уменьшений объемов добытого полезного ископаемого Кодекс не содержит, при этом фактически потерянное полезное ископаемое в части, превышающей утвержденный норматив (в том числе с учетом этапа образования потерь) подлежит налогообложению по налоговой ставке "нефть".
Тем самым исследуемый в рамках настоящего спора "дебаланс" является фактическими потерями нефти, превышающими утвержденные нормативы потерь, которые должны облагаться как сверхнормативные потери по общеустановленной налоговой ставке для полезного ископаемого "нефть".
Инспекция ставит под сомнение природу образования указанного "дебаланса". Исходя из моделей теории вероятности при возможной вероятности наступления события (измерение массы нефти) с точностью как +0,35 так -0,35, при постоянном числе измерений (превышающем 1 (одно) измерение) общий показатель измерений будет давать приближенное к нулю значение. В настоящем случае на протяжении 24 месяцев наблюдается постоянное отклонение в отрицательную сторону (при этом даже превышающее установленное значение 0,35%), что напрямую противоречит постулатам теории вероятности.
Понятие "дебаланс" определено лишь в договорах между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08 и от 24.12.2008 N ТНВ-0115/09/ННП-19-218/09. Согласно приложению N 3 к указанным договорам дебаланс - это разница между поступлением нефти на БЦТП и сдачей ее с СИКН сдатчиков. Дебаланс определяется расчетным путем и учитывается при приемо-сдаточных операциях между узлами учета нефти предприятий сдатчиков и СИКН N 544.
Согласно методике расчета дебаланса по СИКН N 544 в расчете дебаланса участвуют:
- - ОАО "Варьеганнефтегаз;
- - ОАО "Негуснефть";
- - ООО "Белые ночи";
- - ОАО "Варьеганнефть;
- - ОАО Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";
- - ООО СП "Ваньеганнефть";
- - ООО СП "Черногорское";;
- - ОАО "Корпорация Югранефть";
- - ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз";
- - ОАО "ТНК-Нижневартовск" и др.
Данная методика поясняет, каким образом происходит расчет так называемого "дебаланса".
Сначала все организации, использующие в своей деятельности БЦТП, определяют по отдельным счетчикам количество нефти, соответствующей ГОСТ, для передачи на дальнейшую транспортировку компании ОАО "ТНК-Нижневартовск". Для общества это узлы учета СИКН N 504, 505. Именно на этих узлах общество непосредственно измеряет соответствующую ГОСТ нефть, добытую непосредственно на его месторождениях. Указанные показатели фиксируются в актах сдачи-приемки нефти.
Затем нефть транспортируется до БЦТП, где происходит смешение всех нефтей, поставленных от всех вышеперечисленных организаций, т.е. после БЦТП в принципе невозможно говорить о каких-либо непосредственных измерениях нефти конкретной организации, в том числе измерений дебаланса.
Смешанная нефть измеряется на СИКН N 544 и показатели пропорционально определяются для каждой организации. Нефти, пришедшей на СИКН N 544 после БЦТП всегда меньше (это подтверждается также постоянной отрицательной величиной дебаланса в первичных документах общества), поэтому возникает отрицательная разница между показаниями счетчиков общества (N 504, 505) и пропорционально разделенным показателем на СИКН N 544.
Затем пропорционально определяется величина "дебаланса" для каждого из обществ, пользующихся услугами БЦТП (т.е. фактические потери любого общества также пропорционально распределяются, в том числе, на заявителя) в расчете на каждые сутки и на размер указываемого дебаланса уменьшается объем фактически добытого полезного ископаемого.
Инспекция считает, что в указанном случае, даже если признать позицию общества о правомерности уменьшения количества добытого полезного ископаемого на установленную ГОСТ величину погрешности измерений +0,35% (не большей +0,35%), указанный механизм не может применяться, т.к. второе измерение (СИКН N 544) осуществляется в отношении совсем другой нефти (принадлежащей другому налогоплательщику, с другого месторождения) и не отражает погрешность измерений конкретного объема нефти.
Суд отклоняет приведенные доводы налогового органа, так как они направлены на переоценку обстоятельств, установленных вступившими в законную силу судебным актам по ранее рассмотренным делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965.
В соответствии с п. 2 ст. 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 12.02.2009 по делу N А40-43834/08-140-136, оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.04.2009 N 09АП-4967/2009-АК и постановлением ФАС Московского округа от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09 (том 22, л.д. 125 - 145) признано незаконным вынесенное по итогам выездной налоговой проверки общества за 2004-2005 г.г. решение инспекции от 09.08.2007 N 52/1701 "О привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2004 - 2005 гг. по основанию "расхождения сданной нефти в ОАО "АК "Транснефть" по узлу учета N 544 с данными о количестве переданной нефти с Хохряковского и Ершового ЦПС по узлам учета нефти N 504 и N 505".
Как указано в решении суда по названному делу, ответчик пояснил, что в рамках выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что добытая нефть первая по своему качеству соответствовала государственному стандарту Российской Федерации на узлах учета нефти N 504, 505, вследствие чего доначислен налог, пени и штраф" (абз. 9 и 11 стр. 60 решения суда)
Признавая незаконным решение инспекции, суды исходили из следующего:
- - согласно лицензиям на разработку недр добыча нефти включала в себя не только соответствие нефти ГОСТу на нефть, но и поступление нефти на коммерческие узлы учета нефти для реализации с последующей передачей АК "Транснефть";
- - учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения не ограничиваются Хохряковским ЦПС и Ершовым ЦПС, а заканчиваются на Белозерном ЦТП, общество правомерно определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УНН N 544, а не объемов нефти по данным СИКН N 504, 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается" (абз. 6 стр. 64 решения суда первой инстанции)
Такой вывод суды делают на основе действующих в 2004 - 2005 гг. проектных документов, в том числе использующихся и в 2008 - 2009 гг. - Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г. (абзац 9 стр. 55 решения суда первой инстанции).
Согласно технологическому регламенту цеха подготовки и перекачки нефти N 2 управления подготовки и сдачи нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2001 г., "на БЦТП нефть с ЦПС Ершового и ЦПС Хохряковского месторождений смешивается с нефтью северной группы месторождений, нагревается в печи типа ППТБ-10 и поступает на концевую сепарационную установку (КСУ). После окончательного разгазирования нефть поступает в динамический резервуар и насосом через узел учета N 544 откачивается в ОАО "Сибнефтепровод", газ КСУ сжигается на факеле, отделившееся вода из динамического резервуара сбрасывается в очистной резервуар" (абз. 8 и 9 стр. 55 решения суда первой инстанции).
Исходя из этого следует, что характер проводимых на БЦТП технологических операций на основе двух разных проектных документов (до 2006 г. - утвержденный в 2001 году технологический регламент цеха подготовки и перекачки нефти N 2 управления подготовки и сдачи нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск", после 2006 г. - утвержденный в 2006 году технологический регламент БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск"), не изменился. Замена регламента 2001 года обусловлена истечением установленного при его утверждении 5-летнего срока действия.
- - невозможность замены показателя Qтранс (количество добытой нефти на СИКН N 544) показателем добытой нефти на СИКН N 504, 505 (абз. 6 стр. 64 решения суда первой инстанции);
- - для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, а также данных статистической отчетности в области недропользования;
- - нарушение алгоритма доначисления обществу НДПИ, исходя из неучета инспекцией потерь и дебаланса иного общества - ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", объемы которых были включены в общее количество сданной обществом нефти на СИКН N 504, 505 (стр. 64 - 65 решения суда первой инстанции).
Таким образом, судами признано правомерным использование обществом для расчета НДПИ данных СИКН N 544, содержащих данные о количестве добытой нефти, прокаченной через СИКН N 504, 505 и уменьшенной на технологические потери и дебаланс.
Кроме того, судами признано незаконным решение инспекции в части не включения в налоговую базу по НДПИ облагаемых по "нефтяной ставке" сверхнормативных потерь нефти на БЦТП, имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений (абз. 1 стр. 54 решения суда первой инстанции).
Поддерживая выводы судов, ФАС Московского округа указал (абз. 4 стр. 15 постановления), что "с учетом установленных при рассмотрении дела обстоятельств, являются обоснованными выводы судебных инстанций о правильном определении заявителем налоговой базы по НДПИ (в том числе и по размеру фактических потерь) по завершении технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не как ошибочно рассчитано налоговым органом при проведении проверки на ЦПС Хохряковского и Ершовского месторождений".
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965 оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.10.2011 и Постановлением ФАС Московского округа от 29.02.2012 (том 23, л.д. 1 - 52), признано незаконным вынесенное по итогам выездной налоговой проверки общества за 2006 - 2007 гг. решение инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р. "О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2006 - 2007 гг. по основанию не включения в налоговую базу по НДПИ облагаемой по "нефтяной ставке" сверхнормативных потерь нефти на БЦТП, имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений.
Признавая незаконным решение инспекции, судами установлены следующие обстоятельства и сделаны следующие выводы:
- - "Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения, заканчиваются на Белозерном ЦТП, суд первой инстанции правомерно указал, что общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544), а не объемов нефти по данным СИКН N 504 и 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается" (абз. 3 стр. 11 постановления 9 ААС);
- - "цикл технологических операций заканчивается не на Хохряковском и Ершовом ЦПС, как считает налоговые орган, а на Белозерском ЦТП" (абз. 4 стр. 10 постановления ФАС МО);
- - "система сбора и подготовки нефти ОАО "ННП" в 2007 году по сравнению с ранее существовавшей не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении", в проект которого в 2005 году был внесен ряд усовершенствований по некоторым видам оборудования" (абз. 1 стр. 11 постановления ФАС МО);
- - "При изложенных обстоятельствах является правильным вывод судов о том, что обществом была правомерно определения налоговая база по НДПИ, подлежащая налогообложению по ставке 0 процентов, с учетом потерь на Белозерном БЦТП" (абз. 3 стр. 14 постановления ФАС МО);
- - для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (абз. 4 стр. 12 постановления ФАС МО), а также данных статистической отчетности в области недропользования (абз. 5 стр. 13 постановления ФАС МО).
Установленные обстоятельства в силу ч. 2 ст. 69 АПК РФ не подлежат доказыванию при рассмотрении судом настоящего дела, в котором участвуют те же лица, т.е. являются преюдициальными.
Так, в 2008 - 2009 гг. общество разрабатывало свои месторождения на основе тех же лицензий, что и в 2006 - 2007 гг. (лицензии на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01130 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01141 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01140 НЭ, ХМН 01136 НЭ).
Проектные документы, на основе которых общество разрабатывало в 2008-2009 г.г свои месторождения и определяющие цикл технологических операций по сбору и подготовки нефти, также не изменились - Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения 2006 г., Технологическая схема разработки Северо-Тарховского нефтяного месторождения 2007 г, Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., Дополнение к технологической схеме Колик-Еганского месторождения 2007 г., Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г., Проект разработки Кошильского месторождения 2006 г. (абзац 6 стр. 16 решения Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965).
Соответственно, система сбора и подготовки нефти общества в 2008-2009 г.г. по сравнению с ранее существовавшей в 2006 - 2007 гг., не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении.
На БЦТП подготовка нефти до требований ГОСТа Р 51858-2002 проводится на основе того же проектного документа - Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2006 г.; характер проводимых на нем технологических операций не изменился.
Общество, как и в предыдущие годы, использует оформляемые на БЦТП реестры актов приема сдачи нефти на СИКН N 544 для определения количества добытой нефти - определения налоговой базы по НДПИ.
Положения Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 в 2008 - 2009 гг. остались неизменными.
Настоящий спор возник между теми же лицами, по тем же основаниям, проверяемый период не имеет значения в связи с неизменностью системы сбора и подготовки нефти и газа на месторождениях общества.
Поэтому установленные судами по ранее рассмотренным делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 обстоятельства в части момента и места определения налоговой базы (на БЦТП по объемам СИКН N 544, а не ЦПС Хохряковского и Ершового месторождения через СИКН N 504, 505) не подлежат доказыванию вновь по рассматриваемому делу, судебные акты по делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 в указанной части являются преюдициальными.
Ссылка инспекции на то, что норма ч 2 ст. 69 АПК РФ освобождает от доказывания фактических обстоятельств, но не исключает их различной правовой оценки, отклоняется, так как судами были установлены фактические обстоятельства по содержанию технологических операций, предусмотренных проектными документами общества на разработку месторождений и определяющих момент определения налоговой базы по НДПИ.
При принятии решения суд также учитывает иную судебную практику ФАС Московского округа, согласно которой технологического цикл оканчивается на БЦТП, и добытую нефть необходимо включать в налогообложение НДПИ исходя из данных СИКН N 544, а не на конкретных ЦПС и находящихся на них СИКН общества (постановления ФАС Московского округа от 26.07.2011 N КА-А40/6657-11, от 04.03.2011 N КА-А40/17007-10;2, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 15.10.2010 N КА-А40/8835-10-2, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09 и др.).
Постановлением от 26.07.2011 по делу N А40-38377/10-20-262 ФАС Московского округа отменил постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 30.03.2011, отменившего решение Арбитражного суда г. Москвы от 08.12.2010, и признавшего законным решение инспекции о доначислении ОАО "Варьеганнефтегаз" НДПИ на разницу количества нефти между СИКН N 544 (БЦТП) и N 516 и N 529 (ЦПС Бахиловского и ЦПС Северо-Варьеганского месторождений), в связи с соответствием на этих пунктах подготовки нефти требованиям ГОСТ Р 51858-2002 и окончанием технологических процессов по добыче и подготовки нефти, предусмотренными проектными документами на разработку месторождений.
Основываясь на заключенных с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договорах на транспортировку нефти, Инструкции по определению объема добытой нефти и формированию товарного баланса налогоплательщика, формулы расчета валовой нефти, приведенной в Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих предприятиях РД 39-30-627-81, ФАС Московского округа сделал вывод, что "суд первой инстанции обоснованно пришел к выводу о том, что инспекция в своем решении неправомерно указывает на возможность использования в показателе формулы определения количества добытой нефти по показателю Qтранс вместо количества сданной нефти по УУН N 544 (АК Транснефть) - нефти, переданной по УУН N 516 и N 529", а также "С учетом установленных обстоятельств судом суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что налоговая база по НДПИ (с учетом потерь) определяется по завершению технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не на ЦПС Бахиловский и ЦПС "Северо-Варьеганский".
При этом, на основании ч. 2 ст. 69 АПК РФ ФАС Московского округа признал имеющими значение выводы судов по делу N А40-78155/08-117-359 (выездная проверка ОАО "Варьеганнефтегаз" за 2004 - 2005 гг.), "поскольку технологический цикл системы сбора и подготовки нефти на месторождениях общества не изменился, а иное в ходе проверки инспекцией не доказано".
Определением коллегии судей Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 11.01.2012 N 15358/11 инспекции отказано в передаче дела пересмотра в порядке надзора судебных актов по делу N А40-38377/10-20-262. ВАС РФ счел не противоречащей АПК РФ ссылку на обстоятельства, установленные по делу N А40-78155/08-117-359.
При изложенных обстоятельствах, учитывая, что ОАО "Варьеганнефтегаз" и ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" включены в единую систему сдачи нефти в ОАО "АК "Транснефть" (через БЦТП и СИКН N 544), идентичность проводимых операций на БЦТП, а также ЦПС ОАО "ННП" (ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, СИКН N 504, N 505) и ЦПС ОАО "Варьеганнефтегаз" (ЦПС Бахиловского и ЦПС Северо-Варьеганского месторождений, СИКН N 516 и N 529), установленные по делу N А40-38377/10-20-262 обстоятельства должны учитываться и при рассмотрении для настоящего дела.
Также суд учитывает решение ФНС России от 31.01.2012 N СА-4-9/1451 по апелляционной жалобе ОАО "Варьеганнефтегаз" на решение инспекции от 24.06.2011 N 52-22-18/319-1р, принятое по результатам выездной проверки этого общества за периоды 2008 - 2009 гг., т.е. аналогичные рассматриваемым в настоящем делу (том 24, л.д. 14 - 29).
Отменяя решение инспекции в части вывода о занижении количества добытого полезного ископаемого и неуплате НДПИ по основаниям, аналогичным рассматриваемым в настоящем деле (сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" на БЦТП по договору с ОАО "ТНК-Нижневартовск"), ФНС России указала, что процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть", следовательно, определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) следовало производить в момент, когда нефть начинает соответствовать стандарту (пункт 1 статьи 337 Кодекса) - по завершению технологического процесса по добыче нефти, т.е. на Белозерном ЦТП, а не на ЦПС "Бахиловский" и ЦПС "Северо-Варьеганский" (стр. 11 решения ФНС России).
При таких обстоятельствах и, исходя из необходимости соблюдения принципа правовой определенности, суд признает недействительным решение инспекции о доначислении НДПИ на сумму 87 716 348 руб., соответствующих этой сумме налога пени и штрафов.
В силу главы 25.3 Кодекса отношения по уплате государственной пошлины возникают между ее плательщиком - лицом, обращающимся в суд, и государством. Исходя из положений подпункта 1 пункта 3 статьи 44 Кодекса, отношения по поводу уплаты государственной пошлины после ее уплаты прекращаются.
Согласно ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации между сторонами судебного разбирательства возникают отношения по распределению судебных расходов, которые не регулируются главой 25.3 Кодекса.
Законодательством не предусмотрен возврат заявителю уплаченной государственной пошлины из бюджета в случае, если судебный акт принят в его пользу, а также не предусмотрено освобождение государственных органов, органов местного самоуправления от возмещения судебных расходов.
В связи с этим, если судебный акт принят не в пользу государственного органа (органа местного самоуправления) расходы заявителя по уплате государственной пошлины подлежат возмещению этим органом в составе судебных расходов (ч. 1 ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).
На основании изложенного, руководствуясь ст. 110, п. 4 ч. 1 ст. 150, ст. ст. 167, 170, 176, 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
решил:
Признать недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части:
- - доначисления налога на прибыль в размере 777 045 руб., соответствующих пеней и штрафа в сумме 116 091,8 руб.;
- - налога на добычу полезных ископаемых в размере 87 716 348 руб., пени по указанному налогу в сумме 11 300 563,85 руб. и штрафа в размере 13 334 740,60 руб.
Прекратить производство по делу в части признания решения недействительным по эпизоду с доначислением единого социального налога, подлежащего уплате в Фонд социального страхования, в размере 20 657,70 руб., пени по нему в размере 310,24 руб., штрафа в размере 4 131,54 руб.
Взыскать с Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 в пользу Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" судебные расходы в размере 2 000 руб.
Решение может быть обжаловано в течение месяца после его принятия путем подачи апелляционной жалобы в Девятый арбитражный апелляционный суд.
Судья
Г.А.КАРПОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
РЕШЕНИЕ АРБИТРАЖНОГО СУДА Г. МОСКВЫ ОТ 19.07.2012 ПО ДЕЛУ N А40-13655/12-99-68
Разделы:Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ); Таможенное декларирование и оформление; Таможенное дело; Другие таможенные сборы
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
АРБИТРАЖНЫЙ СУД Г. МОСКВЫ
Именем Российской Федерации
РЕШЕНИЕ
от 19 июля 2012 г. по делу N А40-13655/12-99-68
Резолютивная часть решения объявлена 15 июня 2012 года.
Решение в полном объеме изготовлено 19 июля 2012 года.
Арбитражный суд в составе:
судьи Карповой Г.А.
при ведении протокола секретарем судебного заседания Автаевым А.Е.
рассмотрев в открытом судебном заседании дело
по заявлению Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (дата регистрации - 17.05.1999; 628600, Ханты-Мансийский Автономный округ - Югра АО, г. Нижневартовск, ул. Ленина, 17, П; ОГРН 1028600944250; ИНН 8603089941) (далее - общество, заявитель)
к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (дата регистрации - 23.12.2004; 129223, г. Москва, пр-т Мира, ВВЦ, стр. 194; ОГРН 1047702057765; ИНН 7710305514) (далее - инспекция, налоговый орган)
о признании недействительным решения от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 777 045 руб., налога на добычу полезных ископаемых в размере 87 716 348 руб., соответствующих этим суммам налогов сумм пени и штрафов
при участии:
от заявителя: Суругина Д.Н., дов. от 14.12.2011 N 01-Д/206,
от ответчика: Водовозова А.А., дов. от 30.09.2011 N 139, Зверева Е.А., дов. от 26.09.2011 N 138, Мелякина М.Ю., дов. от 15.11.2011 N 156,
установил:
Общество обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании недействительным решения инспекции от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в размере 777 045 руб., налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в размере 87 716 348 руб., единого социального налога в размере 20 657,70 руб., соответствующих этим суммам налогов сумм пени и штрафов.
В ходе рассмотрения дела в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации заявитель отказался от заявления в части признания решения недействительным по эпизоду с доначислением единого социального налога, подлежащего уплате в Фонд социального страхования, в размере 20 657,70 руб., пени по нему в размере 310,24 руб., штрафа в размере 4 131,54 руб.
Судом принят частичный отказ заявителя от заявления на основании ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации как не противоречащий закону и не нарушающий права других лиц.
Производство по делу в этой части подлежит прекращению в соответствии с п. 4 ч. 1 ст. 150 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.
В обоснование своих требований общество указало, что решение инспекции не соответствует фактическим обстоятельствам, Налоговому кодексу Российской Федерации (далее - Кодекс) и нарушает его права как налогоплательщика на уплату налогов в установленных размерах.
Инспекция требования не признала, указав, что в ходе выездной налоговой проверки выявлены допущенные обществом нарушения налогового законодательства, поэтому решение является законным и обоснованным.
Выслушав объяснения представителей сторон, исследовав письменные доказательства, суд установил, что заявление подлежит удовлетворению.
Инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества за период с 01.01.2008 по 31.12.2009, по результатам составлен акт N 52-21-18/177а от 15.04.2011 и принято решение от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения по п. 1 ст. 122 Кодекса в виде штрафа в размере 13 554 810,23 руб., начислены пени в размере 11 309 269,09 руб., предложено уплатить недоимку по налогам в размере 88 564 824,70 руб.
В порядке ст. 139 Кодекса общество обжаловало решение инспекции в вышестоящий налоговый орган. Решением ФНС России от 13.10.2011 N СА-4-9/16952@ решение инспекции изменено путем отмены в части выводов о привлечении к ответственности по п. 1 ст. 122 Кодекса за неуплату налога на прибыль за 2008 год по уточненной налоговой декларации в виде штрафа в размере 97 199,83 руб., в остальной части решение инспекции оставлено без изменения, апелляционная жалоба - без удовлетворения.
В пункте 1.2 решения инспекция пришла к выводу о нарушении обществом п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 264 Кодекса при отнесении на прочие расходы по налогу на прибыль сумм таможенных сборов, уплаченных по полным грузовым таможенным декларациям за период с 01.01.2008 по 24.03.2009 в размере 4 211 464,24 руб., в том числе за 2008 год - 2 761 509,16 руб., за 2009 - 1 449 955 руб., что повлекло неуплату налога на прибыль в размере 777 045 руб., в том числе за 2008 г. - 552 302 руб., за 2009 г. - 224 743 руб.
Обосновывая решение, инспекция сослалась на следующее.
В 2008 - 2009 гг. общество реализовывало нефтепродукты на экспорт, при этом оформлялись сначала временные, а в дальнейшем - постоянные грузовые таможенные декларации.
Из налоговых регистров по учету таможенных расходов следует, что общество дважды отразило суммы таможенных расходов за таможенное оформление, уплаченные как с временных, так и с постоянных грузовых таможенных деклараций.
Согласно статье 252 Кодекса налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Расходы в зависимости от их характера, а также условий осуществления и направлений деятельности налогоплательщика подразделяются на расходы, связанные с производством и реализацией, и внереализационные расходы.
Таможенный сбор за таможенное оформление является индивидуальным возмездным платежом, взимаемым за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, в том числе при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации согласно пункту 1 статьи 138 Таможенного Кодекса Российской Федерации.
В соответствии с правовой позицией Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в постановлении от 08.07.2008 N 4574/08, установленная п. 7 Постановления Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" (далее - Постановление от 28.12.2004 N 863), обязанность по повторной уплате таможенного сбора не может быть распространена на случаи подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.
В соответствии со статьей 60, подпунктом 21 пункта 1 статьи 11, статьями 123, 138 Таможенного Кодекса Российской Федерации периодическое временное декларирование, как упрощенный порядок таможенного оформления вывозимых за рубеж российских товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления начинается в момент представления в таможенный орган временной таможенной декларации, а завершается представлением в таможенный орган полной и надлежащим образом заполненной таможенной декларации.
В соответствии с Определением Конституционного Суда РФ от 07.11.2008 N 631-О-О представление декларантом в таможенный орган как временной, так и полной таможенной декларации производится в рамках единого комплекса отношений - процедуры периодического таможенного декларирования. Таким образом, уплата таможенного сбора за таможенное оформление товаров при подаче временной таможенной декларации является оплатой действий таможенных органов по таможенному оформлению товара в рамках периодического временного декларирования данных товаров и исключает повторную уплату таможенных сборов при представлении полной таможенной декларации.
Условия принятия расхода для целей налогообложения прибыли должны соответствовать не только общим критериям расхода, обозначенным в п. 1 ст. 252 Кодекса, но и специальным критериям, установленным в отдельных нормах главы 25 Кодекса (если указанные расходы отдельно определены). Для таможенных сборов существуют специальные критерии, определенные п. 1 ст. 264 Кодекса.
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Кодекса к прочим расходам могут относиться расходы на уплату, в том числе, таможенных сборов, начисленных в установленном законодательством Российской Федерации порядке.
Учитывая, что Конституционным Судом Российской Федерации (Определение N 631-О-О от 07.11.2008) выявлен смысл правовых норм Таможенного кодекса РФ (пп. 1 п. 1 ст. 357.7 и п. 1 ст. 357.10), регулирующих основания и порядок уплаты таможенных сборов, как не позволяющих уплачивать суммы таможенных сборов дважды (при подаче временной и полной таможенной декларации), вне зависимости от взаимоотношений общества и таможенного органа, невозможно признать порядок подобного рода двойного расхода, установленным законодательством порядком. Исходя из того, что положения пп. 1 п. 1 ст. 264 Кодекса являются специальными нормами, устанавливающими условия для отнесения данного расхода на уменьшение налогооблагаемой базы по налогу на прибыль, по отношению к общим положениям ст. 252 Кодекса, основания для отнесения уплаченных таможенным органам сумм таможенных сборов за подачу полной таможенной декларации в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, отсутствует.
Все расходы, учитываемые для определения налоговой базы по налогу на прибыль, должны отвечать принципу законности, т.е. расходы организации, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль, по своей сути не должны противоречить российскому законодательству. Любой расход общества (даже если он экономически обоснован, документально подтвержден и направлен на получение дохода, т.е. соответствует положениям ст. 252 Кодекса) не уменьшает налоговую базу по налогу на прибыль, если он произведен в нарушение законодательства Российской Федерации.
Инспекция считает, что незаконное по существу требование об уплате денежных сумм таможенному органу фактически легализуется путем подтверждения возможности его существования в правовом механизме взимания публично-правовых платежей.
Суд считает, что решение инспекции в этой части подлежит признанию недействительным.
Между обществом (комитент) и ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 24.04.2006 N ТВХ-0315/06/ННП16/3012/06 (т. 4, л.д. 67 - 76), предметом которого является обязательство комиссионера по поручению комитента за вознаграждение совершать от своего имени и за счет комитента сделки реализации товарной нефти на экспорт.
Пунктом 2.3 договора установлена обязанность комиссионера по обеспечению декларирования и таможенного оформления вывоза нефти с таможенной территории Российской Федерации.
В соответствии с п. 2.4 комиссионер обязуется ежемесячно не позднее 15 числа месяца, следующего за отчетным, предоставить комитенту отчеты по каждой партии реализованной нефти с указанием контракта с покупателем, условий поставки, веса брутто и нетто нефти, стоимости нефти, поступившей валютной выручки и всех расходов с приложением в сроки, установленные "Регламентом взаимодействия по договорам комиссии", подтверждающих документов, а именно коносаментов, приемо-сдаточных актов, таможенных деклараций, счетов.
Во исполнение договора комиссии ОАО "ТНК-ВР Холдинг" осуществляло экспорт нефти и нефтепродуктов в соответствии с договорами поставки.
В 2008 - 2009 гг. вывоз товаров с таможенной территории Российской Федерации общество осуществляло по процедуре периодического временного декларирования путем подачи временных таможенных деклараций с уплатой сборов за таможенное оформление товаров (т. 4, л.д. 136 - 150, т. 5, т. 6, л.д. 1 - 16).
После вывоза товаров декларантом представлялись полные грузовые таможенные декларации, уплачивались сборы за таможенное оформление.
На фактически произведенные расходы, связанные с оплатой таможенных процедур, в том числе таможенных сборов, ОАО "ТНК-ВР Холдинг" представляло обществу отчеты комиссионера, на основании которых производился расчет и уплата таможенных сборов (т. 4, л.д. 77 - 135).
В соответствии с отчетами комиссионера были понесены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
На основе налогового регистра N 1 "Журнал регистрации хозяйственных операций" к регистру N 4 "Косвенные расходы" за 2008 - 2009 гг. (показатель R3-0 "Материальные расходы"), проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-ВР Холдинг" комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов, в сумме 4 211 464,24 руб. (в том числе за 2008 год - 2 761 509,16 руб. и за 2009 год - 1 449 955 руб.), которые учтены обществом в составе прочих расходов, а также по строке 030 листа 02 налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 и 2009 годы.
Согласно регистрам налогового учета текущих периодов с 01.01.2008 по 24.03.2009 общество отнесло на затраты расходы по таможенным сборам по следующим операциям:
- - за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров при периодическом временном декларировании российских товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации;
- - за совершение таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением перемещаемых через таможенную границу товаров, вывозимых с таможенной территории Российской Федерации, при подаче таможенному органу полной таможенной декларации.
Периоды принятия сумм таможенных сборов в расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль за период с января 2008 года по апрель 2009 года, отражены в приложении N 1 ПРИБ решения инспекции.
Согласно п. 1 ст. 11 Кодекса институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в Кодекса, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено Кодекса.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 ТК РФ таможенный сбор - платеж, уплата которого является одним из условий совершения таможенными органами действий, связанных с таможенным оформлением, хранением, сопровождением товаров.
Статья 357.1 ТК РФ установлено, что к таможенным сборам относятся:
- 1) таможенные сборы за таможенное оформление;
- 2) таможенные сборы за таможенное сопровождение;
- 3) таможенные сборы за хранение.
Согласно п. 1 ст. 60 ТК РФ таможенное оформление товаров начинается при вывозе товаров - в момент представления таможенной декларации, а в случаях, предусмотренных ТК РФ, - устного заявления либо совершения иных действий, свидетельствующих о намерении лица осуществить таможенное оформление.
Таможенное оформление завершается совершением таможенных операций, необходимых в соответствии с ТК РФ для применения к товарам таможенных процедур, для помещения товаров под таможенный режим или для завершения действия этого режима, если такой таможенный режим действует в течение определенного срока, а также для исчисления и взимания таможенных платежей (п. 2 ст. 60 ТК РФ).
В силу статьи 124 ТК РФ декларирование товаров производится путем заявления таможенному органу в таможенной декларации или иным способом, предусмотренным Таможенным кодексом Российской Федерации, в письменной, устной, электронной или конклюдентной форме сведений о товарах, об их таможенном режиме и других сведений, необходимых для таможенных целей.
При этом пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ установлено, что выпуск товаров осуществляется при условии соблюдения необходимых требований и условий для помещения товаров под избранный таможенный режим.
Согласно ст. 357.7 ТК РФ, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров.
Статья 357.6 ТК РФ определяет, что таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены до подачи таможенной декларации или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 138 ТК РФ при вывозе из Российской Федерации товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления, допускается их периодическое временное декларирование путем подачи временной таможенной декларации.
После убытия товаров с таможенной территории Российской Федерации декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все вывезенные товары.
Согласно п. 2 ст. 132 ТК РФ неотъемлемым условием принятия таможенной декларации таможенным органом является совершение в отношении декларируемых товаров действий, которые в соответствии с ТК РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
В соответствии со ст. 357.10 ТК РФ ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством Российской Федерации.
В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление были установлены Постановлением Правительства России от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров". (т. 4, л.д. 17 - 18)
В соответствии с п. 7 названного Постановления (в редакции Постановления от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 - даты вступления в силу Постановления Правительства от 10.03.2009 N 220, т. 4, л.д. 19 - 20) в случае повторной подачи таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима (за исключением подачи полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании) таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются в размере 500 рублей.
Верховный Суд Российской Федерации в решении от 24.05.2006 N ГКПИ06-495 и определении кассационной коллегии от 03.08.2006 N КАС06-267 (т. 4, л.д. 21 - 24) отметил, что указанным пунктом предусматривается лишь необходимость оплаты таможенного сбора в размере 500 рублей за таможенное оформление при подаче повторной таможенной декларации на одни и те же товары при заявлении одного и того же таможенного режима, при этом подача полной таможенной декларации по своей правовой природе не может быть приравнена к подаче повторной таможенной декларации, в связи с чем, отсутствуют основания для вывода о том, что оспариваемым пунктом регулируются условия и размер оплаты таможенного сбора при подаче полной таможенной декларации. Т.е. пункт 7 Постановления не применим к подаче полной таможенной декларации при периодическом временном декларировании.
Постановлением Правительства России от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства от 28.12.2004 N 863 был добавлен пункт 7.1 (вступил в силу 25.03.2009), в соответствии с которым при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются по ставкам, установленным пунктом 1 настоящего Постановления, при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации.
Таким образом, указанные нормы, регулирующие уплату таможенных сборов, не содержит разграничений и в равной мере применяются ко всем видам таможенных деклараций, независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
ФТС России в письме от 06.04.2009 N 01-11/14751 разъяснило, что Постановление Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 не изменяет положений ТК РФ, устанавливающих необходимость уплаты таможенных сборов при подаче таможенных деклараций. Данное Постановление предусматривает обязанность уплаты таможенных сборов за таможенное оформление при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации при применении периодического временного декларирования (т. 4, л.д. 31).
Следовательно, уплачивая таможенные сборы за таможенное оформление товаров, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, общество руководствовалось нормами действующего законодательства (пп. 31 п. 1 ст. 11, ст. 357.1, п. 1, п. 2 ст. 60, 124, пп. 3 п. 1 ст. 149, ст. 357.7, ст. 357.6, ст. 138, п. 2 ст. 132, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", а также разъяснениями уполномоченного государственного органа).
Неуплата таможенных сборов вместе с полной грузовой таможенной декларации повлекла бы нарушение императивных норм ТК РФ и, как следствие, ее непринятие таможенным органом (ст. 357.6, 357.7, п. 2 ст. 132, 138 ТК РФ).
Об этом же свидетельствуют Правила приема грузовых таможенных деклараций, утв. Приказом ГТК России от 29.11.2002 N 1284 (п. 7, пп. "б" п. 8), письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 N 01-06/4153 "О направлении обзора правоприменительной практики" (п. 19), Центральной энергетической таможни от 26.02.2009 N 01-21/1024, региональных таможен (письмо Саратовской таможни от 12.12.2008 N 11-01-18/18824).
Понесенные обществом расходы по уплате таможенных сборов при оформлении экспортных грузов по полной таможенной декларации являются экономически обоснованными и документально подтвержденными.
Основным видом деятельности общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки.
Таможенные сборы уплачивались обществом (по его поручению комиссионером ОАО "ТНК-ВР Холдинг") в целях таможенного оформления поставки товаров (нефти и нефтепродуктов) на экспорт, то есть для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Без уплаты таких сборов таможенное оформление поставки на экспорт таможенным органом не было бы произведено, т.к. непринятие таможенных деклараций влечет отказ в выпуске товара на экспорт. Это повлекло бы нарушение обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью заявителя, он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 Кодекса.
Признавая решение инспекции в этой части недействительным, суд учитывает сложившуюся судебную практику, признающую правомерность учета затрат на уплату таможенных сборов по полной ГТД при временном периодическом декларировании экспортных товаров:
- - постановление ФАС Московского округа от 10.08.2011 по делу N А40-123062/10-116-509 (определением ВАС РФ от 31.10.2011 N 14152/11 отказано в передаче дела в Президиум ВАС РФ);
- - постановление ФАС Московского округа от 17.10.2011 по делу N А40-141786/10-115-608;
- - постановление ФАС Московского округа от 28.09.2011 по делу N А40-61104/10-116-271;
- - постановление ФАС Московского округа от 09.08.2011 г. по делу N КА-А40/8328-11 (т. 4, л.д. 36 - 49).
В пунктах 2.1 и 2.2 решения инспекция пришла к выводу, что обществом нарушены п. п. 1, 2 ст. 337 Кодекса, п. 1 ст. 339 Кодекса и занижено количество добытого полезного ископаемого в 2008 - 2009 гг. на 29 551 тн, в том числе в 2008 г. на - 19 537 тн, в 2009 г. - на 10 014 тн в результате неправомерного уменьшения количества полезного ископаемого (нефть), подлежащего налогообложению налогом на добычу полезных ископаемых (НДПИ) по ставке нефти, на дебаланс, что повлекло неуплату налога на добычу полезных ископаемых за 2008 - 2009 гг. в размере 87 716 348 руб., в т.ч. за 2008 г. - 65 155 113 руб., за 2009 г. - 22 561 235 руб.
Обосновывая решение в этой части, налоговый орган сослался на следующее.
Из системного анализа ст. ст. 336, 337, п. 7 ст. 339 Кодекса следует, что окончание процесса добычи нефти налоговое законодательство связывает с достижением нефтью показателей, которые первые по своему качеству соответствуют ГОСТ Р 51858-2002, при этом должен быть выполнен весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Инспекция считает, что технологический процесс по подготовке товарной нефти считается завершенным, а нефть соответствует общим техническим условиям нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, первой по своему качеству по ГОСТ Р 51858-2002 (товарная нефть) уже на узлах учета нефти (далее - УУН) N 504 и N 505), в связи с чем дебаланс - разница между счетчиками системы измерения количества нефти (далее - СИКН) N 544 и N 504, 505 подлежит включению в налоговую базу по НДПИ.
Заявитель считает, что сдача нефти соответствующей ГОСТу в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном центральном товарном парке (далее - БЦТП) ОАО "ТНК-Нижневартовск", что подтверждается существующим договором между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2008 год от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08.
Поскольку от УУН N 504, 505 до ЛПДС "Самотлор" протяженность трубопроводов более 100 км, продолжительность прохождения нефти по трубопроводам может достигать сутки. За это время качественные характеристики нефти изменяются, и для того, чтобы сдать нефть, соответствующую требованиям ГОСТ Р 51858-2002, нефть проходит дополнительную подготовку на БЦТП. Таким образом, по мнению заявителя, технологический процесс добычи нефти заканчивается на БЦТП.
С учетом обстоятельств, установленных арбитражными судами по ранее рассмотренным делам с участием тех же лиц за предыдущие налоговые периоды, а также с участием того же налогового органа и иных налогоплательщиков, ведущих аналогичную деятельность, а также с учетом позиции ФНС России суд считает, что решение в этой части подлежит признанию недействительным.
Инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Qтранс, вместо которого, по мнению инспекции, обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 504, 505.
Пунктом 1 статьи 336 Кодекса определено, что объектом налогообложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.
В пункте 1 статьи 337 Кодекса определено, что в целях главы 26 Кодекса указанные в пункте 1 статьи 336 Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту 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 пунктом 7 статьи 339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).
При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.
Для целей налогового законодательства под добычей полезного ископаемого следует понимать комплекс технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения по извлечению из недр минерального сырья, в котором содержится полезное ископаемое, и доведению его до первого качества, соответствующего ГОСТу, стандарту отрасли и т.д.
Указанное понятие добычи полезного ископаемого согласуется с понятием, приведенным в Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 153-39-018-97, утвержденной Минтопэнерго Российской Федерации 16.06.1997.
Согласно пункту 2.2 Инструкции добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующим требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
Постановлением Госстандарта Российской Федерации от 08.01.2002 N 2-ст утвержден и введен в действие с 01.07.2002 ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", распространяющийся на нефть для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта.
Полезным ископаемым, добываемым обществом, является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная и газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный газ).
Пунктом 1 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема.
Количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетным - по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. 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.
Учетной политикой общества закреплен прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого для целей налогообложения, т.е. посредством применения измерительных средств и устройств, с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
При исчислении налоговой базы в отношении нефти общество руководствовалось Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР", утвержденной исполнительным вице-президентом ОАО "ТНК-ВР" 15.10.2004 (далее - Инструкция).
Валовая добыча нефти отражалась в ежемесячных балансах нефти за 2008 год, утвержденных главным инженером общества.
В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" разработка месторождений полезных ископаемых и пользование недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, осуществляются в соответствии с утвержденными техническими проектами.
Требования к содержанию и структуре проектных документов содержатся в Регламенте составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96, утвержденном Минтопэнерго России 23.09.1996.
Пунктом 1.12 РД 153-39-007-96 определено, что проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.
Согласно пункту 8.1 РД 153-39-007-96 исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.
Пунктом 8.4 РД 153-39-007-96 разъяснено, что проекты разработки по сравнению с технологической схемой характеризуются большей глубиной проработки отдельных вопросов. Они составляются обычно после разбуривания большей части основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора и анализа разработки.
Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей (объектов), повышения эффективности их разработки, достижения более высокого коэффициента извлечения нефти (пункт 8.5 РД 153-39-007-96).
Согласно пункту 9 РД 153-39-007-96 для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые научно-исследовательские и проектные институты в соответствии с методическими указаниями с периодичностью, устанавливаемой недропользователями, акционерными обществами, нефтедобывающими предприятиями, проводят авторский надзор.
В авторском надзоре контролируются, в частности степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений, и др.
Инспекцией проанализировано содержание проектов разработки месторождений, дополнений к проектам разработки нефтяных месторождений - Пермяковский, Хохряковский, Кошильский, Колик-Еганский, Ершовый, Сороминский и установлено следующее.
1) Проект разработки Кошильского месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктами 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" и 6.3.2.2 "Подготовка нефти и газа" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин", предусмотрено:
- "После сепарации частично обезвоженная нефть поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Хохряковского месторождения. Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП" (пункт 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти");
- "Окончательная подготовка нефти предусматривается на ЦПС Хохряковского месторождения" (Пункт 6.3.2.2 "Подготовка нефти и газа").
2) Проект разработки Пермяковского месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктом 6.3.1 "Существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин" предусмотрено:
"Обустройство Пермяковского месторождения выполнено согласно проектной документации института ВолгоградНИПИнефть. Сбор добываемой продукции ведется по системе нефтегазопроводов.
Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на ДНС-1 Пермяковского месторождения. На дожимной насосной станции осуществляется обезвоживание нефтяной эмульсии до остаточного содержания воды не более 10% и подготовка воды для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
После сепарации частично обезвоженная нефть поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Хохряковского месторождения. Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП".
3) Дополнение к технологической схеме разработки Колик - Еганского нефтяного месторождения (Тюмень, 2007) (согласовано с ООО "Тюменский нефтяной научный центр").
Пунктом 10.2 "Анализ, требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин, существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" предусмотрено:
"В настоящее время продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок под давлением 1,0 - 1,4 МПа продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на силовую установку струйных насосов и под давлением 2,5 МПа откачивается на Хохряковский ЦПС по трубопроводам диаметром 219 мм общей протяженностью 30,0 км.
Хохряковский ЦПС построен по проекту "ВолгоградНИПИнефть" и введен в эксплуатацию в 1996 г. Центральный пункт сбора на Хохряковском месторождении предназначен для подготовки нефти Хохряковского, Пермяковского, Кошильского и Колик-Еганского месторождений с последующей подачей нефти с обводненностью около 0,5% для коммерческой сдачи в систему магистральных нефтепроводов на БЦТП."
4) Проект разработки Хохряковского месторождения, (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр" и ОАО "Нефтяная Компания Паритет").
Пунктом 6.3.1 "Анализ состояния системы сбора и подготовки продукции скважин Хохряковского месторождения" раздела 6.3 "Требования к системе сбора, промысловой подготовки, и транспортирования продукции скважин" предусмотрено:
"Сырье на ЦПС Хохряковский поступает двумя потоками: первый поток - продукция скважин Хохряковского, Колик-Еганского месторождений и Малосикторского ЛУ, второй поток - частично разгазированная и обезвоженная нефть с ДНС-1 Пермяковского, ДНС-4 Кошильского месторождений и подготовленная нефть Аригольского месторождения.
Получаемая в процессе подготовки на ЦПС товарная смесь в соответствии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" обозначается 1.0.1.1, т.е. является малосернистой, особо легкой, сероводород отсутствует. Окончательное разгазирование смеси нефтей производится в сепараторах концевой ступени сепарации КСУ-1 (2Ч100 м3).
Разгазированная нефть поступает в технологический резервуар (РВС-10000) для окончательного обезвоживания и затем в товарный резервуар, откуда насосами внешней откачки через оперативный узел учета нефти, откачивается на Белозерный ЦТП. На Белозерном ЦТП нефть проходит дополнительную подготовку в смеси с другими малосернистыми нефтями и сдается в магистральный нефтепровод через коммерческий узел учета нефти (КСИКН) N 544".
5) Проект разработки Ершового месторождения (согласован с ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр" и ОАО "Нефтяная Компания Паритет").
Пунктом 8.2 "Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин, существующее положение по обустройству системы сбора и подготовки нефти" предусмотрено:
"Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов поступает на ДНС-1, 3 Ершового месторождения. На дожимных насосных станциях после сепарации скважинная продукция поступает на прием насоса и перекачивается по напорному нефтепроводу на ЦПС Ершового месторождения. Центральный Пункт Сбора введен в эксплуатацию в декабре 1995 года, генпроектировщик НижневартовскНИПИнефть.
Основной задачей ЦПС Ершового месторождения является: подготовка нефти Ершового и Сороминского месторождений до товарных кондиций и перекачка обезвоженной нефти в район Самотлорского месторождения".
Таким образом, именно в проектных документах (технологическая схема, проект разработки) определяется техника и технология добычи нефти, описываются процессы по извлечению минерального сырья и доведения его по качеству до требований стандартов.
Из содержания вышеперечисленных технологических проектов разработки месторождений, дополнений, а также авторских надзоров к ним, инспекцией сделан вывод о том, что по месторождениям общества комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь) завершается на ЦПС Ершового и ЦПС Хохряковского месторождений, на которые поступает продукция со всех месторождений общества.
Из технологических регламентов центральных пунктов сбора нефти и газа Ершового и Хохряковского месторождений следует, что ЦПС оборудованы СИКН, на которых происходит учет добытого полезного ископаемого - нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002.
Представленные обществом паспорта качества нефти, сформированные на пунктах приема-сдачи нефти СИКН N 504 и СИКН N 505, содержат качественные характеристики нефти, прошедшей подготовку на ЦПС "Хохряковский" и ЦПС "Ершовый", и соответствуют качественным показателям ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия".
Поэтому инспекция считает, что окончанием полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого (нефти) является этап доведения нефти до требований ГОСТ Р 51858 на Хохряковском и Ершовом центральных пунктах сбора.
Договором от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08, заключенным обществом с ОАО "ТНК - Нижневартовск", предусмотрено, что ОАО "ТНК-Нижневартовск" (исполнитель) в 2008 году оказывает обществу (заказчик) услуги по транспортировке, сдаче нефти через СИКН N 544 в систему ОАО АК "Транснефть" (пункт 2.1 договора).
Заказчик транспортирует нефть, подготовленную в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002, с массовой долей воды не более 0,5%, с СИКН N 504 Хохряковского ЦПС в смеси с нефтью Малосикторского месторождения ООО "ТНК-ВР Технологии" по нефтепроводу ДУ-720 мм до ЦПС Тюменского месторождения, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимает и транспортирует нефть от ЦПС Тюменского месторождения до БЦТП. Одновременно общество сдает нефть на СИКН N 505 ЦПС Ершовое, далее транспортирует нефть по нефтепроводу ДУ - 273 мм до точки врезки в напорный нефтепровод ДУ - 720 мм, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимает и транспортирует нефть общества от точки врезки по нефтепроводу ДУ - 720 до БЦТП. ОАО "ТНК-Нижневартовск" производит сдачу подготовленной нефти общества через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО АК "Транснефть".
При этом, в соответствии с пунктом 3.1.5 договора заказчик (общество) обязан прекращать откачку нефти при поступлении на СИКН заказчика, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002 или с массовой долей воды более 0,5%.
Выполнение ОАО "ТНК-Нижневартовск" на БЦТП каких-либо операций по доведению нефти ОАО "ННП" до требований ГОСТ Р 51858-2002 договором не предусмотрено.
Между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" составляются ежесуточные акты приема-сдачи нефти. Данные акты составляются по данным СИКН N 504, 505.
Акты составлены по форме, утвержденной Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР".
Поэтому инспекция считает, что общество передавало, а ОАО "ТНК-Нижневартовск" принимало и транспортировало до БЦТП нефть, соответствующую по качеству ГОСТ Р 51858-2002 с массовой долей воды 0,5%, и сдавало в систему ОАО "АК "Транснефть".
В соответствии с пунктом 5.1.6 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004, согласованной с Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, коммерческий учет сырой нефти должен осуществляться с помощью узлов учета сырой нефти (КУУСН) в соответствии с МИ 2693-2001, а товарной нефти - системами измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) в соответствии с Руководящим документом (РД) 153-39.4-042-99.
Согласно пункту 3.22 указанной Инструкции товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.
СИКН - совокупность средств измерений (преобразователи расхода, плотности, влагосодержания, солесодержания, вязкости, температуры, давления, устройств обработки, хранения, индексации и регистрации результатов измерений), технологического и вспомогательного оборудования (трубопроводов, фильтров, циркуляционного насоса, автоматического пробоотборника и др.), предназначенных для выработки сигналов измерительной информации в форме, удобной для автоматической и ручной обработки и передачи в системы управления, уровнемеров для измерений уровней нефти в резервуарах, используемых в качестве резервной схемы учета нефти.
В соответствии с Инструкциями по СИКН N 504, 505 акты приема-сдачи нефти, паспорт качества являются отчетной документацией, формируемой ПО "АРМ-оператора".
Материалами налоговой проверки установлено, что величина сдачи нефти "нетто" в АК "Транснефть" определяется как сумма величин сдачи нефти "нетто" по СИКН N 504, 505 и дебаланса за вычетом величины технологических потерь нефти на БЦТП. Величина дебаланса указана в ежесуточных актах приема-сдачи нефти СИКН N 504, 505.
Из материалов проверки следует, что в актах приема-сдачи нефти по СИКН N 504, 505 за 2008 год отражены общие сведения по количеству нефти, сданной по СИКН N 504, 505, а также сведения по количеству дебаланса, на который ежемесячно уменьшается количество нефти, сданной в трубопроводную систему.
Участком возникновения дебаланса является участок трубопроводной системы от СИКН N 504, 505 ОАО "ННП" до СИКН N 544 ОАО "ТНК - Нижневартовск".
В соответствии с положениями подпункта 1 пункта 1 статьи 342 Кодекса при исчислении НДПИ добытые полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых при их добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождении, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, облагаются НДПИ по налоговой ставке 0 рублей.
Положения названной статьи не связывают право (обязанность) налогоплательщика по обложению ставкой 0 рублей потерь нефти только до достижения ею требований ГОСТа, а указывают на необходимость следования нормативу потерь, утвержденному в порядке, определенном Правительством Российской Федерации.
Согласно подпункту 12.1 пункта 12 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, принятым в соответствии со статьей 342 Кодекса.
В пункте 5 Правил указано, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России.
Приказами Минэнерго России утверждены нормативы технологических потерь нефти для ОАО "ННП" при добыче в 2009 году, при этом определение нормативов технологических потерь осуществлено без учета технологических потерь нефти общества на БЦТП.
Согласно материалам по обоснованию нормативов технологических потерь нефти и газа на 2008 - 2009 год по месторождениям ОАО "ННП" сумма технологических потерь определена в пределах утвержденных норм Минэнерго России за отчетный период.
Поэтому инспекция считает, что в соответствии с технологической схемой разработки месторождения процесс добычи нефти заканчивается на Хохряковском и Ершовом ЦПС месторождения, а общество в нарушение статей 336, 337, 339, 342 Кодекса неправомерно определяло количество нефти при исчислении НДПИ на Белозерском ЦТП.
Суд отклоняет приведенные налоговым органом доводы по следующим основаниям.
При доначислении НДПИ инспекцией не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений общества, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.
Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 Кодекса видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.
Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать, в частности: операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта; иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
В 2008 - 2009 гг. на основе действующих лицензий на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01130 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01141 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01140 НЭ, ХМН 01136 НЭ (т. 8, л.д. 78 - 150, т. 9, т. 10, л.д. 1 - 26) общество разрабатывало и эксплуатировало Сороминское, Тарховское, Пермяковское, Хохряковское, Туль-Еганское, Ершовое, Колик-Еганское, Кошильское, Западно-Сороминское месторождения. В указанных лицензиях добыча нефти определена как процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТ 9965-76 (в последующем заменен на ГОСТ Р 51858-2002), поступлений подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.
На ЦПС Хохряковского месторождения проходит подготовку нефть с кустов скважин Хохряковского и Колик-Еганского месторождений. Смешанный газоводонефтяной поток поступает в нефтегазосепаратор (НГС) первой ступени сепарации, затем в печь ПТБ-10, где нагревается до температуры 40 C. Нагретая нефть обезвоживается в отстойнике горизонтальном (ОГ), из которого вода сбрасывается в очистной резервуар, далее сепарируется в сепараторе горячей ступени (СГС-1). Дополнительную и окончательную сепарацию нефть проходит в сепараторе горячей ступени (СГС-2) и концевой сепарационной установке (КСУ-1). После нефть подается в резервуар технологического и динамического отстоя. Для окончательной подготовки до товарной кондиции и сдачи нефть насосом через узел учета (УУН N 504) откачивается на БЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск).
Продукция с кустов скважин Кошильского и Пермяковского месторождения проходит первичное разгазирование в нефтегазосепараторе (НГС-1) первой ступени сепарации ДНС Пермяковского месторождения. Затем жидкость поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ), где нагревается, частично разгазируется и обезвоживается, после чего откачивается насосом через узел учета нефти для окончательной подготовки на ЦПС Хохряковского месторождения.
Продукция с кустов скважин Сороминского месторождения смешивается с нефтью Северо-Тарховского месторождения, Северо-Сороминского месторождения и проходит первичное разгазирование в нефтегазосепараторе первой ступени сепарации и буферной емкости на ДНС Сороминского месторождения, далее для окончательной подготовки нефть насосом через узел учета откачивается на ЦПС Ершового месторождения.
На ЦПС Ершового месторождения нефть с Туль-Еганского месторождения смешивается с нефтью ДНС Сороминского месторождения и поступает в сепаратор первой ступени сепарации (НГС), далее нагревается в печи ПТБ-10, нагретая нефть поступает в предварительный отстойник (ОГ-П) и через КСУ поступает в РВС технологического и динамического отстоя. Для сдачи товарная нефть через узел учета насосом откачивается на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск".
В соответствии с п. 2 Технологического регламента БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 12, л.д. 10 - 108) БЦТП обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск". На БЦТП осуществляется прием подготовленной нефти Северной группы месторождений, ее доподготовка и сдача через СИКН-544 в резервуары ОПДС "Самотлор"
Основные задачи БЦТП:
- - качественная доподготовка и строгий учет откачиваемой товарной нефти;
- - качественная подготовка подтоварной воды, учета и откачки ее в систему ППД Северного НГДП ОАО "ТНК-Нижневартовск";
- - подготовка, учет и сдача попутного нефтяного газа на БГПК;
- - использование попутного нефтяного газа на технологических установках подготовки нефти (п. 2 регламента).
В состав производства БЦТП входят концевые термохимическая установка (ТХУ), в т.ч. концевые сепарационные установки N 1, 3 резервуарный парк, система измерения количества и качества нефти (СИКН N 544, 578, 579), установка по улавливанию легких фракций, очистные сооружения.
В транспортную схему сбора и сдачи нефти группы Северных месторождений входят ОАО "Варьеганнефтегаз" (Бахиловская и Северо-Варьеганская группа месторождений), ОАО "Негуснефть", ОАО "Белые ночи", ОАО "Варьеганнефть", ООО "Валюнинское", ООО "Ново-Аганское", ОАО "НАК "Аки-Отыр", ООО СП "Ваньеганнефть", ООО СП "Черноморское", ОАО "Корпорация Югранефть", ЗАО "Синко-ННП", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", ОАО "ННПО", ОАО "ТНК-Нижневартовск" (Тюменское и Лор-Еганское месторождения).
На БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск" нефть общества:
- - смешивалась с нефтью Северной группы месторождений;
- - поступала на термохимическую установку, очищалась от воды деэмульгаторами (Согласно п. 3.2 Технологического регламента БЦТП, с месторождений, как правило, поступает эмульсия "вода в нефти". Эмульсия - это мелкие до сотых и тысячных долей миллиметра капельки воды, находящиеся в основной фазе (нефти) во взвешенном состоянии. Слиянию капелек воды и расслоению эмульсии препятствуют вещества называемые эмульгаторами. К ним относятся асфальто-смолистые вещества, парафины, входящие в состав нефти. Для разрушения эмульсий на БЦТП применяется подача в нефть искусственных веществ, так называемых деэмульгаторов. Деэмульгаторы - это поверхностно активные вещества, которые разрушают оболочку вокруг капелек воды, способствуют их слиянию в крупные капли и отстою);
- - нагревалась в печи ПТБ-10 (предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке);
- - поступала на концевую сепарационную установку N 3 (КСУ-3, сепараторы N 5, 6, 7, 8) для сепарации (окончательного отделения попутного газа от нефти).
После окончательного разгазирования нефть поступала в технологические резервуары N 9, 10 V - 20 000 м3 для отстоя, далее в резервуары динамического отстоя N 11,12 V - 20 000 м3 и насосом через коммерческий узел учета нефти СИКН N 544 откачивалась в резервуары линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) "Самотлор" Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (НВ УМН) ОАО "Сибнефтепровод" АК "Транснефть".
Газ с горячей ступени сепарации КСУ сжигался на факеле. Отделившаяся вода из динамического резервуара сбрасывалась в очистной резервуар.
Такой порядок обусловлен тем, что сдача нефти в систему АК "Транснефть" фактически невозможна без дополнительной подготовки. Технология транспортировки нефти (протяженность трубопроводов более 100 км, прохождение более 1 суток) от объектов подготовки общества (ЦПС Хохряковского и Ершового месторождения, СИКН N 504, 505) до коммерческого узла учета сдачи нефти в систему АК "Транснефть" (БЦТП, СИКН N 544) не может обеспечить показатели по воде и вязкости (показатели нефти меняются, возможны выбросы воды).
Проведение доподготовки нефти подтверждается сопоставлением физико-химических свойств нефти на входе в БЦТП и на выходе БЦТП. При этом, как следует из текста Регламента, различаются понятия товарной нефти и сырья (водогазонефтяной эмульсии) с Северных месторождений, к которым относится спорная нефть общества.
Вышеприведенные технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения общества, предусмотрены технологическими проектными документами на разработку Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений - Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 18.05.2006 N ПС-03-31/3146 (т. 14, л.д. 29 - 39), Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения 2006 г., согласованный решением Роснедр от 16.03.2007 N ПС-03-31/2071 (т. 14, л.д. 40 - 55), Технологическая схема разработки Северо-Тарховского нефтяного месторождения 2007 г., согласованная решением Роснедр от 28.12.2007 N ПС-03-31/10901 (т. 14, л.д. 56 - 66), Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 30.11.2005 N ПС-03-34/6921 (т. 14, л.д. 67 - 93), Дополнение к технологической схеме Колик-Еганского месторождения 2007 г., согласованное решением Роснедр от 05.03.2008 N ПС-03-31/1597 (т. 14, л.д. 94 - 105), Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., согласованный решением Роснедр от 25.05.2007 N ПС-03-31/4149 (т. 14, л.д. 7 - 13), Дополнение к Проекту разработки Ершового месторождения 2008 г., согласованное решением Роснедр от 10.04.2009 N ПС-03-31/2712 (т. 14, л.д. 14 - 28), Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г., согласованная решением Роснедр от 06.05.2005 N ПС-03-34/2447 (т. 14, л.д. 106 - 118), Проект разработки Кошильского месторождения 2006 г., согласованный решением Роснедр от 04.05.2007 N ПС-03-31/3529 (л.д. 119 - 132), Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск", 2006 г. (п. 2, п. 4.1, пп. 3 п. 4.2.1, пп. 1 пункта 4.2.2, п. 4.2.4, п. 4.3.1, 4.3.2, п. 4.4.1, п. 8.3).
С учетом вышеизложенного, правильным является определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной "нетто" по завершению технологического цикла по добычи нефти на Белозерском ЦТП, а не на ЦПС "Хохряковский" и ЦПС "Ершовое", как считает налоговый орган.
Судебными актами арбитражных судов по ранее рассмотренным делам установлено, что количество нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной рассчитывается по данным нефти "нетто" при входе в ОАО "АК "Транснефть", в связи с чем технологические потери нефти также должны учитываться до достижения нефтью показателя "нетто" на СИКН N 544, а не нефти на СИКН N 504, 505 (определение ВАС РФ от 17.08.2009 N 9991/09 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 13.04.2009 по делу N Ф04-1948/2009(4045-А75-49), определение ВАС РФ от 23.04.2009 N 4547/09 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Московского округа от 26.12.2008 по делу N КА-А40/12372-08, определение ВАС РФ от 17.12.2008 N 16402/08 об отказе в передаче дела в ВАС РФ с учетом постановления ФАС Московского округа от 27.08.2008 по делу N А40-60121/07-141-341, постановление ФАС Московского округа от 06.05.2010 г. по делу N КА-А40/4004-10)
Подготовленная на БЦТП нефть не является продуктом переработки нефти, не является нефтепродуктом, БЦТП не является объектом нефтеперерабатывающей промышленности, что исключает возможность применения абз. 2 п. 1 ст. 337 Кодекса.
Ссылка инспекции на отсутствие в проектных документах общества описания процедуры дополнительной подготовки нефти, проводимой на БЦТП и используемого при этом оборудования, не может быть положена в обоснование вывода об окончании технологического процесса на ЦПС, поскольку:
- - БЦТП, в отличие от ДНС (дожимные насосные станции месторождений) и ЦПС, через которые нефть проходит подготовку, не принадлежит обществу на праве собственности, а потому проектные документы общества не должны содержать описания проводимых на нем технологических процессов;
- - Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений РД 153-39-007-96, утв. Минтопэнерго России 23.09.10996 не содержит требований по уровню детализации описания системы сбора и подготовки нефти. В связи с этим наличие в проектных документах ссылки на проведение доподготовки нефти на БЦТП и сдачи через него на коммерческом узле учета нефти СИКН N 544 в ОАО "АК "Транснефть" является достаточным;
- - описание технологических процессов, проводимых на БЦТП, дано в специальном документе - Технологическом регламенте Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск", 2006 г., описывающим сырье установки, продукт на выходе с установки, используемое оборудование и т.д.;
- - инспекцией не оспаривается сам факт осуществления соответствующих технологических операций на БЦТП;
- - в порядке реализации полномочий, предусмотренных п. 5.3.13 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293, проектные документы были рассмотрены и согласованы Федеральным агентством по недропользованию (Роснедра России), в связи с чем их переоценка с точки зрения содержания документа необоснованна и выходит за пределы полномочий налоговых органов.
Пунктом 6.1 учетной политики общества для целей налогообложения на 2008 год, утв. приказом от 29.12.2007 N 547 п. (т. 15, л.д. 13 - 84), учетной политики общества для целей налогообложения на 2009 г., утв. приказом от 31.12.2008 N 442 (т. 15, л.д. 85 - 150, т. 16, л.д. 1 - 8), установлен прямой метод количества добытой нефти.
В соответствии с положениями пункта 1.2 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (далее - Инструкция), введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.1981, валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку ШФЛУ, на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери, в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и амбарах.
В соответствии с п. 1.2 Инструкции (т. 10, л.д. 26 - 150, т. 11, л.д. 1 - 81), п. 14.4 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004 (т. 11, л.д. 82 - 111), а также учетными политиками общества для целей налогообложения на 2008 - 2009 гг. валовая добыча нефти за определенный период рассчитывается по следующей формуле:
Д = Qтранс + Qсп + Pсн + Qисп + П + Н2 - Н1, где
- Д - валовая добыча нефти за рассматриваемый период, т;
- Qтранс - это количество нефти, сданное в систему магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и другим организациям (определяемое по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН N 544);
- Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения, не ограничиваются Хохряковским и Ершовым ЦПС, а заканчиваются на БЦТП, общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544 (т. 20, л.д. 148 - 150, т. 21, л.д. 2 - 21,), а также ежемесячным разделительным актам ОАО "ТНК-Нижневартовск", т. 21, л.д. 22 - 45), а не объемов нефти по данным СИКН N 504 и 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.
- Qсп - количество нефти, отпущенной сторонним организациям, т;
- Pсн - количество нефти, использованной на собственные нужды, т.;
- Qисп - количество нефти, использованной на производство продукции (для переработки на установках стабилизации, на производство битумов и др.), т.;
- П - безвозвратные потери (сумма аварийных технологических потерь в пределах, утвержденных Минэнерго, за отчетный период), т.;
- Н1 (Н2) - наличие нефти на начало (конец) периода во всех объектах хранения - резервуарных парках, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и другом технологическом оборудовании, т.;
- В п. 1.3 Инструкции определено, что товарная добыча нефти является частью валовой добычи, за исключением технологических потерь и количества нефти, использованной на технологические нужды, и подтверждается соответствующими документами (актами приема-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
Таким образом, с учетом вышеизложенного процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
Сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" происходит на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск согласно заключенным с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договору на 2008 год от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти (т. 13, л.д. 113 - 132), договору от 24.12.2008 N ТНВ-0115/09/ННП-19-218/09 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 г. (т. 13, л.д. 133 - 150, т. 154, л.д. 1 - 6)
Согласно п. 2.1, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4 договоров исполнитель производит сдачу на БЦТП подготовленной нефти заказчика (соответствующей ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия") через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть" с оформлением распределительных актов приема-сдачи нефти и паспортов качества нефти.
Валовая добычи нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 гг. (т. 11, л.д. 112 - 150, т. 12, л.д. 1 - 12).
Добытая нефть в указанном размере была отражена обществом в налоговых декларациях по НДПИ за 2008 - 2009 гг.
Соответствие данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному обществом в налоговых декларациях за 2008-2009 г.г. подтверждено инспекцией на стр. 49 акта проверки.
Как указано выше, инспекцией не оспариваются количественные показатели валовой добычи нефти, за исключением показателя Qтранс, вместо которого, по мнению инспекции, обществом должны были использоваться данные по объемам нефти на СИКН N 504, 505.
Вместе с тем ни Инструкция, ни учетная политика общества для целей налогообложения на 2008 г., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004, ни положения Кодекса не предусматривают возможности замены показателя Qтранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Заявитель утверждает, что инспекция не учитывает законодательно установленную допустимую погрешность средств измерений массы нефти, влияющей на дебаланс.
В соответствии с п. 2.2 договоров с ОАО "ТНК-Нижневартовск" на транспортировку, сдачу нефти и проведение химического анализа нефти, все операции по приему, учету и сдаче нефти осуществляются в соответствии с Рекомендациями по приему по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти, утв. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 31.03.2005 N 69, Инструкцией по эксплуатации УУН N 504 Хохряковского месторождения, Инструкцией по эксплуатации УУН N 505 Ершового месторождения, Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР, согласованной Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России 11.03.2004 письмом N 10-03/268.
Метод определения массы нефти по УУН N 504 и УУН N 505 должен соответствовать ГОСТ Р 8.595-2004 "Государственная система измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", утв. приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004 N 99-ст. Учет сдаваемой нефти ведется по массе нетто (в тоннах) (п. 2.3 договоров).
Согласно с п. 3.1 ГОСТ Р 8.595-2004 методика выполнения измерений (МВИ) массы продукта: представляет собой совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью (неопределенностью). Погрешность измерений массы продукта: обобщенная погрешность всех результатов измерений массы продукта при точном выполнении всех требований МВИ (п. 3.2 ГОСТ Р 8.595-2004)
Согласно с п. 5.1.2 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать: 0,50% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах расцепленных цистерн; 0,60% - при прямом методе статических измерений взвешиванием на весах движущихся нерасцепленных цистерн и составов из них; 0,35% - при прямом и косвенном методах динамических измерений; 0,60% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, от 120 т и более; 0,75% - при косвенном методе статических измерений и косвенном методе измерений, основанном на гидростатическом принципе, до 120 т.
Прямой метод динамических измерений массы продукта: метод, основанный на прямых измерениях массы продукта с применением массомеров в трубопроводах (п. 3.5 ГОСТ Р 8.595-2004), косвенный метод динамических измерений массы продукта: метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в трубопроводах (п. 3.7 ГОСТ Р8.595-2004).
Согласно п. 2.4 договоров количество нефти, сдаваемой заказчиком через СИКН N 544, изменяется на величину технологических потерь нефти на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск", определенных на основании проведенных исследований и распределенного по СИКН N 544 дебаланса.
Пунктами 3.1.15 и 3.1.16 договоров предусмотрена обязанность общества по обеспечению эксплуатации УУН N 504, 505 в соответствии с Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и Инструкцией по эксплуатации коммерческого УНН"; применять средства измерений коммерческого узла учета нефти, аттестованные в установленном порядке.
В обязанности ОАО "ТНК-Нижневартовск" входит обеспечение учета нефти, сдаваемой через СИКН N 544 (п. 3.2.2 договоров); оформление вместе с заказчиком суточных актов приема-сдачи нефти, сданной с УУН заказчика исполнителю. Суточное количество сданной нефти заказчика определяется по акту приема-сдачи, подписанному уполномоченными представителями заказчика и исполнителя за минусом распределенного дебаланса и вычетов технологических потерь на БЦТП (п. 3.2.3 договоров); оформление сводных распределительных актов по сдаче нефти на СИКН N 544 за каждый отчетный месяц с указанием количества нефти брутто и нетто по каждому производителю (п. 3.2.4 договоров).
В соответствии с Технологическими регламентами ЦПС Хохряковского месторождения (утв. 14.11.2008, том 18, л.д. 62 - 150, том 19, л.д. 1 - 37) и Ершового месторождения (утвержден 14.11.2008, том 19, л.д. 38 - 135) для учета откачиваемой на БЦТП нефти в составе ЦПС предусмотрены СИКН N 504, 505 соответственно, обеспечивающие автоматическое определение количества нефти по массе нетто в соответствии с ГОСТ 26976-86 и РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти". С учетом ручного ввода недостающих показателей качества нефти (солесодержания, мехпримесей и т.д.).
В состав СИКН входит, в том числе, блок измерительных линий (БИЛ), использующий турбинные преобразователи расхода геликоидные, мультивязкостные (рабочие и резервные) фирмы "Faure Herman" модель TZN 50-50, TZN 50-70 или TZN 150-600, допустимая погрешность +(-) 0,15%. Суммарная погрешность нефти по массе нетто не более +(-) 0,35%.
Пунктом 2.1.1, 2.1.2.1 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 504 Хохряковского месторождения п. 2.1.1, 2.1.3.3 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 505 Ершового месторождения (том 19, л.д. 136 - 151, том 20, л.д. 1 - 32), предусмотрено, что СИКН 504, 505 предназначены для автоматизированного определения количества нейти с погрешностью, не превышающей +(-) 0,25% по массе "брутто", и = (-) 0,35% по массе "нетто", установленных ГОСТ Р 8.595-2002, и показателей качества нефти с нормируемыми погрешностями, при проведении учетно-расчетных операцией между предприятием-поставщиком (сдающей стороной) и предприятием, осуществляющим транспортировку нефти (принимающей стороной). Блок измерительных линий (БИЛ) использует турбинные преобразователи расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-600 или TZN 50-50, TZN 50-70, допустимая погрешность + (-) 0,15%.
Калибровочными сертификатами (том 22, л.д. 102 - 110, 112, 113, 115), сведениями о поверке СИКН 504, 505, а также свидетельствами о поверке N 3378 от 08.05.2009, N 3672 от 26.11.2008, N 3212 от 07.06.2007, N 3514 от 08.06.2008, N 4569 от 11.12.2008, N 4517 от 10.12.2009, N 4529 от 11.12.2008 (том 22, л.д. 111, 114, 116, том 23, л.д. 146, 147, 148, 149) подтверждается соответствие названных средств измерении установленной для них предельной относительной погрешности.
Методика выполнения измерений массы нефти системой измерений количества и показателей качества нефти N 504 Хохряковского месторождения и N 505 Ершового месторождения при учетных операциях между ОАО "ННП" и принимающей стороной определены Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 504 Хохряковского месторождения" (2003 г., том 21, л.д. 47 - 60) и Инструкцией "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качестве нефти N 504 Хохряковского месторождения" (2004 г., том 21, л.д. 62 - 78) (далее - Инструкции по МВИ СИКН N 504, 505).
Пунктами 1 и 2.1.1 Инструкций по МВИ СИКН N 504, 505 предусмотрено, что пределы допускаемой погрешности измерений в соответствии с ГОСТ 26976 должны быть не более +(-) 0,25% по массе "брутто" нефти, +(-) 0,35% по массе "нетто" нефти. При выполнении измерений используются преобразователи расходы жидкостные турбинные со струевыпрямителями HELIFLU TZ-N (150 - 600) фирмы "Faure Herman" (паспорт преобразователя - том 22, л.д. 117 - 124). Измерение массы нефти выполняют косвенным методом динамических измерений (п. 3 Инструкций по МВИ СИКН 504, 505). Системы измерений, входящие состав СИКН, должны иметь свидетельства о поверке, быть опломбированы или иметь оттиск поверительных клейм (п. 2.15 Инструкций по МВИ СИКН 504, 505).
Свидетельства об аттестации МВИ N 1160014-04 от 15.12.2004, МВИ N 13014-03 от 16.01.2003 (Том 21, л.д. 46, 61) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 505 и СИКН 504 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью +(-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Аналогичные положения предусмотрены в п. 1, 2.1.1 Инструкции "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2003 г., том 21, л.д. 80 - 102)), Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2009 г., том 21, л.д. 103 - 150, том 22, л.д. 1 - 101).
Свидетельство об аттестации МВИ N 208/514-03 от 21.08.2003 (том 21, л.д. 79) подтверждают соответствие МВИ СИКН N 544 предъявляемым к ней метрологическим требованиям с допускаемой предельной погрешностью + (-) 0,35% по массе нефти "нетто".
Пунктом п. 2.1 (стр. 38) Технологического регламента БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" установлено, что в состав СИКН N 544 входит Блок измерительных устройств, использующей турбинный преобразователь расхода фирмы "Faure Herman" модель TZN 150-60 в комплекте со струевыпрямителем, допустимая погрешность +(-) 0,15%.
Общество утверждает, что в проверяемом периоде 2008 - 2009 гг. величина фактического дебаланса не превысила +/- 0,70% (0,35% по СИКН N 504 +0,35% по СИКН N 544 или 0,35% по СИКН N 505 +0,35% по СИКН N 544), т.е., по мнению общества, не выходила за пределы допускаемой относительной погрешности, установленной ГОСТ Р 8.595-2002 "ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений и согласованной федеральными органами - Государственным комитетом Российской Федерации по стандартизации и метрологии и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
Так, согласно расчетам общества (том 23, л.д. 101), основанным на реестрах актов приема-сдачи нефти за 2008 год по СИКН N 504 (том 20, л.д. 84 - 95), СИКН N 505 (том 20, л.д. 96 - 119), СИКН N 544 (том 20, л.д. 148 - 150, том 21, л.д. 2 - 9) в 2008 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и суммарной сдачи нефти по СИКН N 504, 505 составило: в январе - 0,23%, в феврале - 0,36%, в марте - 0,51%, в апреле - 0,49%, в мае - 0,34%, в июне - 0,30%, в июле - 0,46%, в августе - 0,61%, в сентябре - 0,50%, в октябре - 0,47%, в ноябре - 0,60%, в декабре - 0,27%.
Согласно расчетам общества (том 23, л.д. 101), основанным на реестрах актов приема-сдачи нефти за 2009 год по СИКН N 504 (том 20, л.д. 120 - 131), СИКН N 505 (том 20, л.д. 132 - 147), СИКН N 544 (том 21, л.д. 10 - 21) в 2009 году отклонение между показателями сдачи нефти по СИКН N 544 и суммарной сдачи нефти по СИКН N 504, 505 составило: в январе - 0,26%, в феврале - 0,43%, в марте - 0,27%, в апреле - 0,38%, в мае - 0,35%, в июне - 0,33%, в июле - 0,26%, в августе - 0,04%, в сентябре - 0,19%, в октябре - 0,27%, в ноябре - 0,33%, в декабре - 0,39%.
Общество не согласно с проведенным инспекцией ежедневным (том 24, л.д. 69 - 89) и ежемесячным (том 24, л.д. 90 - 92) расчетом отклонения величины фактического дебаланса и нормируемой погрешности в размере 0,35%, т.к. согласно п. 1 ст. 54 Кодекса налогоплательщики-организации исчисляют налоговую базу по итогам каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета и (или) на основе иных документально подтвержденных данных об объектах, подлежащих налогообложению либо связанных с налогообложением.
В соответствии с п. 1 ст. 338 Кодекса налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно. Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, в единицах массы нетто (п. 2 ст. 338, п. 1 ст. 339 Кодекса).
Налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц (ст. 341 Кодекса).
Таким образом, определение количества добытой нефти должно определяться по итогам календарного месяца, а не по итогам дня.
Вместе с тем, суд считает неправильным использование в расчете заявителя показателя погрешности 0,7%, основанное на том, что зависимости от разрабатываемого месторождения и пунктов подготовки, нефть проходит через СИКН N 504 (ЦПС Хохряковского месторождения) и СИКН N 544 (БЦТП) или через СИКН N 505 (ЦПС Ершового месторождения) и СИКН N 544 (БЦТП).
Заявитель считает, что при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти расчет максимального отклонения дебаланса СИКН N 544 от СИКН N 504 или СИКН N 505 должен проводиться исходя из сложения погрешности каждого из СИКН, то есть +(-) 0,70%:
(+0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (+0,35%) СИКН N 544 = 0,7%
(+0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (-0,35%) СИКН N 544 = 0%
(-0,35%) СИКН N 504 или СИКН N 505 + (-0,35%) СИКН N 544 = - 0,7%
Данные доводы общества о том, что величина фактического дебаланса не превысила +0,70% (0,35% по СИКН N 504 + 0,35% по СИКН N 544 и 0,35% по СИКН N 505 + 0,35% по СИКН N 544), не соответствуют фактическим обстоятельствам.
Действительная величина фактического дебаланса может быть рассчитана (на примере 2008 год) исходя из имеющейся формулы в рамках договора от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08 между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" (т. 13 л.д. 113 - 131). Согласно указанному выше договору акты приема-передачи нефти составляются ежесуточно. Величина фактического дебаланса рассчитывается также ежесуточно, при этом исходные данные определить и расчет произвести можно на основании данных актов. Выборочный анализ данных актов и такой же выборочный расчет дает расхождение между показателями на СИКН N 504, 505 и СИКН N 544, превышающее даже 0,70%.
Для примера инспекцией проанализирован март 2008 года. Например, 14.03.2008 величина дебаланса составляла - (минус) 156 тонн, при этом показатели на СИКН N 504 равнялись 11 872 тонн. Указанный дебаланс превышает 1,3%, что явно больше допустимой погрешности - 0,35%. Аналогичная ситуация имеет место также 8, 9, 21, 24, 26 марта. При этом данные обстоятельства прослеживаются во всех периодах 2008 и 2009 года.
Суд считает неверным вывод заявителя относительно возможности удвоении норматива до показателей +0,70% (0,35% по СИКН N 504 +0,35% по СИКН N 544 и 0,35% по СИКН N 505 +0,35% по СИКН N 544).
Как обоснованно указали представители инспекции, указанный вывод противоречит общим физическим принципам и законам логики. Величина допустимой погрешности прибора - есть величина возможного отклонения фактически измеренного показателя (в данном случае массы нефти) при воспроизведении действий по измерению N-ное число раз, т.е. при измерении одной и той же 1 тонны нефти, например, 50 раз показатели прибора могут давать установленные ГОСТом отклонения до 3,5 кг в большую или меньшую сторону. Учитывая, что приборы на СИКН N 504, 505 и СИКН N 544 измеряют одну и ту же нефть, указанные отклонения не могут превышать установленную ГОСТом величину +0,35%. Очевидно, что суммирование величин +0,35% для каждого из прибора приводит к нелогичному выводу - чем больше измерительных приборов установлено на пути следования нефти, тем больший показатель погрешности возникает: для 20 установленных приборов показатель будет равен 7%, для 200 - 70% и т.д., т.е., если следовать логике расчета заявителя, при большем объеме приборов показатель добытой нефти может быть равен нулю, т.к. сумма погрешностей всех измерительных устройств равна или даже превысит 100%.
Вышеизложенное свидетельствует о методологически неверной ссылке общества на допустимую погрешность 0,70%.
Вместе с тем, суд считает, что допустимая погрешность измерительных 0,35% безусловно должна была быть учтена налоговым органом при определении размера доначислений.
Инспекция считает, что общество в принципе не может уменьшать объемы добытого полезного ископаемого для целей налогообложения, за исключением случаев специально установленных Кодексом, в том числе и на показатель + 0,35%.
В обоснование этого утверждения инспекция привела следующие доводы.
В главе 26 "Налог на добычу полезного ископаемого" Кодекса есть только один законодательно установленный случай уменьшения для целей налогообложения по эффективной (значимой) ставке объема добытого полезного ископаемого - возможность уменьшить объемы добытого полезного ископаемого на фактические потери при добыче в пределах утвержденных нормативов.
В соответствии с п. 3 ст. 339 Кодекса, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.
Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.
В соответствии с п. 1 ст. 342 Кодекса налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 настоящего Кодекса как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче, в том числе полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.
В целях настоящей главы нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения" (далее - Постановление N 921) нормативы потерь твердых полезных ископаемых (включая общераспространенные) рассчитываются по конкретным местам образования потерь при проектировании горных работ и включаются в состав проектной документации (технического проекта, технико-экономического обоснования, проекта обустройства месторождения и иной документации). Эти нормативы (кроме общераспространенных ископаемых) утверждаются Федеральным агентством по недропользованию.
Для общества указанные нормативы потерь были утверждены, в деле имеются также материалы по обоснованию нормативов потерь нефти, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений (т. 16 л.д. 113 - 150, т. 17). Указанное обоснование анализирует причину появления фактических потерь при добыче нефти, а также отдельно определяет места их формирования. В данном документе не содержится описания такого вида нормативных потерь нефти как дебаланс.
В период 2008 - 2009 гг. по замечанию комиссии Минпромэнерго из расчета нормативных потерь вообще были исключены какие-либо потери нефти, возникающие на БЦТП (т. 17 л.д. 84), соответствующие расчеты также приведены в указанных обоснованиях нормативов потерь.
Никаких других возможных уменьшений объемов добытого полезного ископаемого Кодекс не содержит, при этом фактически потерянное полезное ископаемое в части, превышающей утвержденный норматив (в том числе с учетом этапа образования потерь) подлежит налогообложению по налоговой ставке "нефть".
Тем самым исследуемый в рамках настоящего спора "дебаланс" является фактическими потерями нефти, превышающими утвержденные нормативы потерь, которые должны облагаться как сверхнормативные потери по общеустановленной налоговой ставке для полезного ископаемого "нефть".
Инспекция ставит под сомнение природу образования указанного "дебаланса". Исходя из моделей теории вероятности при возможной вероятности наступления события (измерение массы нефти) с точностью как +0,35 так -0,35, при постоянном числе измерений (превышающем 1 (одно) измерение) общий показатель измерений будет давать приближенное к нулю значение. В настоящем случае на протяжении 24 месяцев наблюдается постоянное отклонение в отрицательную сторону (при этом даже превышающее установленное значение 0,35%), что напрямую противоречит постулатам теории вероятности.
Понятие "дебаланс" определено лишь в договорах между обществом и ОАО "ТНК-Нижневартовск" от 17.12.2007 N ТНВ-0208/08/ННП 06/0009/08 и от 24.12.2008 N ТНВ-0115/09/ННП-19-218/09. Согласно приложению N 3 к указанным договорам дебаланс - это разница между поступлением нефти на БЦТП и сдачей ее с СИКН сдатчиков. Дебаланс определяется расчетным путем и учитывается при приемо-сдаточных операциях между узлами учета нефти предприятий сдатчиков и СИКН N 544.
Согласно методике расчета дебаланса по СИКН N 544 в расчете дебаланса участвуют:
- - ОАО "Варьеганнефтегаз;
- - ОАО "Негуснефть";
- - ООО "Белые ночи";
- - ОАО "Варьеганнефть;
- - ОАО Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";
- - ООО СП "Ваньеганнефть";
- - ООО СП "Черногорское";;
- - ОАО "Корпорация Югранефть";
- - ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз";
- - ОАО "ТНК-Нижневартовск" и др.
Данная методика поясняет, каким образом происходит расчет так называемого "дебаланса".
Сначала все организации, использующие в своей деятельности БЦТП, определяют по отдельным счетчикам количество нефти, соответствующей ГОСТ, для передачи на дальнейшую транспортировку компании ОАО "ТНК-Нижневартовск". Для общества это узлы учета СИКН N 504, 505. Именно на этих узлах общество непосредственно измеряет соответствующую ГОСТ нефть, добытую непосредственно на его месторождениях. Указанные показатели фиксируются в актах сдачи-приемки нефти.
Затем нефть транспортируется до БЦТП, где происходит смешение всех нефтей, поставленных от всех вышеперечисленных организаций, т.е. после БЦТП в принципе невозможно говорить о каких-либо непосредственных измерениях нефти конкретной организации, в том числе измерений дебаланса.
Смешанная нефть измеряется на СИКН N 544 и показатели пропорционально определяются для каждой организации. Нефти, пришедшей на СИКН N 544 после БЦТП всегда меньше (это подтверждается также постоянной отрицательной величиной дебаланса в первичных документах общества), поэтому возникает отрицательная разница между показаниями счетчиков общества (N 504, 505) и пропорционально разделенным показателем на СИКН N 544.
Затем пропорционально определяется величина "дебаланса" для каждого из обществ, пользующихся услугами БЦТП (т.е. фактические потери любого общества также пропорционально распределяются, в том числе, на заявителя) в расчете на каждые сутки и на размер указываемого дебаланса уменьшается объем фактически добытого полезного ископаемого.
Инспекция считает, что в указанном случае, даже если признать позицию общества о правомерности уменьшения количества добытого полезного ископаемого на установленную ГОСТ величину погрешности измерений +0,35% (не большей +0,35%), указанный механизм не может применяться, т.к. второе измерение (СИКН N 544) осуществляется в отношении совсем другой нефти (принадлежащей другому налогоплательщику, с другого месторождения) и не отражает погрешность измерений конкретного объема нефти.
Суд отклоняет приведенные доводы налогового органа, так как они направлены на переоценку обстоятельств, установленных вступившими в законную силу судебным актам по ранее рассмотренным делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965.
В соответствии с п. 2 ст. 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 12.02.2009 по делу N А40-43834/08-140-136, оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.04.2009 N 09АП-4967/2009-АК и постановлением ФАС Московского округа от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09 (том 22, л.д. 125 - 145) признано незаконным вынесенное по итогам выездной налоговой проверки общества за 2004-2005 г.г. решение инспекции от 09.08.2007 N 52/1701 "О привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2004 - 2005 гг. по основанию "расхождения сданной нефти в ОАО "АК "Транснефть" по узлу учета N 544 с данными о количестве переданной нефти с Хохряковского и Ершового ЦПС по узлам учета нефти N 504 и N 505".
Как указано в решении суда по названному делу, ответчик пояснил, что в рамках выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что добытая нефть первая по своему качеству соответствовала государственному стандарту Российской Федерации на узлах учета нефти N 504, 505, вследствие чего доначислен налог, пени и штраф" (абз. 9 и 11 стр. 60 решения суда)
Признавая незаконным решение инспекции, суды исходили из следующего:
- - согласно лицензиям на разработку недр добыча нефти включала в себя не только соответствие нефти ГОСТу на нефть, но и поступление нефти на коммерческие узлы учета нефти для реализации с последующей передачей АК "Транснефть";
- - учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения не ограничиваются Хохряковским ЦПС и Ершовым ЦПС, а заканчиваются на Белозерном ЦТП, общество правомерно определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УНН N 544, а не объемов нефти по данным СИКН N 504, 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается" (абз. 6 стр. 64 решения суда первой инстанции)
Такой вывод суды делают на основе действующих в 2004 - 2005 гг. проектных документов, в том числе использующихся и в 2008 - 2009 гг. - Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г. (абзац 9 стр. 55 решения суда первой инстанции).
Согласно технологическому регламенту цеха подготовки и перекачки нефти N 2 управления подготовки и сдачи нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2001 г., "на БЦТП нефть с ЦПС Ершового и ЦПС Хохряковского месторождений смешивается с нефтью северной группы месторождений, нагревается в печи типа ППТБ-10 и поступает на концевую сепарационную установку (КСУ). После окончательного разгазирования нефть поступает в динамический резервуар и насосом через узел учета N 544 откачивается в ОАО "Сибнефтепровод", газ КСУ сжигается на факеле, отделившееся вода из динамического резервуара сбрасывается в очистной резервуар" (абз. 8 и 9 стр. 55 решения суда первой инстанции).
Исходя из этого следует, что характер проводимых на БЦТП технологических операций на основе двух разных проектных документов (до 2006 г. - утвержденный в 2001 году технологический регламент цеха подготовки и перекачки нефти N 2 управления подготовки и сдачи нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск", после 2006 г. - утвержденный в 2006 году технологический регламент БЦТП БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск"), не изменился. Замена регламента 2001 года обусловлена истечением установленного при его утверждении 5-летнего срока действия.
- - невозможность замены показателя Qтранс (количество добытой нефти на СИКН N 544) показателем добытой нефти на СИКН N 504, 505 (абз. 6 стр. 64 решения суда первой инстанции);
- - для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, а также данных статистической отчетности в области недропользования;
- - нарушение алгоритма доначисления обществу НДПИ, исходя из неучета инспекцией потерь и дебаланса иного общества - ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", объемы которых были включены в общее количество сданной обществом нефти на СИКН N 504, 505 (стр. 64 - 65 решения суда первой инстанции).
Таким образом, судами признано правомерным использование обществом для расчета НДПИ данных СИКН N 544, содержащих данные о количестве добытой нефти, прокаченной через СИКН N 504, 505 и уменьшенной на технологические потери и дебаланс.
Кроме того, судами признано незаконным решение инспекции в части не включения в налоговую базу по НДПИ облагаемых по "нефтяной ставке" сверхнормативных потерь нефти на БЦТП, имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений (абз. 1 стр. 54 решения суда первой инстанции).
Поддерживая выводы судов, ФАС Московского округа указал (абз. 4 стр. 15 постановления), что "с учетом установленных при рассмотрении дела обстоятельств, являются обоснованными выводы судебных инстанций о правильном определении заявителем налоговой базы по НДПИ (в том числе и по размеру фактических потерь) по завершении технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не как ошибочно рассчитано налоговым органом при проведении проверки на ЦПС Хохряковского и Ершовского месторождений".
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965 оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.10.2011 и Постановлением ФАС Московского округа от 29.02.2012 (том 23, л.д. 1 - 52), признано незаконным вынесенное по итогам выездной налоговой проверки общества за 2006 - 2007 гг. решение инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р. "О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2006 - 2007 гг. по основанию не включения в налоговую базу по НДПИ облагаемой по "нефтяной ставке" сверхнормативных потерь нефти на БЦТП, имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений.
Признавая незаконным решение инспекции, судами установлены следующие обстоятельства и сделаны следующие выводы:
- - "Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения, заканчиваются на Белозерном ЦТП, суд первой инстанции правомерно указал, что общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544), а не объемов нефти по данным СИКН N 504 и 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается" (абз. 3 стр. 11 постановления 9 ААС);
- - "цикл технологических операций заканчивается не на Хохряковском и Ершовом ЦПС, как считает налоговые орган, а на Белозерском ЦТП" (абз. 4 стр. 10 постановления ФАС МО);
- - "система сбора и подготовки нефти ОАО "ННП" в 2007 году по сравнению с ранее существовавшей не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении", в проект которого в 2005 году был внесен ряд усовершенствований по некоторым видам оборудования" (абз. 1 стр. 11 постановления ФАС МО);
- - "При изложенных обстоятельствах является правильным вывод судов о том, что обществом была правомерно определения налоговая база по НДПИ, подлежащая налогообложению по ставке 0 процентов, с учетом потерь на Белозерном БЦТП" (абз. 3 стр. 14 постановления ФАС МО);
- - для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (абз. 4 стр. 12 постановления ФАС МО), а также данных статистической отчетности в области недропользования (абз. 5 стр. 13 постановления ФАС МО).
Установленные обстоятельства в силу ч. 2 ст. 69 АПК РФ не подлежат доказыванию при рассмотрении судом настоящего дела, в котором участвуют те же лица, т.е. являются преюдициальными.
Так, в 2008 - 2009 гг. общество разрабатывало свои месторождения на основе тех же лицензий, что и в 2006 - 2007 гг. (лицензии на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01130 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01141 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01140 НЭ, ХМН 01136 НЭ).
Проектные документы, на основе которых общество разрабатывало в 2008-2009 г.г свои месторождения и определяющие цикл технологических операций по сбору и подготовки нефти, также не изменились - Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., Проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения 2006 г., Технологическая схема разработки Северо-Тарховского нефтяного месторождения 2007 г, Проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., Дополнение к технологической схеме Колик-Еганского месторождения 2007 г., Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г., Проект разработки Кошильского месторождения 2006 г. (абзац 6 стр. 16 решения Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965).
Соответственно, система сбора и подготовки нефти общества в 2008-2009 г.г. по сравнению с ранее существовавшей в 2006 - 2007 гг., не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении.
На БЦТП подготовка нефти до требований ГОСТа Р 51858-2002 проводится на основе того же проектного документа - Технологического регламента Белозерного центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2006 г.; характер проводимых на нем технологических операций не изменился.
Общество, как и в предыдущие годы, использует оформляемые на БЦТП реестры актов приема сдачи нефти на СИКН N 544 для определения количества добытой нефти - определения налоговой базы по НДПИ.
Положения Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 в 2008 - 2009 гг. остались неизменными.
Настоящий спор возник между теми же лицами, по тем же основаниям, проверяемый период не имеет значения в связи с неизменностью системы сбора и подготовки нефти и газа на месторождениях общества.
Поэтому установленные судами по ранее рассмотренным делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 обстоятельства в части момента и места определения налоговой базы (на БЦТП по объемам СИКН N 544, а не ЦПС Хохряковского и Ершового месторождения через СИКН N 504, 505) не подлежат доказыванию вновь по рассматриваемому делу, судебные акты по делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 в указанной части являются преюдициальными.
Ссылка инспекции на то, что норма ч 2 ст. 69 АПК РФ освобождает от доказывания фактических обстоятельств, но не исключает их различной правовой оценки, отклоняется, так как судами были установлены фактические обстоятельства по содержанию технологических операций, предусмотренных проектными документами общества на разработку месторождений и определяющих момент определения налоговой базы по НДПИ.
При принятии решения суд также учитывает иную судебную практику ФАС Московского округа, согласно которой технологического цикл оканчивается на БЦТП, и добытую нефть необходимо включать в налогообложение НДПИ исходя из данных СИКН N 544, а не на конкретных ЦПС и находящихся на них СИКН общества (постановления ФАС Московского округа от 26.07.2011 N КА-А40/6657-11, от 04.03.2011 N КА-А40/17007-10;2, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 15.10.2010 N КА-А40/8835-10-2, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09 и др.).
Постановлением от 26.07.2011 по делу N А40-38377/10-20-262 ФАС Московского округа отменил постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 30.03.2011, отменившего решение Арбитражного суда г. Москвы от 08.12.2010, и признавшего законным решение инспекции о доначислении ОАО "Варьеганнефтегаз" НДПИ на разницу количества нефти между СИКН N 544 (БЦТП) и N 516 и N 529 (ЦПС Бахиловского и ЦПС Северо-Варьеганского месторождений), в связи с соответствием на этих пунктах подготовки нефти требованиям ГОСТ Р 51858-2002 и окончанием технологических процессов по добыче и подготовки нефти, предусмотренными проектными документами на разработку месторождений.
Основываясь на заключенных с ОАО "ТНК-Нижневартовск" договорах на транспортировку нефти, Инструкции по определению объема добытой нефти и формированию товарного баланса налогоплательщика, формулы расчета валовой нефти, приведенной в Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих предприятиях РД 39-30-627-81, ФАС Московского округа сделал вывод, что "суд первой инстанции обоснованно пришел к выводу о том, что инспекция в своем решении неправомерно указывает на возможность использования в показателе формулы определения количества добытой нефти по показателю Qтранс вместо количества сданной нефти по УУН N 544 (АК Транснефть) - нефти, переданной по УУН N 516 и N 529", а также "С учетом установленных обстоятельств судом суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что налоговая база по НДПИ (с учетом потерь) определяется по завершению технологического цикла по добыче нефти на Белозерском ЦТП, а не на ЦПС Бахиловский и ЦПС "Северо-Варьеганский".
При этом, на основании ч. 2 ст. 69 АПК РФ ФАС Московского округа признал имеющими значение выводы судов по делу N А40-78155/08-117-359 (выездная проверка ОАО "Варьеганнефтегаз" за 2004 - 2005 гг.), "поскольку технологический цикл системы сбора и подготовки нефти на месторождениях общества не изменился, а иное в ходе проверки инспекцией не доказано".
Определением коллегии судей Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 11.01.2012 N 15358/11 инспекции отказано в передаче дела пересмотра в порядке надзора судебных актов по делу N А40-38377/10-20-262. ВАС РФ счел не противоречащей АПК РФ ссылку на обстоятельства, установленные по делу N А40-78155/08-117-359.
При изложенных обстоятельствах, учитывая, что ОАО "Варьеганнефтегаз" и ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" включены в единую систему сдачи нефти в ОАО "АК "Транснефть" (через БЦТП и СИКН N 544), идентичность проводимых операций на БЦТП, а также ЦПС ОАО "ННП" (ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, СИКН N 504, N 505) и ЦПС ОАО "Варьеганнефтегаз" (ЦПС Бахиловского и ЦПС Северо-Варьеганского месторождений, СИКН N 516 и N 529), установленные по делу N А40-38377/10-20-262 обстоятельства должны учитываться и при рассмотрении для настоящего дела.
Также суд учитывает решение ФНС России от 31.01.2012 N СА-4-9/1451 по апелляционной жалобе ОАО "Варьеганнефтегаз" на решение инспекции от 24.06.2011 N 52-22-18/319-1р, принятое по результатам выездной проверки этого общества за периоды 2008 - 2009 гг., т.е. аналогичные рассматриваемым в настоящем делу (том 24, л.д. 14 - 29).
Отменяя решение инспекции в части вывода о занижении количества добытого полезного ископаемого и неуплате НДПИ по основаниям, аналогичным рассматриваемым в настоящем деле (сдача нефти, соответствующей ГОСТу, в ОАО "АК "Транснефть" на БЦТП по договору с ОАО "ТНК-Нижневартовск"), ФНС России указала, что процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть", следовательно, определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) следовало производить в момент, когда нефть начинает соответствовать стандарту (пункт 1 статьи 337 Кодекса) - по завершению технологического процесса по добыче нефти, т.е. на Белозерном ЦТП, а не на ЦПС "Бахиловский" и ЦПС "Северо-Варьеганский" (стр. 11 решения ФНС России).
При таких обстоятельствах и, исходя из необходимости соблюдения принципа правовой определенности, суд признает недействительным решение инспекции о доначислении НДПИ на сумму 87 716 348 руб., соответствующих этой сумме налога пени и штрафов.
В силу главы 25.3 Кодекса отношения по уплате государственной пошлины возникают между ее плательщиком - лицом, обращающимся в суд, и государством. Исходя из положений подпункта 1 пункта 3 статьи 44 Кодекса, отношения по поводу уплаты государственной пошлины после ее уплаты прекращаются.
Согласно ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации между сторонами судебного разбирательства возникают отношения по распределению судебных расходов, которые не регулируются главой 25.3 Кодекса.
Законодательством не предусмотрен возврат заявителю уплаченной государственной пошлины из бюджета в случае, если судебный акт принят в его пользу, а также не предусмотрено освобождение государственных органов, органов местного самоуправления от возмещения судебных расходов.
В связи с этим, если судебный акт принят не в пользу государственного органа (органа местного самоуправления) расходы заявителя по уплате государственной пошлины подлежат возмещению этим органом в составе судебных расходов (ч. 1 ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).
На основании изложенного, руководствуясь ст. 110, п. 4 ч. 1 ст. 150, ст. ст. 167, 170, 176, 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд
решил:
Признать недействительным, не соответствующим Налоговому кодексу Российской Федерации, решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части:
- - доначисления налога на прибыль в размере 777 045 руб., соответствующих пеней и штрафа в сумме 116 091,8 руб.;
- - налога на добычу полезных ископаемых в размере 87 716 348 руб., пени по указанному налогу в сумме 11 300 563,85 руб. и штрафа в размере 13 334 740,60 руб.
Прекратить производство по делу в части признания решения недействительным по эпизоду с доначислением единого социального налога, подлежащего уплате в Фонд социального страхования, в размере 20 657,70 руб., пени по нему в размере 310,24 руб., штрафа в размере 4 131,54 руб.
Взыскать с Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 в пользу Открытого акционерного общества "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" судебные расходы в размере 2 000 руб.
Решение может быть обжаловано в течение месяца после его принятия путем подачи апелляционной жалобы в Девятый арбитражный апелляционный суд.
Судья
Г.А.КАРПОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)