Судебные решения, арбитраж
Налог на прибыль организаций; 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 постановления объявлена 11.03.2013 г.
Полный текст постановления изготовлен 18.03.2013 г.
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева,
Судей Е.А. Солоповой, М.С. Сафроновой,
при ведении протокола судебного заседания секретарем И.С. Забабуриным
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 на решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.12.2012 по делу N А40-69483/12-20-385, принятое судьей А.В. Бедрацкой по иску (заявлению) ОАО "Корпорация Югранефть" (ОГРН 1028601868790; 628616, Тюменская обл., г. Нижневартовск, Западный промузел, панель 4, ул. 9П, д. 26) к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН 1047702057765; 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)
о признании частично недействительным решения
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Конькова Л.А. по дов. N 48 от 01.01.2013
от заинтересованного лица - Семенов С.А. по дов. N 13 от 26.02.2012, Еремин А.Н. по дов. N 39 от 04.05.2012, Мелякин М.Ю. по дов. N 72 от 15.11.2012
ОАО "Корпорация Югранефть" обратилось с заявлением в арбитражный суд (с учетом уточнения заявленных требований) о признании недействительным решения решение МИ ФНС России по КН N 1 от 29.06.2011 года N 52-20-18/324р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в редакции решений Федеральной налоговой службы от 14.02.2012 N СА-4-9/2427@ и от 04.07.2012 N СА-4-9/10885@, в части: подпункта 1 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль в федеральный бюджет в общей сумме 145 034,20 руб., подпункта 2 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль бюджет субъекта РФ в общей сумме 965 255,60 руб., подпункта 5 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату сумм налога на добавленную стоимость в общей сумме 11 245 руб., подпункта 6 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на добычу полезных ископаемых в общей сумме 938 888 руб., подпункта 1 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на прибыль в федеральный бюджет в общей сумме 41352 руб., подпункта 2 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на прибыль в региональный бюджет в общей сумме 234 760 руб., подпункта 3 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 по налогу на добавленную стоимость в общей сумме 10 410 руб., подпункта 4 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на добычу полезных ископаемых (нефть) в общей сумме 1036 811 руб., подпункта 1 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций за 2008 год в общей сумме 45 188 руб., в том числе: в федеральный бюджет - 14 686 руб., в региональный бюджет - 30 502 руб.; подпункта 2 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций за 2009 год в общей сумме 5 506 261 руб., в том числе: в федеральный бюджет - 710 485 руб., в региональный бюджет - 4 795 776 руб.; подпункта 3 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на добавленную стоимость в общей сумме 66 949 руб., подпункта 4 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на добычу полезных ископаемых (нефть) в общей сумме 13 811 169 руб.; пункта 3.2. резолютивной части решения о предложении уплатить штрафы в размере 2060 422,80 руб.; пункта 3.3. резолютивной части решения о предложении уплатить пени в размере 1323 333 руб.
Решением Арбитражного суда г. Москвы заявленные требования удовлетворены в полном объеме.
Не согласившись с принятым решением, налоговый орган обратился с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, в удовлетворении заявленных требований - отказать.
Общество представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит оставить решение суда первой инстанции без изменения, апелляционную жалобу налогового органа - без удовлетворения.
Законность и обоснованность принятого решения проверены апелляционной инстанцией в порядке ст. 266, ст. 268 АПК РФ.
Изучив представленные в дело доказательства, заслушав представителей заявителя и заинтересованных лиц, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы, исходя из следующего.
Как следует из материалов дела, налоговым органом по результатам проведенной выездной налоговой проверки заявителя по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов за период с 01.01.2008 по 31.12.2009 составлен акт от 15.04.2011 г. N 52-20-18/173а и принято решение N 52-20-18/324р от 29.06.2011 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения. В соответствии с указанным решением налогоплательщику предложено уплатить налоги на общую сумму 23540476 руб., пени в сумме 1800202 руб., штраф в общей сумме 2576823 руб. 13.07.2011 Общество обратилось в Федеральную налоговую службу с апелляционной жалобой на решение ответчика.
В результате внесения Федеральной налоговой службой изменений в Решение от 29.06.2011 года N 52-20-18/324р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения решение ответчика изменено путем отмены начислений НДПИ в сумме 2997053 руб., в том числе: за январь - декабрь 2008 г. в сумме 2180800 руб., январь - декабрь 2009 г. в сумме 816253 руб., а также соответствующие суммы пени и штрафа; привлечения к ответственности в соответствии с п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль за 2008 г. по уточненной налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 г. (корректировка N 4) в виде взыскания штрафа в размере 56490 руб., также уменьшены доначисления налога на добычу полезных ископаемых в общей сумме 3 804 521 руб., пеней по данному налогу на сумму 472 7 80 руб., налоговых санкций на общую сумму 429 282 руб. На указанные суммы доначислений Межрегиональной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам отражены уменьшения в лицевых счетах налогоплательщика по налогу на добычу полезных ископаемых.
Суд не может согласиться с доводами налогового органа, послужившими основанием для принятия обжалуемого решения, по следующим основаниям.
По пункту 1.4. Решения на стр. 25 - 40 (п. 2.1.3.3 Акта на стр. 32 - 42) Инспекцией установлено нарушение Обществом п. 1 ст. 252, пп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ в связи с неправомерным включением в состав прочих расходов суммы таможенных сборов за таможенное оформление товаров по полным таможенным декларациям в сумме N 912,42 руб., в т.ч. за 2008 год в сумме 225 939,35 руб., за 2009 год в сумме 242 973,07 руб. на том основании, что таможенный сбор за оформление полной таможенной декларации не является законно установленным, а потому не отвечает положениям ст. 252 и пп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ, и соответственно, не может быть признан расходом для целей налогообложения.
В результате Обществу доначислен налог на прибыль в общей сумме 82 848 руб., в т.ч. за 2008 г. 45 188 руб., за 2009 г. 37 660 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
Из материалов дела следует, что между ОАО "Корпорация Югранефть" (комитент) и ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 27.06.2005 N ТВХ-0088/05/ЮГН-0262/05, предметом которого является обязательство Комиссионера по поручению Комитента за вознаграждение осуществлять от своего имени и за счет Комитента поставки сырой нефти на экспорт в количестве до 270 000 тонн (нетто) в год Комитента.
Комиссионер исполняет принятое на себя обязательство путем заключения от своего имени договора/контракта с иностранным покупателем.
В соответствии с пунктом 2.5. указанного договора Комиссионер обязуется: ежемесячно не позднее 15-го числа месяца, следующего за месяцем реализации, предоставлять Комитенту отчеты по каждой реализованной партии нефти с указанием реквизитов иностранного покупателя, направления поставки, веса брутто и нетто нефти, стоимости нефти, поступившей валютной выручки и всех расходов, как в иностранной валюте, так и в рублях с приложением подтверждающих документов, а именно: коносаментов, приемо-сдаточных актов, таможенных деклараций, счетов, реестров по уплате акциза, банковских документов по произведенным Комиссионером платежам.
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.
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 в ОАО "Оренбургнефть" отчеты Комиссионера, из которых следовал расчет и подтвержденная уплата таможенных сборов.
В соответствии с отчетами Комиссионера по договору Комитентом были возмещены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
Такие расходы учитывались Обществом в регистрах налогового учета "Журнал регистрации хозяйственных операций" за 2008 - 2009 годы.
Проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-ВР Холдинг" по договору комиссии от 27.06.2005 N ТВХ-0088/05/ЮГН-0262/05 комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов за период с 01.01.2008 по 24.03.2009, в сумме 963 484,56 руб.
Исходя из представленных на проверку документов период с 01.01.2008 по 31.12.2009 следует, что ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (Комиссионер) в период с 04.12.2007 по 20.01.2009 представило в таможенные органы временные таможенные декларации для таможенного оформления поставок на экспорт нефтепродуктов, принадлежащих ОАО "Корпорация Югранефть" (Комитент), уплатив таможенные сборы за таможенное оформление товаров в общей сумме 494 572,14 руб.
В отношении тех же товаров Комиссионером в таможенные органы в период с 18.01.2008 по 06.03.2009 представлены полные таможенные декларации и уплачены таможенные сборы в сумме 468 912,42 руб.
Указанные суммы уплаченных Комиссионером таможенных сборов Общество включило в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль организаций.
Расчет сумм таможенных сборов за таможенное оформление перемещенных через таможенную границу товаров, уплаченных как по временной (ВГТД), так и по полной (ПГТД) таможенной декларации приведен в Таблице N 2-НП на странице 27 решения ответчика.
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Налогового кодекса Российской Федерации (далее по тексту - НК РФ) к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся суммы таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 НК РФ.
Согласно п. 1 ст. 11 НК РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в НК РФ, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенным кодексом РФ (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: таможенные сборы за таможенное оформление; таможенные сборы за таможенное сопровождение; 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 Таможенного кодекса РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
Ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством РФ (ст. 357.10 ТК РФ). В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление товаров были установлены Постановлением Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров".
В соответствии с п. 7 названного Постановления Правительства РФ (в редакции Постановления Правительства РФ от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 г. - даты вступления в силу Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220) 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 руб.
Верховный Суд Российской Федерации в решении от 24.05.2006 N ГКПИ06-495 и Определении кассационной коллегии от 03.08.2006 N КАС06-267 отметил, что указанным пунктом предусматривается лишь необходимость оплаты таможенного сбора в размере 500 руб. 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 РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства РФ 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 применяется ко всем видам таможенных деклараций независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
В Письме от 06.04.2009 г. N 01-11/14751 ФТС России 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".
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 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, 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 повлекло бы нарушение императивных норм Таможенного Кодекса, 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 4), Письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 г. N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 г. 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).
Следовательно, Общество уплатило начисленные таможенными органами в фискальном порядке таможенные сборы, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, которые в силу статьи 11 Таможенного кодекса РФ и действующего законодательства РФ полагало обязательными.
В соответствии с п. 1 ст. 252 НК РФ в целях настоящей главы налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 настоящего Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией, приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Основным видом деятельности Общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки (Устав Общества).
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 производилось бы (непринятие таможенных деклараций, которое, в свою очередь, влечет отказ в выпуске товара на экспорт), что повлекло бы нарушение Обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности Общества. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах. Претензии к документальной подтвержденности расходов у инспекции отсутствуют.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью налогоплательщика, то он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 НК РФ.
В Решении налоговый орган указывает на то, что ссылка общества на пункт 7 статьи 3 НК РФ о неустранимых сомнениях не правомерна в связи с тем, что Конституционный Суд РФ Определением от 07.11.2008 N 631-О-О практически подтвердил отсутствие установленной законом обязанности по уплате таможенного сбора при процедуре периодического таможенного декларирования (абз. 4 стр. 39 решения).
Вывод налогового органа не опровергает довода налогоплательщика о применении п. 7 ст. 3 НК РФ, а подтверждает наличие неустранимых сомнений, противоречий и неясностей актов законодательства о налогах и сборах до установления в Таможенном кодексе РФ в 2009 году прямой нормы по применяемым ставкам для расчета таможенного сбора как при подаче временной, так и полной таможенной декларации при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
Вступил в силу 25.03.2009, введенный в действие Постановлением Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской, Федерации от 28.12.2004 N 863", пункт 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", 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.
В решении налоговый орган не опровергает доводы налогоплательщика, устанавливая, что пункт 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" вступил в силу 25.03.2009, соответственно подлежит применению к правоотношениям, возникающим после указанной даты.
На основании изложенного следует, что в отношении уплаты таможенных сборов по полной таможенной декларации: до 25.03.2009 имело место наличие неустранимых сомнений, противоречий и неясностей актов законодательства о налогах и сборах по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование; с 25.03.2009 года установлена прямая норма по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
Таким образом, нормы, регулирующие уплату таможенных сборов (пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" (в редакции Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220), не содержит разграничений и в равной мере применяется ко всем видам таможенных деклараций (временной и полной) независимо от используемой процедуры таможенного оформления, а с 25.03.2009 года введена прямая норма по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
На основании изложенного, инспекцией необоснованно и в нарушение положений статьей 252, 264 Налогового кодекса РФ доначислен налог на прибыль в общей сумме 82 848 руб., в том числе за 2008 г. 45188 руб., за 2009 г. 37660 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
По п. 1.6. стр. 46 - 56 Решения (п. 2.1.4.1, стр. 47 - 53 Акта проверки) по мнению налогового органа, организацией в нарушение законодательства о налогах и сборах в 2009 г. исключены из состава внереализационных доходов проценты, начисленные по договорам займа, заключенным с ОАО "ТНК-ВР Холдинг". Указанное нарушение привело к занижению в. 2009 г. налога на прибыль организаций на 5 468 601 руб.
Как установлено в ходе проверки из состава, Обществом исключены из состава внереализационных доходов проценты, начисленные по договорам займа, заключенным с ОАО "ТНК-ВР Холдинг": N ТВХ-0699/05/ЮГН-0329/05 от 21.09.2005 г., N ТВХ-0637/06/ЮГН-0278/06 от 28.06.2006 г., N ТВХ-1120/06/ЮГН-0358/06 от 15.12.2006 г., ТВХ-0132/07/ЮГН-0188/07 от 05.03.2007 г., ТВХ-0736/07/ЮГН-0285/07 от 25.07.2007 г.
В соответствии со ст. 247 НК РФ объектом налогообложения по налогу на прибыль организаций признается прибыль, полученная налогоплательщиком, под которой для российских организаций понимается полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с гл. 25 НК РФ.
Статьей 248 НК РФ к доходам в целях главы 25 НК РФ отнесены: доходы от реализации товаров (работ, услуг) и имущественных прав и внереализационные доходы.
Внереализационными доходами налогоплательщика в силу п. 6 ст. 250 НК РФ признаются, в частности, доходы в виде процентов, полученных по договорам займа.
В соответствии с п. 4 ст. 328 НК РФ налогоплательщик, определяющий доходы (расходы) по методу начисления, определяет сумму дохода (расхода), полученного (выплаченного) либо подлежащего получению (выплате) в отчетном периоде в виде процентов в соответствии с условиями договора, исходя из установленных по каждому виду долговых обязательств доходности и срока действия такого долгового обязательства в отчетном периоде с учетом положений данного пункта. Налогоплательщик в аналитическом учете на основании справок ответственного лица, которому поручено ведение учета доходов (расходов) по долговым обязательствам, обязан отразить в составе доходов (расходов) сумму процентов, причитающуюся к получению (выплате) на конец месяца.
В соответствии с положениями ст. 809 ГК РФ в случае, если иное не предусмотрено законом или договором займа, заимодавец имеет право на получение с заемщика процентов на сумму займа в размерах и в порядке, определенных договором займа.
При отсутствии иного соглашения проценты выплачиваются ежемесячно до дня возврата суммы займа.
Таким образом, для определения момента признания доходов в виде процентов по договорам займа в соответствии с п. 1 ст. 271 НК РФ факт реальной уплаты процентов не является определяющим.
Вместе с тем, положения данной статьи в корреспонденции со ст. ст. 250 и 328 НК РФ устанавливают правило, согласно которому налогоплательщик формирует налогооблагаемую базу конкретного налогового периода с учетом доходов и расходов, вносящихся к данному периоду, а также исходя из того, когда такие расходы и доходы должны у него возникнуть в силу условий договора или иных особенностей, предусмотренных главой 25 НК РФ.
В заключенных обществом с ОАО "ТНК-ВР Холдинг" договорах займа предусмотрены следующие условия уплаты процентов: N ТВХ-0699/05/ЮГН-0329/05 от 21.09.2005 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-0637/06/ЮГН-0278/06 от 28.06.2006 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-1120/06/ЮГН-0358/06 от 15.12.2006 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-0132/07/ЮГН-0188/07 от 05.03.2007 г. условия уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств"; N ТВХ-0736/07/ЮГН-0285/07 от 25.07.2007 г. условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств".
Никакого иного механизма возврата начисленных за весь период пользования заемными средствами в договоре не установлено, уплата процентов привязана ко времени возврата (частичной или полной), а потому не понятно, из каких условий договора инспекция посчитала, что у общества возникло право требовать уплаты процентов до истечения срока договора займа и из каких источников образуется в течение 5-летнего срока займа доход налогоплательщика.
Налоговый орган не оспаривает тот факт, что в течение 2009 г. Заемщиком (ОАО "ТНК-ВР Холдинг") возврат (частичное погашение) займа, а также уплата начисленных процентов ни по одному из указанных договоров не производились, а у Заимодавца (ОАО "Корпорация Югранефть") не возникло право требования к Заемщику по уплате начисленных процентов за пользованием займом.
Налоговый орган в своих пояснениях от 20.08.2012 периоды начисления процентов и период, в который возникла обязанность уплатить соответствующие проценты, отождествляет, что из условий договоров не следует.
По смыслу ст. 41 НК РФ получение дохода предполагает приращение имущественного состояния налогоплательщика, чего не произошло у общества в рассматриваемой ситуации в спорный налоговый период.
В Постановлении Президиума ВАС РФ от 24.11.2009 N 11200/09 установлено, что налогоплательщик вправе учесть в уменьшение налоговой базы по налогу на прибыль проценты за пользование заемными средствами не в период их начисления, а в период, когда из условий договора займа, возникла обязанность по их уплате.
Налогообложение доходов, которые налогоплательщик в течение налогового периода не получил не имеет под собой должного экономического основания, а поэтому противоречит основным началам налогового законодательства (п. 3 ст. 3 НК РФ). Иное толкование закона противоречило бы конституционно значимым целям в сфере налогообложения, поскольку как федеральный законодатель при осуществлении налогового регулирования, так и правоприменитель, связаны требованиями обеспечения конституционных принципов справедливости и соразмерности в сфере налоговых отношений.
Указание налогового органа на отсутствие изменений в Учетной политике общества для целей налогообложения на 2009 год по вопросу учета в составе внереализационных доходов процентов по договорам займа по сравнению с Учетной политикой общества для указанных целей на 2008 год, является необоснованным и противоречащим положениям НК РФ.
Так, в соответствии с п. 2 ст. 11 НК РФ учетная политика для целей налогообложения - выбранная налогоплательщиком совокупность допускаемых настоящим Кодексом способов (методов) определения доходов и (или) расходов, их признания, оценки и распределения, а также учета иных необходимых для целей налогообложения показателей финансово-хозяйственной деятельности налогоплательщика.
Поскольку положения Налогового Кодекса РФ не предусматривают право налогоплательщика выбирать порядок признания рассматриваемых доходов (расходов), а установленный Кодексом порядок носит императивный характер, учетная политика общества для целей налогообложения повторяет соответствующие положения Налогового Кодекса РФ, в частности п. 6 статьи 271 НК РФ.
В связи с тем, что в Постановлении Президиума ВАС РФ от 24.11.2009 N 11200/09 дано толкование положений статей 252 и 328 НК РФ исходя из условий договора займа в 2009 году, то исходя из условий 5 договоров займа с ОАО "ТНК-ВР Холдинг" общество внесло изменения в налоговые обязательства (в части внереализационных доходов) за 2009 год.
На основании изложенного, инспекцией необоснованно и в нарушение положений статьей 250, 271, 328 Налогового кодекса РФ доначислен налог на прибыль за 2009 г. в сумме 5468601 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
По п. 2.1. Решения на стр. 62 - 77 (пункт 2.2.1 Акта, стр. 59 - 66) по мнению инспекции, общество в нарушение п. 2 ст. 171, пп. 1 п. 1 ст. 146 п. 1 ст. 39 Налогового кодекса РФ неправомерно включило в состав вычетов НДС в общей сумме 66 949 руб., в том числе за 1 квартал 2008 года - 10 722 руб., за 1 квартал 2009 года - 11 245 руб., за 2 квартал 2009 года - 33 415 руб., за 3 квартал 2009 года - 11 567 руб., предъявленный налогоплательщику (заказчику) подрядчиками за простои, возникшие по вине заказчика.
Из материалов дела усматривается, что Общество заключило договоры N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 с ООО "Ермаковская сервисная компания" и N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 с ООО "Сибнефтесервис" на производство работ по текущему и капитальному ремонту скважин.
Наряду с оказанными работами и услугами налогоплательщику были предъявлены к оплате и расходы за простой бригад капитального и текущего ремонта скважин по вине подрядчика, в том числе и НДС.
В соответствии п. 1 ст. 146 Налогового Кодекса РФ объектом налогообложения признается реализация на территории Российской Федерации.
В соответствии с пп. 2 п. 1 ст. 162 НК РФ налоговая база по НДС увеличивается на суммы денежных средств, полученных в счет увеличения доходов либо иначе связанных с оплатой реализованных товаров (работ, услуг). Кроме того, в п. 2 ст. 153 НК РФ предусмотрено, что выручка от реализации товаров (работ, услуг) определяется исходя из всех доходов налогоплательщика, связанных с оплатой реализованных товаров (работ, услуг).
В договоре N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 (Аналогичные формулировки применены и в Договоре N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 года) установлено: п. 6.1. - "Стоимость бригадо-часа по данному договору устанавливается в размере 4 200 руб., кроме того НДС 756 рублей, всего с НДС 4 956 руб."; п. 6.2. - "Стоимость капитального ремонта скважины определяется как произведение стоимости одного бригадо-часа на отнормированную по фактически выполненным работам продолжительность ремонта"; п. 7.8 - "Простои подрядчика по вине заказчика возмещаются в размере стоимости бригадо-часа за каждый час простоя Подрядчика, при наличии акта фиксированных часов простоя по сводке ЦИТС Заказчика, подписанного ответственными представителями Сторон".
Согласно актам выполненных работ, "простой по вине заказчика", наряду с основными работами, включены в стоимость работ по капитальному ремонту.
Таким образом, денежные средства, полученные подрядчиком в соответствии с договором в счет оплаты за вынужденные простои по вине заказчика, относятся к выплатам по оплате выполняемых работ и не являются неустойкой в соответствии со ст. 330 ГК РФ.
Соответственно, подрядчик обязан был включать указанные суммы в состав налогооблагаемой базы по НДС, а общество имело право возместить соответствующие суммы НДС, поскольку условия для вычета НДС, установленные главой 21 НК РФ, выполнены: товары (работы, услуги) приобретены для целей производства и (или) реализации товаров (работ, услуг), операции по реализации которых признаются объектом налогообложения НДС; имеются в наличии счета-фактуры, выставленные продавцом товаров (работ, услуг); принятие на учет приобретенных товаров (работ, услуг).
Кроме того, пунктом 4.2.1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 05.06.2003 N 56 (далее - Правила), установлено, что при осуществлении деятельности, связанной с ремонтом или реконструкцией опасных производственных объектов, организации обязаны обеспечить контроль состояния технической базы и технических средств, а также соблюдение установленных процедур планирования, проведения проверки качества и учета ремонтных и наладочных работ. В п. 4.1.6. установлено, что на всех этапах работ, связанных с ремонтом скважин, бурением новых стволов, должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля, предусмотренных планами работ, инструкциями по эксплуатации оборудования, настоящими Правилами безопасности.
Таким образом, в данном случае вынужденный простой предусматривает обязательное нахождение буровой компании на скважине при капитальном ремонте; бригада ремонта в этот период непосредственно не проводит каких-либо работ, которые могли бы выразиться в овеществленном предмете, однако, она обеспечивает контроль на опасном производственном объекте, и без нее производство капитального (ремонта будет противоречить правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Помимо вышеизложенного, обеспечение наличия бригад капитального ремонта на скважине во время вынужденного простоя обусловлено в обеспечении подрядчиком исправности и готовности бригадного хозяйства (техники, оборудования) к его дальнейшему использованию, а также обеспечение нахождения работников на месторождении и их готовности приступить к дальнейшему выполнению работ при наличии фронта работы по освоению скважины.
Таким образом, во время вынужденного простоя бригада капитального ремонта обязана находится на производственном объекте для соблюдения условий безопасности и обеспечения возможности в любой момент продолжить выполнения ремонтных работ.
В приведенной налоговым органом судебной практике отсутствует какое-либо упоминание по "простоям по вине заказчика". Не представлено налоговым органом доказательств того, что простой сторонами договора квалифицировался в качестве штрафной санкции по договору.
Судебная практика, приведенная обществом, напротив, непосредственно связана с исчислением НДС на "простои по вине заказчика", и устанавливает, что НДС уплаченный подрядчикам с простоев по вине заказчика, в т.ч. и при капитальном ремонте скважин.
В соответствии ч. 1 ст. 330 ГК РФ "неустойкой (штрафом, пеней) признается определенная законом или договором денежная сумма, которую должник обязан уплатить кредитору в случае неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательства," в частности в случае просрочки исполнения". В случае неисполнения или ненадлежащего исполнения на должника возлагается и обязанность возместить убытки (ч. 1 ст. 393 ГК РФ), таким образом, предусмотренная договором выплата в случае простоя, произошедшего в результате неисполнения или ненадлежащего исполнения стороной сделки обязательства, будет являться предусмотренной договором неустойкой.
Оплата же простоя, произошедшего в связи с обстоятельствами, не связанными с неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства, не будет являться предусмотренной неустойкой либо мерой ответственности, т.к. отсутствуют основания, предусмотренные действующим гражданским законодательством.
Кроме того, штрафные санкции в Договоре N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 предусмотрены не п. 6, где определена обязанность по возмещению простоев, а в п. 9 договора. Так, единственные штрафные санкции по договору, которые может понести заказчик, предусмотрены в п. 9.11: "За нарушение сроков перечисления денежных средств Подрядчик имеет право предъявить Заказчику неустойку в размере 0,1% от суммы задолженности за каждый день просрочки, но не более 10% от просроченной суммы, на основании подтверждающих документов". Аналогичные формулировки применены и в Договоре N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 года.
С учетом изложенного, отказ налогового органа в правомерности применения налогового вычета в общей сумме 66 949 руб. является необоснованным.
По п. 3.1. Решения на стр. 77 - 113 (пункт 2.3.1. Акта стр. 67 - 97) по мнению налогового органа, Общество в нарушение п. 1 ст. 342 ст. 338 НК РФ неправомерно относило количество нефти в виде фактических потерь полезных ископаемых после коммерческого узла учета нефти ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка к нормативным потерям полезных ископаемых, технологически не связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, что привело к занижению налоговой базы и соответственно суммы НДПИ за 2008 - 2009 гг.
Данное нарушение мотивировано тем, что окончательная подготовка нефти до товарной кондиции (ГОСТ Р 51858-2002) с Малочерногорского и Узунского месторождений производится на ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка, а потому потери нефти на Белозерном центральном товарном парке (1 216 тонн) не являются технологическими и не подлежат налогообложению по ставке 0 процентов.
В результате обществу доначислены суммы НДПИ на потери нефти на Белозерном центральном товарном парке за 2008 - 2009 годы в сумме 2 997 053 руб., в том числе за 2008 год - 2 180 800 руб., за 2009 год - 816 253 руб. (с учетом изменений, внесенных Решениями Федеральной налоговой службой от 14.02.2012 N СА-4-9/2427@ и от 04.07.2012 N СА-4-9/10885@).
В соответствии с п. п. 1, 2, 7 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. 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.
В п. 2.2 Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ РД 153-39-018-97 дано определение добычи нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требования действующих стандартов или нормативных документов.
В п. 2.3 указанной Инструкции определено понятие валовой добычи нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическим оборудовании, а также потери.
Согласно п. 2.5 подготовкой нефти являются технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти. Под товарной нефтью понимается нефть, физико-химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТа 9965, ОСТов или условиям поставки ее потребителям (п. 2.4 Инструкции).
В соответствии с Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД-39-30-627-81 п. 1.2 валовой добычи нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку широкой фракции легких углеводородов (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 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 приемо-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
В выданной Обществу лицензии ХМН 11824 НЭ на добычу нефти и газа в пределах Малочерногорского лицензионного участка дано определение добычи нефти - процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовке до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТом 9965-76, поступлении подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК "Транснефть" (п. 1.2).
Таким образом, с учетом вышеизложенного процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
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 НК РФ, 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.
Таким образом, определение количества фактически добытого полезного ископаемого производится по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Поскольку в соответствии с указанной статьей Кодекса 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, к фактическим потерям полезных ископаемых при добыче нефти относятся потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в рамках комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.
Приведенное соответствует разъяснениям Минфина РФ, выраженных в Письмах от 24.09.2007 N 03-06-06-01/49, от 11.09.2007 303-06-06-01/47, от 25.06.2007 N 03-06-06-01/33 от 19.02.2007 N 03-06-06-01/7.
Как следует из проектных технологических документов Общества, ОАО "Корпорация Югранефть" разрабатывает и эксплуатирует Малочерногорское и Узунское месторождения.
В соответствии с проектом обустройства сбор продукции скважин месторождений ОАО "Корпорация Югранефть" производится на Дожимной насосной станции (ДНО)-1 Малочерногорского лицензионного участка. Нефть с Малочерногорского и Узунского месторождений проходит подготовку на ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка.
На ДНС-1 нефть со скважин по нефтегазосборным коллекторам двумя потоками поступает в нефтегазосепараторы 1 ступени (НГС-1/1, НГС-1/3), где происходит разгазирование водогазонефтяной эмульсии.
После НГС первой ступени водонефтяная эмульсия поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ), где она нагревается и происходит разделение на нефть и воду, нефть далее поступает на концевую сепарационную установку (КСУ) для окончательного отделения попутного нефтяного газа от нефти.
На ДНС-1, отделившаяся на УПСВ и в технологическом резервуаре вода, поступает на подготовку в очистные резервуары, а затем через буферный резервуар насосом откачивается на КНС в систему ППД.
Отделившийся от нефти попутный нефтяной газ и НГС-1/1 направляется в газосепаратор (ГС-1) для очистки от капельной нефти. После очистки попутный нефтяной газ направляется на коммерчески узел учета газа и далее на Белозерный газоперерабатывающий завод (БГПЗ). Отделившийся от нефти попутный нефтяной газ из НГС-1/3 направляется в газосепараторы (ГС-4, ГС-5) для очистки от капельной нефти, а оставшаяся часть газа на горелки УПСВ (Хитер-Тритер) и на котельную (для собственных нужд), основное количество газа направляется на узел учета газа и далее на БГПЗ или на факел высокого давления (в случае остановки БГПЗ на ремонт). Конденсат и капельная жидкость, выделившиеся из газа в ГС-5, направляются на УПСВ. Оставшаяся часть попутного нефтяного газа, выделившегося на КСУ, подается на факел низкого давления.
После КСУ разгазированная нефть направляется в резервуар технологического отстоя. Для интенсификации отделения воды от нефти на входе ДНС подается деэмульгатор, способствующий разрушению водонефтяной эмульсии. После технологического резервуара обезвоженная нефть откачивается насосами по трубопроводу на БЦТП.
Нефть ДНС-1 поступает на Белозерный ЦТП (БЦТП) для окончательной подготовки и сдачи товарной нефти потребителю совместно с нефтью группы северных месторождений. Качественные характеристики сырья, поступающего на ДНС, и далее по технологической цепочке до момента отгрузки приведены в таблице 3.1. (п. 3. 1. Отчета по договору N ЮГН-0024/09 от 03.12.2008 "Разработка нормативов технологических потерь нефти, газового конденсата и газа на 2010 год. Определение фактических технологических потерь нефти, газового конденсата и газа для Малочерногорского и Узунского месторождений в 2009 году и научное сопровождение при утверждении в Минпромэнерго").
С учетом вышеизложенного, правильным является определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) по завершении технологического цикла по добычи нефти на Белозерном центральном товарном парке, принадлежащем другому лицу - ОАО "ТНК-Нижневартовск", а не как ошибочно рассчитано инспекцией на ДНС-1.
Вывод о правомерности определения налоговой базы по НДПИ по завершении технологического цикла по добыче нефти на Белозерном ЦТП, а не на ДНС-1, сделан также Арбитражным судом ХМАО - Югры в решении от 15.10.2009 по делу N А75-7643/2009 по заявлению общества об оспаривании решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по ХМАО - Югре, принятого по результатам проведения выездной налоговой проверки Общества за 2006 - 2007 годы.
Учитывая, что в соответствии со статьей 1 Закона РФ от 21.03.1991 N 943-1 "О налоговых органах Российской Федерации" налоговые инспекции образуют единую систему контроля за соблюдением законодательства о налогах и сборах, то в силу ч. 2 ст. 69 АПК РФ упомянутое решение Арбитражного суда ХМАО - Югры имеет преюдициальное значение для настоящего дела по вопросу правомерности налогообложения потерь по БЦТП по ставке 0%.
Из материалов дела следует, что сдача нефти соответствующей ГОСТу в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном ЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск) (далее БЦТП), что подтверждается существующим договором между ОАО "Корпорация Югранефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск" на оказание услуг по транспортировке, динамическому отстою и сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 год от 12.12.2008 г. N ТНВ-0076/09. Согласно п. 2.1 на БЦТП Исполнитель производит сдачу подготовленной нефти Заказчика через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть".
Договор об оказании услуг по транспортировке нефти на 2008 г. ОАО "ТНК-ВР Холдинг" от 17.12.2007 N ТВХ-1324/07 п. 4.3 "учет массы нефти, принимаемой от Грузоотправителя, осуществляется методом динамических измерений по показаниям систем измерений количества и показателей качества нефти, в том числе: от производителя ОАО "Корпорация Югранефть": СИКН N 544, принадлежащей ОАО "ТНК-Нижневартовск", в пункте отправления Самотлор.
Таким образом, необходимость сдачи нефти в ОАО "АК "Транснефть" на БЦТП обусловлена требованиями технических условий на подключение объектов нефтедобычи ОАО "ТНК-Нижневартовск" к магистральным нефтепроводам на ЛПДС "Самотлор" (АК "Транснефть") через СИКН N 544.
Согласно п. 1.2 технических условий для обеспечения приема нефти в количестве 13.75 млн. тонн/год ОАО "ТНК-Нижневартовск" должно обеспечить строительство следующих сооружений: резервуарный парк из расчета 3-суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи; насосная; система измерения количества и качества нефти с ТПУ; стационарная аккредитованная химлаборатория.
Согласно п. 1.5. СИКН расположить на расстоянии не более 150 м от территории ЛПДС "Самотлор".
Поскольку от УУН ДНС-1 до ЛПДС "Самотлор" протяженность трубопроводов более 100 км, продолжительность прохождения нефти по трубопроводам может достигнуть сутки, за это время качественные характеристики нефти изменяются, и для того, чтобы сдать нефть соответствующую требованиям ГОСТа Р 51858-2002, она проходит дополнительную подготовку на БЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск").
В соответствии с Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка (БЦТП) БПиСН ОАО "ТНК-Нижневартовск" (утв. главным инженером ОАО "ТНК-Нижневартовск" Д.В. Филимоновым в 2006 г. и действующий в проверенный период) БЦТП обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск".
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).
На БЦТП осуществляется, в том числе прием подготовленной нефти с Северной группы месторождений и сдача ее через СИКН-544 в резервуары ЛПДС "Самотлор" (п. 4 регламента).
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых облагаются по ставке 0 руб.
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.
Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения утверждены Постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 N 921, принятого как это прямо указано в соответствии со статьей 342 НК РФ.
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. Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство Российской Федерации по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.
В соответствии с положениями Указа Президента РФ от 09.03.2004 N 314 "О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти" и Постановления Правительства РФ от 16.06.2004 N 284 "Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики РФ" функции по утверждению нормативов потерь полезных ископаемых при их добыче переданы Минпромэнерго России от Минэнерго России.
Таким образом, с учетом положений пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, Общество вправе обложить НДПИ по ставке 0 руб. фактические потери нефти, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки каждого из месторождений, в пределах нормативов потерь, утвержденных Минпромэнерго.
Норматив потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, ОАО "Корпорация Югранефть" по Малочерногорскому лицензионному участку был утвержден заместителем Министра промышленности и энергетики РФ И.С. Матеровым 06.06.2005 и составил 0,534%.
Указанный норматив был доведен до Общества письмом от 22.06.2005 N 09-829 и действовал в 2008 - 2009 годах.
Налоговым органом не представлены доказательства, что установленный Минпромэнерго норматив технологических потерь был превышен Обществом в ходе разработки Малочерногорского лицензионного участка в 2008 - 2009 годах.
Понятия нормативных и фактических технологических потерь при добыче нефти, данные об источниках технологических потерь нефти при сборе продукции скважин, подготовке, транспортировке и хранении нефти на промыслах, классификация потерь, порядок их определения и представления в компетентные государственные органы приведены в обязательных для соблюдения всеми добывающими нефть организациями руководящих документах, утвержденных Минтопэнерго России 16.06.97 г., а именно: РД 153-39-019-97 "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ" и РД 153-39-018-97 "Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ".
Согласно пункту 1.1. РД 153-39-019-97 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.
Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.
Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами.
Фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.
Согласно пункту 1.2. РД 153-39-018-97 установление фактического уровня технологических потерь нефти производится в соответствии с требованиями руководящего документа "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ".
Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых (пункт 1.5. РД 153-39-018-97).
Согласно РД 153-39-019-97 данные о фактической величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых в РД методов в текущем году, являются исходными для нормирования технологических потерь на следующий год.
При нормировании учитываются все технологические изменения процессов добычи и подготовки нефти, произведенные предприятием в текущем году. Методы определения потерь нефти применимы как в процессе сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам.
В пунктах 1.9., 3.1. РД 153-39-018-97 и пункте 1.10. РД 153-39-019-97 указано, что определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛами, ЦНИПРами на основании научно-исследовательских работ, разработанные нормативы технологических потерь утверждаются руководством Минтопэнерго России.
Определение технологических потерь нефти при добыче в 2008 - 2009 гг. для ОАО "Корпорация Югранефть" производилось научно-исследовательским институтом ОАО "НижневартовскНИПИнефть" по заключенному с ним договору N ЮГН-0150/07.
Согласно представленному Отчету о научно-исследовательской работе, потери нефти на БЦТП были включены в состав планируемых на 2008 год потерь нефти при добыче технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения ОАО "Корпорация Югранефть" (стр. 30 Отчета по договору N ЮГН-0150/07).
Поскольку потери нефти при добыче, технологически связанные со схемами разработки месторождений, понесенные организацией на БЦТП, были рассчитаны компетентным научным институтом и вошли в состав норматива потерь, установленного для организации Минпромэнерго России на 2008 - 2009 гг. (облагались организацией НДПИ по ставке 0 руб.) их исключение из указанного норматива потерь и дополнительное обложение НДПИ является необоснованным.
Выводы налогового органа о превышении фактических потерь нефти в превышающей данные Общества части не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.92 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в т.ч. добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса (в том числе в результате добычи) осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с пунктом 5.4.1. Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденному Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 г. N 293, на данный государственный орган возложены функции "по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса".
Согласно пунктам 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса, утвержденного Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286 (действует с 18.02.2007) (далее - Порядок списания запасов 2007), постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи (пункт 12 Порядка списания запасов 2007).
Применительно к периоду 2008 - 2009 годов до вступления в силу Порядка списания запасов 2007 (18.02.2007) действовало в части, ему (Порядку) не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.97 N 122 (далее - Положение о списании запасов 1997), предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
В государственном балансе полезных ископаемых и форме N 6-гр (Сведения о состоянии и изменении запасов нефти за год - форма утверждена Постановлением Госкомстата России N 78 от 22.07.1996) отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах (пункты 11 и 12 Положения о списании 1997).
В соответствии с положениями пункта 1.2. Методических рекомендаций по заполнению формы N 6-ГР, доведенных Письмом Минприроды России N ВБ-61/2594 от 08.10.1996 государственный учет запасов нефти и газа осуществляется в отчетном балансе запасов предприятий - недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр.
С учетом Положения о Федеральном агентстве по недропользованию (утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293 (п. 5.4.1), Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного Приказом МПР России от 09.07.1997 г. N 122 (п. п. 7, 10, 12) выводы налогового органа об объеме фактически добытой нефти за 2008 - 2009 гг. (с учетом понесенных потерь) в части, превышающей данные Общества, не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Так согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 600 631 т, в т.ч. потери нефти - 2 603 т, в 2009 г. добыто 531 089 т, в т.ч. потери нефти - 1413 т.
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 2008 - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 600 631 т, за 2009 г. - 531 090 т.
Согласно данным формы государственной статистической отчетности N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)" утв. Постановлением Госкомстата России от 22.07.96 N 78 и используемой предприятиями-недропользователями, как это следует из Письма Минприроды от 08.10.1996 г. N ВБ-61/2594, для государственного учета запасов нефти, Обществом в 2008 г. была добыта нефть в количестве 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании Актов на списание запасов полезного ископаемого с учета организации по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованный Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ОАО "Корпорация Югранефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г. 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Кроме того, нормы НК РФ предписывают также руководствоваться данными государственной статистической отчетности при определении количества добытого полезного ископаемого. Так абз. 2 п. 1 ст. 339 НК РФ содержит следующее положение "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".
Так в соответствии со ст. 345.1 НК РФ федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года.
Также в Письме МНС России от 14.10.2004 N 21-2-05/138@ "О государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ" указано на возможность получения выписок из государственного баланса по запросам в территориальных органах Федерального агентства по недропользованию для целей осуществления налогового контроля.
Поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 600 тыс. т, и 531 тыс. т (с потерями) Общество в течение 2008 - 2009 гг. соответственно добыто не было (именно данные объемы добычи нефти указаны и в налоговых декларациях по НДПИ), выводы инспекции о наличии сверхнормативных потерь являются ошибочными.
Инспекцией не приняты в качестве подтверждения достоверности количества добытого полезного ископаемого акты на списание запасов полезных ископаемых по причине того что, по мнению инспекции, эти документы содержат некорректные данные.
В решении сделана ссылка на п. 12 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и списания с государственного баланса (утв. Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286) и сделан вывод, о том, что поскольку запасы полезных ископаемых списываются без проведения государственной экспертизы, это означает, что со стороны уполномоченного государственного органа не производится контроль фактического объема извлеченных полезных ископаемых (стр. 51 Решения).
Данный вывод не соответствует нормам законодательства в сфере недропользования.
Так в соответствии с п. 13 Постановления Госгортехнадзора РФ от 17.09.1997 N 28 "Об утверждении Инструкции о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых" организации по добыче полезных ископаемых до составления статистической отчетности по установленным формам согласовывают фактические объемы добычи и потерь полезных ископаемых с органами Госгортехнадзора России.
В соответствии с п. 4 Постановления Правительства РФ от 12.05.2005 N 293 "Об утверждении Положения о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр" (далее Постановление Правительства от 12.05.2005 N 293) Федеральная служба по надзору в сфере природопользования осуществляет государственный геологический контроль, в том числе по вопросам: достоверность содержания геологической и иной первичной документации о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых; достоверность и обоснованность представляемых недропользователями материалов для постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс запасов полезных ископаемых и списания их с государственного баланса; достоверность данных, включаемых в государственную статистическую отчетность организациями, осуществляющими поиск, оценку и разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу.
Результатами такого контроля могут быть как предписания по устранению нарушений требований законодательства, связанного с геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, так и административная и уголовная ответственность (п. 11 Постановления Правительства РФ от 12.05.2005 N 293).
Кроме того, Письмом ФНС России от 17.11.2005 N ГВ-6-21/958@, которым доводится для сведения и использования в работе Письмо Министерства природных ресурсов РФ от 22.09.2005 N ВС-02-26/5005, в котором также имеется упоминание о проводимых контрольных мероприятиях со стороны Росприроднадзора, о возможной административной и уголовной ответственности. Наличие данного письма позволяет сделать вывод о том, что ФНС России подтверждает, что статистическая отчетность в сфере недропользования контролируется компетентными органами государственной власти и не может быть подвергнута сомнению налоговыми органами и иными органами государственной власти, в компетенцию которых не входят данные вопросы.
Таким образом, вывод Инспекции о занижении Обществом налоговой базы и соответственно суммы НДПИ за 2008 - 2009 годы на 2 997 053 руб., в том числе за 2008 год - 2 180 800 руб., за 2009 год - 816 253 руб. не соответствует фактическим обстоятельствам и противоречит налоговому законодательству.
По п. 3.2. Решения на стр. 113 - 148 (пункт 2.3.2 Акта стр. 97 - 111) по мнению Инспекции, Общество в нарушение п. п. 1, 2 ст. 337, п. 1 ст. 339 НК РФ неверно определило (занизило) количество добытого полезного ископаемого на 3 794 т, что привело к неуплате НДПИ за 200 - 2009 гг. в сумме 10814116 руб., в т.ч. за 2008 г. - 7 061 970 руб., за 2009 г.- 3 752 146 руб.
Основанием для доначисления указанной суммы НДПИ послужил вывод налогового органа о том, что комплекс технологических операций по добыче нефти завершается на ДНС-1 Малочерногорского месторождения, количество фактически добытого полезного ископаемого определяется на СИКН УНН ДНС-1 Малочерногорского месторождения, и разность в учетных приборах (дебаланс) на Белозерном центральном товарном парке не подлежит исключению из налоговой базы.
При этом налоговый орган указывает на необоснованность применения погрешности 0,7% по итогам календарного месяца и необходимости включения в налоговую базу для исчисления НДПИ ежедневное превышение 0,35%.
В соответствии с п. 1 и п. 2 ст. 44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.
В силу п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения устанавливаются НК РФ.
В соответствии со ст. 334 НК РФ организации, признаваемые пользователями недр признаются налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых.
Согласно пп. 1 п. 1 ст. 336 НК РФ объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые ИЗ недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.
Согласно п. 1 ст. 337 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.
Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.
Согласно пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со ст. 339 НК РФ.
В соответствии с п. п. 1, 2, 7 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь, минеральном сырье) методом. 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".
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 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 НК РФ, 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.
Выводы налогового органа о превышении фактически добытой нефти в части, превышающей данные общества не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в том числе добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с п. 5.4.1 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию на данный государственный орган возложены функции по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса.
Согласно п. п. 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи.
Применительно к периоду 200% - 2009 гг. до вступления в силу порядка списания запасов 2007 действовало в части, ему не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.1997 N 122 предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами Минприроды России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
В государственном балансе полезных ископаемых и форме N 6-ГР отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах.
В соответствии с положениями п. 1.2 Методических рекомендаций по заполнению формы N 6-ГР, доведенных Письмом Минприроды России от 08.10.1996 N ВБ-61/2594 государственный учет запасов нефти и газа осуществляется в отчетном балансе запасов предприятий - недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр.
Согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 600 631 т, в т.ч. потери нефти - 2 603 т, в 2009 г. добыто 531 089 т, в т.ч. потери нефти - 1413 т.
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 200% - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 600 631 т, за 2009 г. - 531 090 т.
Согласно данным формы государственной статистической отчетности N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)" утв. Постановлением Госкомстата России от 22.07.96 N 78 и используемой предприятиями-недропользователями, как это следует из Письма Минприроды от 08.10.1996 г. N ВБ-61/2594, для государственного учета запасов нефти, Обществом в 2008 г. добыта нефть в количестве 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании Актов на списание запасов полезного ископаемого с учета организации, по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованный Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ОАО "Корпорация Югранефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г. 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
По мнению Инспекции, Общество определяет объем добытого полезного ископаемого (нефть) за месяц исходя из данных о его реализации в данном месяце, а не на основании данных о его добыче. Применяемый налогоплательщиком способ определения количества добытого полезного ископаемого не предусмотрен НК РФ.
Вместе с тем, в соответствии с Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (п. 1.2), Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.04.2004 г. (п. 14.4), согласованной с Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, а также Учетными политиками ОАО "Корпорация Югранефть" для целей налогообложения на 2008, 2009 гг. утвержденными Приказами от 29.12.2007 N 319 от 31.12.2008 N 296, 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 ДНС-1 Малочерногорского месторождения, а заканчиваются на Белозерном ДТП, Общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544.
- 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.
Валовая добыча нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались Обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 гг.
В установленном порядке добытая нефть в указанном размере была отражена Обществом в налоговых декларации за 2008 - 2009 гг. и обложена НДПИ.
Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ОАО "Корпорация Югранефть" налоговых декларациях по налоговым периодам 2008 - 2009 гг. подтвержден со стороны налогового органа (стр. 49 Акта).
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 ДНС-1.
Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008 - 2009 гг., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004 г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Qтранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Согласно пункту 1.1. РД 153-39-019-97 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.
Дебаланс есть результат нормируемой погрешности СИКН ДНС-1, СИКН 544 БЦТП (счетная погрешность приборов), а не уменьшение массы нефти, являющийся 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.
Претензии к расчету технологических потерь, отклонению от утвержденного Минпромэнерго норматива потерь у налогового органа нет.
Согласно п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения по федеральным налогам устанавливаются НК РФ.
В соответствии с п. 1 ст. 54 НК РФ 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 НК РФ налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, в единицах массы нетто.
Согласно ст. 341 НК РФ налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц.
Таким образом, является верным определение количества добытой нефти по итогам календарного месяца, а не по итогам дня.
Соответственно, доначисление НДПИ на основе ежедневного невключения дебаланса в налоговую базу по НДПИ противоречит п. 1 ст. 53, п. 1 ст. 54, п. 1 и 2 ст. 338, п. 1 ст. 339 НК РФ.
Нефть Малочерногорского лицензионного участка проходит через СИКН ДНС-1 и СИКН N 544 (Белозерный центральный товарный парк).
При этом инспекцией не оспаривается погрешность 0,35% каждого из СИКН (на ДНС-1 и на БЦТП), через который нефть проходит при ее подготовке.
Следовательно, при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти, расчет максимального отклонения дебаланса СИКН на ДНС-1 от СИКН N 544 на БЦТП может составлять от -0,35% до +0,35%, что в совокупности отклонений максимальных значений погрешности (диаметрально противоположных) дает 0,7%.
Расчет дебаланса на основании последовательного увеличения погрешности исходя из количества счетчиков на пути движения нефти невозможен. При замере одной и той же нефти на СИКН ДНС-1 и СИКН N 544 на БЦТП не может быть более 0,7% (как +0,35% + (+)0,35%) либо как (-0,35) + (-0,35%).
Показатель 0,7% используется при расчете исходя из максимальных возможных отклонений диаметрально возможных показателей (например, на СИКН ДНС-1 - (+0,35%), на СИКН N 544 БЦТП - (-0,35%), либо наоборот на СИКН ДНС-1 - (-0,35%), а на СИКН N 544 БЦТП - (+0,35%).
Кроме того, Общество отмечает, что расчет дебаланса на Белозерном центральном товарном парке для другого общества - ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" - признан Девятым арбитражным апелляционным судом постановлением от 04.10.2012 по делу N А40-13655/12-99-68 обоснованным.
Таким образом, вывод Инспекции о занижении Обществом налоговой базы и соответственно суммы НДПИ на 10 814 116 руб., в т.ч. за 2008 г. - 7 061 970 руб., за 2009 г. - 3 752 146 руб. не соответствует фактическим обстоятельствам, и противоречит действующему российскому законодательству.
Учитывая изложенные обстоятельства, суд, оценив все имеющиеся доказательства по делу в их совокупности и взаимосвязи, как того требуют положения, содержащиеся в части 2 статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации и другие положения Кодекса, признает обоснованными требования, заявленные ОАО "Корпорация Югранефть" к МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1.
Уплаченная заявителем при подаче заявления госпошлина подлежит взысканию с ответчика, уплате за счет средств федерального бюджета.
Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем, апелляционная жалоба налогового органа не подлежит удовлетворению.
Доводы апелляционной жалобы налогового органа не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.
Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального Кодекса Российской Федерации,
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.12.2012 по делу N А40-69483/12-20-385 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления постановления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ДЕВЯТОГО АРБИТРАЖНОГО АПЕЛЛЯЦИОННОГО СУДА ОТ 18.03.2013 N 09АП-4778/2013 ПО ДЕЛУ N А40-69483/12-20-385
Разделы:Налог на прибыль организаций; 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
ДЕВЯТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 18 марта 2013 г. N 09АП-4778/2013
Дело N А40-69483/12-20-385
Резолютивная часть постановления объявлена 11.03.2013 г.
Полный текст постановления изготовлен 18.03.2013 г.
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева,
Судей Е.А. Солоповой, М.С. Сафроновой,
при ведении протокола судебного заседания секретарем И.С. Забабуриным
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу
МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 на решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.12.2012 по делу N А40-69483/12-20-385, принятое судьей А.В. Бедрацкой по иску (заявлению) ОАО "Корпорация Югранефть" (ОГРН 1028601868790; 628616, Тюменская обл., г. Нижневартовск, Западный промузел, панель 4, ул. 9П, д. 26) к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН 1047702057765; 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)
о признании частично недействительным решения
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Конькова Л.А. по дов. N 48 от 01.01.2013
от заинтересованного лица - Семенов С.А. по дов. N 13 от 26.02.2012, Еремин А.Н. по дов. N 39 от 04.05.2012, Мелякин М.Ю. по дов. N 72 от 15.11.2012
установил:
ОАО "Корпорация Югранефть" обратилось с заявлением в арбитражный суд (с учетом уточнения заявленных требований) о признании недействительным решения решение МИ ФНС России по КН N 1 от 29.06.2011 года N 52-20-18/324р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в редакции решений Федеральной налоговой службы от 14.02.2012 N СА-4-9/2427@ и от 04.07.2012 N СА-4-9/10885@, в части: подпункта 1 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль в федеральный бюджет в общей сумме 145 034,20 руб., подпункта 2 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль бюджет субъекта РФ в общей сумме 965 255,60 руб., подпункта 5 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату сумм налога на добавленную стоимость в общей сумме 11 245 руб., подпункта 6 пункта 1 резолютивной части решения о привлечении к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на добычу полезных ископаемых в общей сумме 938 888 руб., подпункта 1 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на прибыль в федеральный бюджет в общей сумме 41352 руб., подпункта 2 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на прибыль в региональный бюджет в общей сумме 234 760 руб., подпункта 3 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 по налогу на добавленную стоимость в общей сумме 10 410 руб., подпункта 4 пункта 2 резолютивной части решения о начислении пеней по состоянию на 29.06.2011 года по налогу на добычу полезных ископаемых (нефть) в общей сумме 1036 811 руб., подпункта 1 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций за 2008 год в общей сумме 45 188 руб., в том числе: в федеральный бюджет - 14 686 руб., в региональный бюджет - 30 502 руб.; подпункта 2 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на прибыль организаций за 2009 год в общей сумме 5 506 261 руб., в том числе: в федеральный бюджет - 710 485 руб., в региональный бюджет - 4 795 776 руб.; подпункта 3 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на добавленную стоимость в общей сумме 66 949 руб., подпункта 4 пункта 3.1. резолютивной части решения о предложении уплатить недоимку по налогу на добычу полезных ископаемых (нефть) в общей сумме 13 811 169 руб.; пункта 3.2. резолютивной части решения о предложении уплатить штрафы в размере 2060 422,80 руб.; пункта 3.3. резолютивной части решения о предложении уплатить пени в размере 1323 333 руб.
Решением Арбитражного суда г. Москвы заявленные требования удовлетворены в полном объеме.
Не согласившись с принятым решением, налоговый орган обратился с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, в удовлетворении заявленных требований - отказать.
Общество представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит оставить решение суда первой инстанции без изменения, апелляционную жалобу налогового органа - без удовлетворения.
Законность и обоснованность принятого решения проверены апелляционной инстанцией в порядке ст. 266, ст. 268 АПК РФ.
Изучив представленные в дело доказательства, заслушав представителей заявителя и заинтересованных лиц, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы, исходя из следующего.
Как следует из материалов дела, налоговым органом по результатам проведенной выездной налоговой проверки заявителя по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов за период с 01.01.2008 по 31.12.2009 составлен акт от 15.04.2011 г. N 52-20-18/173а и принято решение N 52-20-18/324р от 29.06.2011 о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения. В соответствии с указанным решением налогоплательщику предложено уплатить налоги на общую сумму 23540476 руб., пени в сумме 1800202 руб., штраф в общей сумме 2576823 руб. 13.07.2011 Общество обратилось в Федеральную налоговую службу с апелляционной жалобой на решение ответчика.
В результате внесения Федеральной налоговой службой изменений в Решение от 29.06.2011 года N 52-20-18/324р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения решение ответчика изменено путем отмены начислений НДПИ в сумме 2997053 руб., в том числе: за январь - декабрь 2008 г. в сумме 2180800 руб., январь - декабрь 2009 г. в сумме 816253 руб., а также соответствующие суммы пени и штрафа; привлечения к ответственности в соответствии с п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату налога на прибыль за 2008 г. по уточненной налоговой декларации по налогу на прибыль организаций за 2008 г. (корректировка N 4) в виде взыскания штрафа в размере 56490 руб., также уменьшены доначисления налога на добычу полезных ископаемых в общей сумме 3 804 521 руб., пеней по данному налогу на сумму 472 7 80 руб., налоговых санкций на общую сумму 429 282 руб. На указанные суммы доначислений Межрегиональной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам отражены уменьшения в лицевых счетах налогоплательщика по налогу на добычу полезных ископаемых.
Суд не может согласиться с доводами налогового органа, послужившими основанием для принятия обжалуемого решения, по следующим основаниям.
По пункту 1.4. Решения на стр. 25 - 40 (п. 2.1.3.3 Акта на стр. 32 - 42) Инспекцией установлено нарушение Обществом п. 1 ст. 252, пп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ в связи с неправомерным включением в состав прочих расходов суммы таможенных сборов за таможенное оформление товаров по полным таможенным декларациям в сумме N 912,42 руб., в т.ч. за 2008 год в сумме 225 939,35 руб., за 2009 год в сумме 242 973,07 руб. на том основании, что таможенный сбор за оформление полной таможенной декларации не является законно установленным, а потому не отвечает положениям ст. 252 и пп. 1 п. 1 ст. 264 НК РФ, и соответственно, не может быть признан расходом для целей налогообложения.
В результате Обществу доначислен налог на прибыль в общей сумме 82 848 руб., в т.ч. за 2008 г. 45 188 руб., за 2009 г. 37 660 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
Из материалов дела следует, что между ОАО "Корпорация Югранефть" (комитент) и ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (комиссионер) заключен договор комиссии от 27.06.2005 N ТВХ-0088/05/ЮГН-0262/05, предметом которого является обязательство Комиссионера по поручению Комитента за вознаграждение осуществлять от своего имени и за счет Комитента поставки сырой нефти на экспорт в количестве до 270 000 тонн (нетто) в год Комитента.
Комиссионер исполняет принятое на себя обязательство путем заключения от своего имени договора/контракта с иностранным покупателем.
В соответствии с пунктом 2.5. указанного договора Комиссионер обязуется: ежемесячно не позднее 15-го числа месяца, следующего за месяцем реализации, предоставлять Комитенту отчеты по каждой реализованной партии нефти с указанием реквизитов иностранного покупателя, направления поставки, веса брутто и нетто нефти, стоимости нефти, поступившей валютной выручки и всех расходов, как в иностранной валюте, так и в рублях с приложением подтверждающих документов, а именно: коносаментов, приемо-сдаточных актов, таможенных деклараций, счетов, реестров по уплате акциза, банковских документов по произведенным Комиссионером платежам.
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.
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 в ОАО "Оренбургнефть" отчеты Комиссионера, из которых следовал расчет и подтвержденная уплата таможенных сборов.
В соответствии с отчетами Комиссионера по договору Комитентом были возмещены расходы на оплату таможенных сборов по временным грузовым таможенным декларациям (ВГТД) и по постоянным грузовым таможенным декларациям (ПГТД) за 2008 - 2009 годы.
Такие расходы учитывались Обществом в регистрах налогового учета "Журнал регистрации хозяйственных операций" за 2008 - 2009 годы.
Проверкой установлено, что согласно отчетам комиссионера ОАО "ТНК-ВР Холдинг" по договору комиссии от 27.06.2005 N ТВХ-0088/05/ЮГН-0262/05 комиссионером произведены затраты по уплате таможенных сборов за период с 01.01.2008 по 24.03.2009, в сумме 963 484,56 руб.
Исходя из представленных на проверку документов период с 01.01.2008 по 31.12.2009 следует, что ОАО "ТНК-ВР Холдинг" (Комиссионер) в период с 04.12.2007 по 20.01.2009 представило в таможенные органы временные таможенные декларации для таможенного оформления поставок на экспорт нефтепродуктов, принадлежащих ОАО "Корпорация Югранефть" (Комитент), уплатив таможенные сборы за таможенное оформление товаров в общей сумме 494 572,14 руб.
В отношении тех же товаров Комиссионером в таможенные органы в период с 18.01.2008 по 06.03.2009 представлены полные таможенные декларации и уплачены таможенные сборы в сумме 468 912,42 руб.
Указанные суммы уплаченных Комиссионером таможенных сборов Общество включило в состав расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль организаций.
Расчет сумм таможенных сборов за таможенное оформление перемещенных через таможенную границу товаров, уплаченных как по временной (ВГТД), так и по полной (ПГТД) таможенной декларации приведен в Таблице N 2-НП на странице 27 решения ответчика.
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 264 Налогового кодекса Российской Федерации (далее по тексту - НК РФ) к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся суммы таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 НК РФ.
Согласно п. 1 ст. 11 НК РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в НК РФ, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ.
В соответствии с пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенным кодексом РФ (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: таможенные сборы за таможенное оформление; таможенные сборы за таможенное сопровождение; 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 Таможенного кодекса РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации.
Ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством РФ (ст. 357.10 ТК РФ). В проверяемый период ставки таможенных сборов за таможенное оформление товаров были установлены Постановлением Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров".
В соответствии с п. 7 названного Постановления Правительства РФ (в редакции Постановления Правительства РФ от 25.12.2006 N 803, действующей до 25.03.2009 г. - даты вступления в силу Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220) 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 руб.
Верховный Суд Российской Федерации в решении от 24.05.2006 N ГКПИ06-495 и Определении кассационной коллегии от 03.08.2006 N КАС06-267 отметил, что указанным пунктом предусматривается лишь необходимость оплаты таможенного сбора в размере 500 руб. 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 РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 28.12.2004 N 863", в Постановление Правительства РФ 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 применяется ко всем видам таможенных деклараций независимо от используемой процедуры таможенного оформления.
В Письме от 06.04.2009 г. N 01-11/14751 ФТС России 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".
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 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, 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 повлекло бы нарушение императивных норм Таможенного Кодекса, 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 4), Письма ФТС России от 08.10.2008 N 01-11/41807, от 19.05.2009 N 05-12/22581, от 29.12.2004 г. N 01-06/12890 "О таможенных сборах", от 09.02.2006 г. 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).
Следовательно, Общество уплатило начисленные таможенными органами в фискальном порядке таможенные сборы, как при временном, так и при полном таможенном декларировании, которые в силу статьи 11 Таможенного кодекса РФ и действующего законодательства РФ полагало обязательными.
В соответствии с п. 1 ст. 252 НК РФ в целях настоящей главы налогоплательщик уменьшает полученные доходы на сумму произведенных расходов (за исключением расходов, указанных в статье 270 настоящего Кодекса). Расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных статьей 265 настоящего Кодекса, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией, приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.
Основным видом деятельности Общества является разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализации углеводородного сырья и продуктов ее переработки (Устав Общества).
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 производилось бы (непринятие таможенных деклараций, которое, в свою очередь, влечет отказ в выпуске товара на экспорт), что повлекло бы нарушение Обществом условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов, приостановление хозяйственной деятельности Общества. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления в проверяемых налоговых периодах. Претензии к документальной подтвержденности расходов у инспекции отсутствуют.
Поскольку понесенные расходы документально подтверждены, обоснованы, связаны с предпринимательской деятельностью налогоплательщика, то он правомерно отнес спорные затраты (как по ВГТД, так и по ПГТД) в состав расходов в соответствии со ст. ст. 252, 264 НК РФ.
В Решении налоговый орган указывает на то, что ссылка общества на пункт 7 статьи 3 НК РФ о неустранимых сомнениях не правомерна в связи с тем, что Конституционный Суд РФ Определением от 07.11.2008 N 631-О-О практически подтвердил отсутствие установленной законом обязанности по уплате таможенного сбора при процедуре периодического таможенного декларирования (абз. 4 стр. 39 решения).
Вывод налогового органа не опровергает довода налогоплательщика о применении п. 7 ст. 3 НК РФ, а подтверждает наличие неустранимых сомнений, противоречий и неясностей актов законодательства о налогах и сборах до установления в Таможенном кодексе РФ в 2009 году прямой нормы по применяемым ставкам для расчета таможенного сбора как при подаче временной, так и полной таможенной декларации при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
Вступил в силу 25.03.2009, введенный в действие Постановлением Правительства РФ от 10.03.2009 N 220 "О внесении изменения в Постановление Правительства Российской, Федерации от 28.12.2004 N 863", пункт 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров", 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.
В решении налоговый орган не опровергает доводы налогоплательщика, устанавливая, что пункт 7.1 Постановления Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" вступил в силу 25.03.2009, соответственно подлежит применению к правоотношениям, возникающим после указанной даты.
На основании изложенного следует, что в отношении уплаты таможенных сборов по полной таможенной декларации: до 25.03.2009 имело место наличие неустранимых сомнений, противоречий и неясностей актов законодательства о налогах и сборах по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование; с 25.03.2009 года установлена прямая норма по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
Таким образом, нормы, регулирующие уплату таможенных сборов (пп. 31 п. 1 ст. 11 Таможенного кодекса РФ, ст. 357.1 ТК РФ, п. 1, п. 2 ст. 60 ТК РФ, 124 ТК РФ, пп. 3 п. 1 ст. 149 ТК РФ, ст. 357.7 ТК РФ, ст. 357.6 ТК РФ, ст. 138 ТК РФ, п. 2 ст. 132 ТК РФ, ст. 357.10 ТК РФ, Постановление Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" (в редакции Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220), не содержит разграничений и в равной мере применяется ко всем видам таможенных деклараций (временной и полной) независимо от используемой процедуры таможенного оформления, а с 25.03.2009 года введена прямая норма по применяемым ставкам при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяется периодическое временное декларирование.
На основании изложенного, инспекцией необоснованно и в нарушение положений статьей 252, 264 Налогового кодекса РФ доначислен налог на прибыль в общей сумме 82 848 руб., в том числе за 2008 г. 45188 руб., за 2009 г. 37660 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
По п. 1.6. стр. 46 - 56 Решения (п. 2.1.4.1, стр. 47 - 53 Акта проверки) по мнению налогового органа, организацией в нарушение законодательства о налогах и сборах в 2009 г. исключены из состава внереализационных доходов проценты, начисленные по договорам займа, заключенным с ОАО "ТНК-ВР Холдинг". Указанное нарушение привело к занижению в. 2009 г. налога на прибыль организаций на 5 468 601 руб.
Как установлено в ходе проверки из состава, Обществом исключены из состава внереализационных доходов проценты, начисленные по договорам займа, заключенным с ОАО "ТНК-ВР Холдинг": N ТВХ-0699/05/ЮГН-0329/05 от 21.09.2005 г., N ТВХ-0637/06/ЮГН-0278/06 от 28.06.2006 г., N ТВХ-1120/06/ЮГН-0358/06 от 15.12.2006 г., ТВХ-0132/07/ЮГН-0188/07 от 05.03.2007 г., ТВХ-0736/07/ЮГН-0285/07 от 25.07.2007 г.
В соответствии со ст. 247 НК РФ объектом налогообложения по налогу на прибыль организаций признается прибыль, полученная налогоплательщиком, под которой для российских организаций понимается полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с гл. 25 НК РФ.
Статьей 248 НК РФ к доходам в целях главы 25 НК РФ отнесены: доходы от реализации товаров (работ, услуг) и имущественных прав и внереализационные доходы.
Внереализационными доходами налогоплательщика в силу п. 6 ст. 250 НК РФ признаются, в частности, доходы в виде процентов, полученных по договорам займа.
В соответствии с п. 4 ст. 328 НК РФ налогоплательщик, определяющий доходы (расходы) по методу начисления, определяет сумму дохода (расхода), полученного (выплаченного) либо подлежащего получению (выплате) в отчетном периоде в виде процентов в соответствии с условиями договора, исходя из установленных по каждому виду долговых обязательств доходности и срока действия такого долгового обязательства в отчетном периоде с учетом положений данного пункта. Налогоплательщик в аналитическом учете на основании справок ответственного лица, которому поручено ведение учета доходов (расходов) по долговым обязательствам, обязан отразить в составе доходов (расходов) сумму процентов, причитающуюся к получению (выплате) на конец месяца.
В соответствии с положениями ст. 809 ГК РФ в случае, если иное не предусмотрено законом или договором займа, заимодавец имеет право на получение с заемщика процентов на сумму займа в размерах и в порядке, определенных договором займа.
При отсутствии иного соглашения проценты выплачиваются ежемесячно до дня возврата суммы займа.
Таким образом, для определения момента признания доходов в виде процентов по договорам займа в соответствии с п. 1 ст. 271 НК РФ факт реальной уплаты процентов не является определяющим.
Вместе с тем, положения данной статьи в корреспонденции со ст. ст. 250 и 328 НК РФ устанавливают правило, согласно которому налогоплательщик формирует налогооблагаемую базу конкретного налогового периода с учетом доходов и расходов, вносящихся к данному периоду, а также исходя из того, когда такие расходы и доходы должны у него возникнуть в силу условий договора или иных особенностей, предусмотренных главой 25 НК РФ.
В заключенных обществом с ОАО "ТНК-ВР Холдинг" договорах займа предусмотрены следующие условия уплаты процентов: N ТВХ-0699/05/ЮГН-0329/05 от 21.09.2005 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-0637/06/ЮГН-0278/06 от 28.06.2006 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-1120/06/ЮГН-0358/06 от 15.12.2006 г. с учетом дополнительного соглашения N 1 от 13.11.2007 условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств. Датой уплаты начисленных на сумму займа процентов признается дата, указанная в пункте 2.7. настоящего Договора", то есть день списания соответствующих денежных средств с расчетного счета Заемщика; N ТВХ-0132/07/ЮГН-0188/07 от 05.03.2007 г. условия уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств"; N ТВХ-0736/07/ЮГН-0285/07 от 25.07.2007 г. условие уплаты процентов установлены в п. 3.3. Договора следующим образом: "Проценты на сумму займа уплачиваются в конце срока займа (или его части при частичном досрочном погашении), исходя из фактического срока использования денежных средств".
Никакого иного механизма возврата начисленных за весь период пользования заемными средствами в договоре не установлено, уплата процентов привязана ко времени возврата (частичной или полной), а потому не понятно, из каких условий договора инспекция посчитала, что у общества возникло право требовать уплаты процентов до истечения срока договора займа и из каких источников образуется в течение 5-летнего срока займа доход налогоплательщика.
Налоговый орган не оспаривает тот факт, что в течение 2009 г. Заемщиком (ОАО "ТНК-ВР Холдинг") возврат (частичное погашение) займа, а также уплата начисленных процентов ни по одному из указанных договоров не производились, а у Заимодавца (ОАО "Корпорация Югранефть") не возникло право требования к Заемщику по уплате начисленных процентов за пользованием займом.
Налоговый орган в своих пояснениях от 20.08.2012 периоды начисления процентов и период, в который возникла обязанность уплатить соответствующие проценты, отождествляет, что из условий договоров не следует.
По смыслу ст. 41 НК РФ получение дохода предполагает приращение имущественного состояния налогоплательщика, чего не произошло у общества в рассматриваемой ситуации в спорный налоговый период.
В Постановлении Президиума ВАС РФ от 24.11.2009 N 11200/09 установлено, что налогоплательщик вправе учесть в уменьшение налоговой базы по налогу на прибыль проценты за пользование заемными средствами не в период их начисления, а в период, когда из условий договора займа, возникла обязанность по их уплате.
Налогообложение доходов, которые налогоплательщик в течение налогового периода не получил не имеет под собой должного экономического основания, а поэтому противоречит основным началам налогового законодательства (п. 3 ст. 3 НК РФ). Иное толкование закона противоречило бы конституционно значимым целям в сфере налогообложения, поскольку как федеральный законодатель при осуществлении налогового регулирования, так и правоприменитель, связаны требованиями обеспечения конституционных принципов справедливости и соразмерности в сфере налоговых отношений.
Указание налогового органа на отсутствие изменений в Учетной политике общества для целей налогообложения на 2009 год по вопросу учета в составе внереализационных доходов процентов по договорам займа по сравнению с Учетной политикой общества для указанных целей на 2008 год, является необоснованным и противоречащим положениям НК РФ.
Так, в соответствии с п. 2 ст. 11 НК РФ учетная политика для целей налогообложения - выбранная налогоплательщиком совокупность допускаемых настоящим Кодексом способов (методов) определения доходов и (или) расходов, их признания, оценки и распределения, а также учета иных необходимых для целей налогообложения показателей финансово-хозяйственной деятельности налогоплательщика.
Поскольку положения Налогового Кодекса РФ не предусматривают право налогоплательщика выбирать порядок признания рассматриваемых доходов (расходов), а установленный Кодексом порядок носит императивный характер, учетная политика общества для целей налогообложения повторяет соответствующие положения Налогового Кодекса РФ, в частности п. 6 статьи 271 НК РФ.
В связи с тем, что в Постановлении Президиума ВАС РФ от 24.11.2009 N 11200/09 дано толкование положений статей 252 и 328 НК РФ исходя из условий договора займа в 2009 году, то исходя из условий 5 договоров займа с ОАО "ТНК-ВР Холдинг" общество внесло изменения в налоговые обязательства (в части внереализационных доходов) за 2009 год.
На основании изложенного, инспекцией необоснованно и в нарушение положений статьей 250, 271, 328 Налогового кодекса РФ доначислен налог на прибыль за 2009 г. в сумме 5468601 руб., соответствующие пени и штраф по ст. 122 НК РФ.
По п. 2.1. Решения на стр. 62 - 77 (пункт 2.2.1 Акта, стр. 59 - 66) по мнению инспекции, общество в нарушение п. 2 ст. 171, пп. 1 п. 1 ст. 146 п. 1 ст. 39 Налогового кодекса РФ неправомерно включило в состав вычетов НДС в общей сумме 66 949 руб., в том числе за 1 квартал 2008 года - 10 722 руб., за 1 квартал 2009 года - 11 245 руб., за 2 квартал 2009 года - 33 415 руб., за 3 квартал 2009 года - 11 567 руб., предъявленный налогоплательщику (заказчику) подрядчиками за простои, возникшие по вине заказчика.
Из материалов дела усматривается, что Общество заключило договоры N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 с ООО "Ермаковская сервисная компания" и N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 с ООО "Сибнефтесервис" на производство работ по текущему и капитальному ремонту скважин.
Наряду с оказанными работами и услугами налогоплательщику были предъявлены к оплате и расходы за простой бригад капитального и текущего ремонта скважин по вине подрядчика, в том числе и НДС.
В соответствии п. 1 ст. 146 Налогового Кодекса РФ объектом налогообложения признается реализация на территории Российской Федерации.
В соответствии с пп. 2 п. 1 ст. 162 НК РФ налоговая база по НДС увеличивается на суммы денежных средств, полученных в счет увеличения доходов либо иначе связанных с оплатой реализованных товаров (работ, услуг). Кроме того, в п. 2 ст. 153 НК РФ предусмотрено, что выручка от реализации товаров (работ, услуг) определяется исходя из всех доходов налогоплательщика, связанных с оплатой реализованных товаров (работ, услуг).
В договоре N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 (Аналогичные формулировки применены и в Договоре N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 года) установлено: п. 6.1. - "Стоимость бригадо-часа по данному договору устанавливается в размере 4 200 руб., кроме того НДС 756 рублей, всего с НДС 4 956 руб."; п. 6.2. - "Стоимость капитального ремонта скважины определяется как произведение стоимости одного бригадо-часа на отнормированную по фактически выполненным работам продолжительность ремонта"; п. 7.8 - "Простои подрядчика по вине заказчика возмещаются в размере стоимости бригадо-часа за каждый час простоя Подрядчика, при наличии акта фиксированных часов простоя по сводке ЦИТС Заказчика, подписанного ответственными представителями Сторон".
Согласно актам выполненных работ, "простой по вине заказчика", наряду с основными работами, включены в стоимость работ по капитальному ремонту.
Таким образом, денежные средства, полученные подрядчиком в соответствии с договором в счет оплаты за вынужденные простои по вине заказчика, относятся к выплатам по оплате выполняемых работ и не являются неустойкой в соответствии со ст. 330 ГК РФ.
Соответственно, подрядчик обязан был включать указанные суммы в состав налогооблагаемой базы по НДС, а общество имело право возместить соответствующие суммы НДС, поскольку условия для вычета НДС, установленные главой 21 НК РФ, выполнены: товары (работы, услуги) приобретены для целей производства и (или) реализации товаров (работ, услуг), операции по реализации которых признаются объектом налогообложения НДС; имеются в наличии счета-фактуры, выставленные продавцом товаров (работ, услуг); принятие на учет приобретенных товаров (работ, услуг).
Кроме того, пунктом 4.2.1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 05.06.2003 N 56 (далее - Правила), установлено, что при осуществлении деятельности, связанной с ремонтом или реконструкцией опасных производственных объектов, организации обязаны обеспечить контроль состояния технической базы и технических средств, а также соблюдение установленных процедур планирования, проведения проверки качества и учета ремонтных и наладочных работ. В п. 4.1.6. установлено, что на всех этапах работ, связанных с ремонтом скважин, бурением новых стволов, должно быть обеспечено наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля, предусмотренных планами работ, инструкциями по эксплуатации оборудования, настоящими Правилами безопасности.
Таким образом, в данном случае вынужденный простой предусматривает обязательное нахождение буровой компании на скважине при капитальном ремонте; бригада ремонта в этот период непосредственно не проводит каких-либо работ, которые могли бы выразиться в овеществленном предмете, однако, она обеспечивает контроль на опасном производственном объекте, и без нее производство капитального (ремонта будет противоречить правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Помимо вышеизложенного, обеспечение наличия бригад капитального ремонта на скважине во время вынужденного простоя обусловлено в обеспечении подрядчиком исправности и готовности бригадного хозяйства (техники, оборудования) к его дальнейшему использованию, а также обеспечение нахождения работников на месторождении и их готовности приступить к дальнейшему выполнению работ при наличии фронта работы по освоению скважины.
Таким образом, во время вынужденного простоя бригада капитального ремонта обязана находится на производственном объекте для соблюдения условий безопасности и обеспечения возможности в любой момент продолжить выполнения ремонтных работ.
В приведенной налоговым органом судебной практике отсутствует какое-либо упоминание по "простоям по вине заказчика". Не представлено налоговым органом доказательств того, что простой сторонами договора квалифицировался в качестве штрафной санкции по договору.
Судебная практика, приведенная обществом, напротив, непосредственно связана с исчислением НДС на "простои по вине заказчика", и устанавливает, что НДС уплаченный подрядчикам с простоев по вине заказчика, в т.ч. и при капитальном ремонте скважин.
В соответствии ч. 1 ст. 330 ГК РФ "неустойкой (штрафом, пеней) признается определенная законом или договором денежная сумма, которую должник обязан уплатить кредитору в случае неисполнения или ненадлежащего исполнения обязательства," в частности в случае просрочки исполнения". В случае неисполнения или ненадлежащего исполнения на должника возлагается и обязанность возместить убытки (ч. 1 ст. 393 ГК РФ), таким образом, предусмотренная договором выплата в случае простоя, произошедшего в результате неисполнения или ненадлежащего исполнения стороной сделки обязательства, будет являться предусмотренной договором неустойкой.
Оплата же простоя, произошедшего в связи с обстоятельствами, не связанными с неисполнением или ненадлежащим исполнением обязательства, не будет являться предусмотренной неустойкой либо мерой ответственности, т.к. отсутствуют основания, предусмотренные действующим гражданским законодательством.
Кроме того, штрафные санкции в Договоре N ЮГН-0082/09 от 26.12.2008 предусмотрены не п. 6, где определена обязанность по возмещению простоев, а в п. 9 договора. Так, единственные штрафные санкции по договору, которые может понести заказчик, предусмотрены в п. 9.11: "За нарушение сроков перечисления денежных средств Подрядчик имеет право предъявить Заказчику неустойку в размере 0,1% от суммы задолженности за каждый день просрочки, но не более 10% от просроченной суммы, на основании подтверждающих документов". Аналогичные формулировки применены и в Договоре N ЮГН-0097/08 от 13.12.2007 года.
С учетом изложенного, отказ налогового органа в правомерности применения налогового вычета в общей сумме 66 949 руб. является необоснованным.
По п. 3.1. Решения на стр. 77 - 113 (пункт 2.3.1. Акта стр. 67 - 97) по мнению налогового органа, Общество в нарушение п. 1 ст. 342 ст. 338 НК РФ неправомерно относило количество нефти в виде фактических потерь полезных ископаемых после коммерческого узла учета нефти ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка к нормативным потерям полезных ископаемых, технологически не связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, что привело к занижению налоговой базы и соответственно суммы НДПИ за 2008 - 2009 гг.
Данное нарушение мотивировано тем, что окончательная подготовка нефти до товарной кондиции (ГОСТ Р 51858-2002) с Малочерногорского и Узунского месторождений производится на ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка, а потому потери нефти на Белозерном центральном товарном парке (1 216 тонн) не являются технологическими и не подлежат налогообложению по ставке 0 процентов.
В результате обществу доначислены суммы НДПИ на потери нефти на Белозерном центральном товарном парке за 2008 - 2009 годы в сумме 2 997 053 руб., в том числе за 2008 год - 2 180 800 руб., за 2009 год - 816 253 руб. (с учетом изменений, внесенных Решениями Федеральной налоговой службой от 14.02.2012 N СА-4-9/2427@ и от 04.07.2012 N СА-4-9/10885@).
В соответствии с п. п. 1, 2, 7 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. 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.
В п. 2.2 Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ РД 153-39-018-97 дано определение добычи нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требования действующих стандартов или нормативных документов.
В п. 2.3 указанной Инструкции определено понятие валовой добычи нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическим оборудовании, а также потери.
Согласно п. 2.5 подготовкой нефти являются технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти. Под товарной нефтью понимается нефть, физико-химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТа 9965, ОСТов или условиям поставки ее потребителям (п. 2.4 Инструкции).
В соответствии с Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД-39-30-627-81 п. 1.2 валовой добычи нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку широкой фракции легких углеводородов (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 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 приемо-сдачи, списания потерь, отпуска сторонним организациям, отпуска на производственно-технологические нужды и топливо и т.д.).
В выданной Обществу лицензии ХМН 11824 НЭ на добычу нефти и газа в пределах Малочерногорского лицензионного участка дано определение добычи нефти - процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовке до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТом 9965-76, поступлении подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК "Транснефть" (п. 1.2).
Таким образом, с учетом вышеизложенного процесс добычи нефти включает в себя, в том числе и сдачу нефти в ОАО "АК "Транснефть".
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 НК РФ, 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.
Таким образом, определение количества фактически добытого полезного ископаемого производится по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.
Поскольку в соответствии с указанной статьей Кодекса 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, к фактическим потерям полезных ископаемых при добыче нефти относятся потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в рамках комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения.
Приведенное соответствует разъяснениям Минфина РФ, выраженных в Письмах от 24.09.2007 N 03-06-06-01/49, от 11.09.2007 303-06-06-01/47, от 25.06.2007 N 03-06-06-01/33 от 19.02.2007 N 03-06-06-01/7.
Как следует из проектных технологических документов Общества, ОАО "Корпорация Югранефть" разрабатывает и эксплуатирует Малочерногорское и Узунское месторождения.
В соответствии с проектом обустройства сбор продукции скважин месторождений ОАО "Корпорация Югранефть" производится на Дожимной насосной станции (ДНО)-1 Малочерногорского лицензионного участка. Нефть с Малочерногорского и Узунского месторождений проходит подготовку на ДНС-1 Малочерногорского лицензионного участка.
На ДНС-1 нефть со скважин по нефтегазосборным коллекторам двумя потоками поступает в нефтегазосепараторы 1 ступени (НГС-1/1, НГС-1/3), где происходит разгазирование водогазонефтяной эмульсии.
После НГС первой ступени водонефтяная эмульсия поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ), где она нагревается и происходит разделение на нефть и воду, нефть далее поступает на концевую сепарационную установку (КСУ) для окончательного отделения попутного нефтяного газа от нефти.
На ДНС-1, отделившаяся на УПСВ и в технологическом резервуаре вода, поступает на подготовку в очистные резервуары, а затем через буферный резервуар насосом откачивается на КНС в систему ППД.
Отделившийся от нефти попутный нефтяной газ и НГС-1/1 направляется в газосепаратор (ГС-1) для очистки от капельной нефти. После очистки попутный нефтяной газ направляется на коммерчески узел учета газа и далее на Белозерный газоперерабатывающий завод (БГПЗ). Отделившийся от нефти попутный нефтяной газ из НГС-1/3 направляется в газосепараторы (ГС-4, ГС-5) для очистки от капельной нефти, а оставшаяся часть газа на горелки УПСВ (Хитер-Тритер) и на котельную (для собственных нужд), основное количество газа направляется на узел учета газа и далее на БГПЗ или на факел высокого давления (в случае остановки БГПЗ на ремонт). Конденсат и капельная жидкость, выделившиеся из газа в ГС-5, направляются на УПСВ. Оставшаяся часть попутного нефтяного газа, выделившегося на КСУ, подается на факел низкого давления.
После КСУ разгазированная нефть направляется в резервуар технологического отстоя. Для интенсификации отделения воды от нефти на входе ДНС подается деэмульгатор, способствующий разрушению водонефтяной эмульсии. После технологического резервуара обезвоженная нефть откачивается насосами по трубопроводу на БЦТП.
Нефть ДНС-1 поступает на Белозерный ЦТП (БЦТП) для окончательной подготовки и сдачи товарной нефти потребителю совместно с нефтью группы северных месторождений. Качественные характеристики сырья, поступающего на ДНС, и далее по технологической цепочке до момента отгрузки приведены в таблице 3.1. (п. 3. 1. Отчета по договору N ЮГН-0024/09 от 03.12.2008 "Разработка нормативов технологических потерь нефти, газового конденсата и газа на 2010 год. Определение фактических технологических потерь нефти, газового конденсата и газа для Малочерногорского и Узунского месторождений в 2009 году и научное сопровождение при утверждении в Минпромэнерго").
С учетом вышеизложенного, правильным является определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) по завершении технологического цикла по добычи нефти на Белозерном центральном товарном парке, принадлежащем другому лицу - ОАО "ТНК-Нижневартовск", а не как ошибочно рассчитано инспекцией на ДНС-1.
Вывод о правомерности определения налоговой базы по НДПИ по завершении технологического цикла по добыче нефти на Белозерном ЦТП, а не на ДНС-1, сделан также Арбитражным судом ХМАО - Югры в решении от 15.10.2009 по делу N А75-7643/2009 по заявлению общества об оспаривании решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по ХМАО - Югре, принятого по результатам проведения выездной налоговой проверки Общества за 2006 - 2007 годы.
Учитывая, что в соответствии со статьей 1 Закона РФ от 21.03.1991 N 943-1 "О налоговых органах Российской Федерации" налоговые инспекции образуют единую систему контроля за соблюдением законодательства о налогах и сборах, то в силу ч. 2 ст. 69 АПК РФ упомянутое решение Арбитражного суда ХМАО - Югры имеет преюдициальное значение для настоящего дела по вопросу правомерности налогообложения потерь по БЦТП по ставке 0%.
Из материалов дела следует, что сдача нефти соответствующей ГОСТу в ОАО "АК "Транснефть" происходит на Белозерном ЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск) (далее БЦТП), что подтверждается существующим договором между ОАО "Корпорация Югранефть" и ОАО "ТНК-Нижневартовск" на оказание услуг по транспортировке, динамическому отстою и сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2009 год от 12.12.2008 г. N ТНВ-0076/09. Согласно п. 2.1 на БЦТП Исполнитель производит сдачу подготовленной нефти Заказчика через СИКН N 544 БЦТП в систему ОАО "АК "Транснефть".
Договор об оказании услуг по транспортировке нефти на 2008 г. ОАО "ТНК-ВР Холдинг" от 17.12.2007 N ТВХ-1324/07 п. 4.3 "учет массы нефти, принимаемой от Грузоотправителя, осуществляется методом динамических измерений по показаниям систем измерений количества и показателей качества нефти, в том числе: от производителя ОАО "Корпорация Югранефть": СИКН N 544, принадлежащей ОАО "ТНК-Нижневартовск", в пункте отправления Самотлор.
Таким образом, необходимость сдачи нефти в ОАО "АК "Транснефть" на БЦТП обусловлена требованиями технических условий на подключение объектов нефтедобычи ОАО "ТНК-Нижневартовск" к магистральным нефтепроводам на ЛПДС "Самотлор" (АК "Транснефть") через СИКН N 544.
Согласно п. 1.2 технических условий для обеспечения приема нефти в количестве 13.75 млн. тонн/год ОАО "ТНК-Нижневартовск" должно обеспечить строительство следующих сооружений: резервуарный парк из расчета 3-суточной производительности нефтепровода от объекта нефтедобычи; насосная; система измерения количества и качества нефти с ТПУ; стационарная аккредитованная химлаборатория.
Согласно п. 1.5. СИКН расположить на расстоянии не более 150 м от территории ЛПДС "Самотлор".
Поскольку от УУН ДНС-1 до ЛПДС "Самотлор" протяженность трубопроводов более 100 км, продолжительность прохождения нефти по трубопроводам может достигнуть сутки, за это время качественные характеристики нефти изменяются, и для того, чтобы сдать нефть соответствующую требованиям ГОСТа Р 51858-2002, она проходит дополнительную подготовку на БЦТП (ОАО "ТНК-Нижневартовск").
В соответствии с Технологическим регламентом Белозерного центрального товарного парка (БЦТП) БПиСН ОАО "ТНК-Нижневартовск" (утв. главным инженером ОАО "ТНК-Нижневартовск" Д.В. Филимоновым в 2006 г. и действующий в проверенный период) БЦТП обеспечивает сбор, дополнительную подготовку, хранение и коммерческую сдачу нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" и нефти сторонних предприятий, входящих в транспортную схему ОАО "ТНК-Нижневартовск".
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).
На БЦТП осуществляется, в том числе прием подготовленной нефти с Северной группы месторождений и сдача ее через СИКН-544 в резервуары ЛПДС "Самотлор" (п. 4 регламента).
В соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ полезные ископаемые в части нормативных потерь полезных ископаемых облагаются по ставке 0 руб.
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.
Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения утверждены Постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 N 921, принятого как это прямо указано в соответствии со статьей 342 НК РФ.
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. Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство Российской Федерации по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.
В соответствии с положениями Указа Президента РФ от 09.03.2004 N 314 "О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти" и Постановления Правительства РФ от 16.06.2004 N 284 "Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики РФ" функции по утверждению нормативов потерь полезных ископаемых при их добыче переданы Минпромэнерго России от Минэнерго России.
Таким образом, с учетом положений пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ, Общество вправе обложить НДПИ по ставке 0 руб. фактические потери нефти, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки каждого из месторождений, в пределах нормативов потерь, утвержденных Минпромэнерго.
Норматив потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, ОАО "Корпорация Югранефть" по Малочерногорскому лицензионному участку был утвержден заместителем Министра промышленности и энергетики РФ И.С. Матеровым 06.06.2005 и составил 0,534%.
Указанный норматив был доведен до Общества письмом от 22.06.2005 N 09-829 и действовал в 2008 - 2009 годах.
Налоговым органом не представлены доказательства, что установленный Минпромэнерго норматив технологических потерь был превышен Обществом в ходе разработки Малочерногорского лицензионного участка в 2008 - 2009 годах.
Понятия нормативных и фактических технологических потерь при добыче нефти, данные об источниках технологических потерь нефти при сборе продукции скважин, подготовке, транспортировке и хранении нефти на промыслах, классификация потерь, порядок их определения и представления в компетентные государственные органы приведены в обязательных для соблюдения всеми добывающими нефть организациями руководящих документах, утвержденных Минтопэнерго России 16.06.97 г., а именно: РД 153-39-019-97 "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ" и РД 153-39-018-97 "Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний РФ".
Согласно пункту 1.1. РД 153-39-019-97 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.
Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.
Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами.
Фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.
Согласно пункту 1.2. РД 153-39-018-97 установление фактического уровня технологических потерь нефти производится в соответствии с требованиями руководящего документа "Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний РФ".
Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых (пункт 1.5. РД 153-39-018-97).
Согласно РД 153-39-019-97 данные о фактической величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых в РД методов в текущем году, являются исходными для нормирования технологических потерь на следующий год.
При нормировании учитываются все технологические изменения процессов добычи и подготовки нефти, произведенные предприятием в текущем году. Методы определения потерь нефти применимы как в процессе сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам.
В пунктах 1.9., 3.1. РД 153-39-018-97 и пункте 1.10. РД 153-39-019-97 указано, что определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛами, ЦНИПРами на основании научно-исследовательских работ, разработанные нормативы технологических потерь утверждаются руководством Минтопэнерго России.
Определение технологических потерь нефти при добыче в 2008 - 2009 гг. для ОАО "Корпорация Югранефть" производилось научно-исследовательским институтом ОАО "НижневартовскНИПИнефть" по заключенному с ним договору N ЮГН-0150/07.
Согласно представленному Отчету о научно-исследовательской работе, потери нефти на БЦТП были включены в состав планируемых на 2008 год потерь нефти при добыче технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения ОАО "Корпорация Югранефть" (стр. 30 Отчета по договору N ЮГН-0150/07).
Поскольку потери нефти при добыче, технологически связанные со схемами разработки месторождений, понесенные организацией на БЦТП, были рассчитаны компетентным научным институтом и вошли в состав норматива потерь, установленного для организации Минпромэнерго России на 2008 - 2009 гг. (облагались организацией НДПИ по ставке 0 руб.) их исключение из указанного норматива потерь и дополнительное обложение НДПИ является необоснованным.
Выводы налогового органа о превышении фактических потерь нефти в превышающей данные Общества части не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.92 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в т.ч. добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса (в том числе в результате добычи) осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с пунктом 5.4.1. Положения о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденному Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 г. N 293, на данный государственный орган возложены функции "по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса".
Согласно пунктам 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса, утвержденного Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286 (действует с 18.02.2007) (далее - Порядок списания запасов 2007), постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи (пункт 12 Порядка списания запасов 2007).
Применительно к периоду 2008 - 2009 годов до вступления в силу Порядка списания запасов 2007 (18.02.2007) действовало в части, ему (Порядку) не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.97 N 122 (далее - Положение о списании запасов 1997), предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
В государственном балансе полезных ископаемых и форме N 6-гр (Сведения о состоянии и изменении запасов нефти за год - форма утверждена Постановлением Госкомстата России N 78 от 22.07.1996) отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах (пункты 11 и 12 Положения о списании 1997).
В соответствии с положениями пункта 1.2. Методических рекомендаций по заполнению формы N 6-ГР, доведенных Письмом Минприроды России N ВБ-61/2594 от 08.10.1996 государственный учет запасов нефти и газа осуществляется в отчетном балансе запасов предприятий - недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр.
С учетом Положения о Федеральном агентстве по недропользованию (утв. Постановлением Правительства РФ от 17.06.2004 N 293 (п. 5.4.1), Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса запасов, утвержденного Приказом МПР России от 09.07.1997 г. N 122 (п. п. 7, 10, 12) выводы налогового органа об объеме фактически добытой нефти за 2008 - 2009 гг. (с учетом понесенных потерь) в части, превышающей данные Общества, не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Так согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 600 631 т, в т.ч. потери нефти - 2 603 т, в 2009 г. добыто 531 089 т, в т.ч. потери нефти - 1413 т.
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 2008 - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 600 631 т, за 2009 г. - 531 090 т.
Согласно данным формы государственной статистической отчетности N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)" утв. Постановлением Госкомстата России от 22.07.96 N 78 и используемой предприятиями-недропользователями, как это следует из Письма Минприроды от 08.10.1996 г. N ВБ-61/2594, для государственного учета запасов нефти, Обществом в 2008 г. была добыта нефть в количестве 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании Актов на списание запасов полезного ископаемого с учета организации по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованный Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ОАО "Корпорация Югранефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г. 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Кроме того, нормы НК РФ предписывают также руководствоваться данными государственной статистической отчетности при определении количества добытого полезного ископаемого. Так абз. 2 п. 1 ст. 339 НК РФ содержит следующее положение "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".
Так в соответствии со ст. 345.1 НК РФ федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года.
Также в Письме МНС России от 14.10.2004 N 21-2-05/138@ "О государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ" указано на возможность получения выписок из государственного баланса по запросам в территориальных органах Федерального агентства по недропользованию для целей осуществления налогового контроля.
Поскольку из всех указанных документов следует, что иного количества нефти, нежели 600 тыс. т, и 531 тыс. т (с потерями) Общество в течение 2008 - 2009 гг. соответственно добыто не было (именно данные объемы добычи нефти указаны и в налоговых декларациях по НДПИ), выводы инспекции о наличии сверхнормативных потерь являются ошибочными.
Инспекцией не приняты в качестве подтверждения достоверности количества добытого полезного ископаемого акты на списание запасов полезных ископаемых по причине того что, по мнению инспекции, эти документы содержат некорректные данные.
В решении сделана ссылка на п. 12 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и списания с государственного баланса (утв. Приказом Минприроды России от 15.12.2006 N 286) и сделан вывод, о том, что поскольку запасы полезных ископаемых списываются без проведения государственной экспертизы, это означает, что со стороны уполномоченного государственного органа не производится контроль фактического объема извлеченных полезных ископаемых (стр. 51 Решения).
Данный вывод не соответствует нормам законодательства в сфере недропользования.
Так в соответствии с п. 13 Постановления Госгортехнадзора РФ от 17.09.1997 N 28 "Об утверждении Инструкции о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых" организации по добыче полезных ископаемых до составления статистической отчетности по установленным формам согласовывают фактические объемы добычи и потерь полезных ископаемых с органами Госгортехнадзора России.
В соответствии с п. 4 Постановления Правительства РФ от 12.05.2005 N 293 "Об утверждении Положения о государственном контроле за геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр" (далее Постановление Правительства от 12.05.2005 N 293) Федеральная служба по надзору в сфере природопользования осуществляет государственный геологический контроль, в том числе по вопросам: достоверность содержания геологической и иной первичной документации о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых; достоверность и обоснованность представляемых недропользователями материалов для постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс запасов полезных ископаемых и списания их с государственного баланса; достоверность данных, включаемых в государственную статистическую отчетность организациями, осуществляющими поиск, оценку и разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу.
Результатами такого контроля могут быть как предписания по устранению нарушений требований законодательства, связанного с геологическим изучением, рациональным использованием и охраной недр, так и административная и уголовная ответственность (п. 11 Постановления Правительства РФ от 12.05.2005 N 293).
Кроме того, Письмом ФНС России от 17.11.2005 N ГВ-6-21/958@, которым доводится для сведения и использования в работе Письмо Министерства природных ресурсов РФ от 22.09.2005 N ВС-02-26/5005, в котором также имеется упоминание о проводимых контрольных мероприятиях со стороны Росприроднадзора, о возможной административной и уголовной ответственности. Наличие данного письма позволяет сделать вывод о том, что ФНС России подтверждает, что статистическая отчетность в сфере недропользования контролируется компетентными органами государственной власти и не может быть подвергнута сомнению налоговыми органами и иными органами государственной власти, в компетенцию которых не входят данные вопросы.
Таким образом, вывод Инспекции о занижении Обществом налоговой базы и соответственно суммы НДПИ за 2008 - 2009 годы на 2 997 053 руб., в том числе за 2008 год - 2 180 800 руб., за 2009 год - 816 253 руб. не соответствует фактическим обстоятельствам и противоречит налоговому законодательству.
По п. 3.2. Решения на стр. 113 - 148 (пункт 2.3.2 Акта стр. 97 - 111) по мнению Инспекции, Общество в нарушение п. п. 1, 2 ст. 337, п. 1 ст. 339 НК РФ неверно определило (занизило) количество добытого полезного ископаемого на 3 794 т, что привело к неуплате НДПИ за 200 - 2009 гг. в сумме 10814116 руб., в т.ч. за 2008 г. - 7 061 970 руб., за 2009 г.- 3 752 146 руб.
Основанием для доначисления указанной суммы НДПИ послужил вывод налогового органа о том, что комплекс технологических операций по добыче нефти завершается на ДНС-1 Малочерногорского месторождения, количество фактически добытого полезного ископаемого определяется на СИКН УНН ДНС-1 Малочерногорского месторождения, и разность в учетных приборах (дебаланс) на Белозерном центральном товарном парке не подлежит исключению из налоговой базы.
При этом налоговый орган указывает на необоснованность применения погрешности 0,7% по итогам календарного месяца и необходимости включения в налоговую базу для исчисления НДПИ ежедневное превышение 0,35%.
В соответствии с п. 1 и п. 2 ст. 44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.
В силу п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения устанавливаются НК РФ.
В соответствии со ст. 334 НК РФ организации, признаваемые пользователями недр признаются налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых.
Согласно пп. 1 п. 1 ст. 336 НК РФ объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые ИЗ недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.
Согласно п. 1 ст. 337 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.
Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.
Согласно пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.
Налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со ст. 339 НК РФ.
В соответствии с п. п. 1, 2, 7 ст. 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь, минеральном сырье) методом. 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".
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 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 НК РФ, 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.
Выводы налогового органа о превышении фактически добытой нефти в части, превышающей данные общества не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).
Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в том числе добыче и потерях полезных ископаемых.
Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.
Так, в соответствии с п. 5.4.1 Положения о Федеральном агентстве по недропользованию на данный государственный орган возложены функции по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса.
Согласно п. п. 5 и 7 Порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.
Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи.
Применительно к периоду 200% - 2009 гг. до вступления в силу порядка списания запасов 2007 действовало в части, ему не противоречащей, Положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное Приказом Минприроды России от 09.07.1997 N 122 предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.
В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 Положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами Минприроды России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.
В государственном балансе полезных ископаемых и форме N 6-ГР отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах.
В соответствии с положениями п. 1.2 Методических рекомендаций по заполнению формы N 6-ГР, доведенных Письмом Минприроды России от 08.10.1996 N ВБ-61/2594 государственный учет запасов нефти и газа осуществляется в отчетном балансе запасов предприятий - недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр.
Согласно балансам нефти Общества за 2008 г. добыто 600 631 т, в т.ч. потери нефти - 2 603 т, в 2009 г. добыто 531 089 т, в т.ч. потери нефти - 1413 т.
Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" Сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 200% - 2009 гг. добыча за 2008 г. составила 600 631 т, за 2009 г. - 531 090 т.
Согласно данным формы государственной статистической отчетности N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)" утв. Постановлением Госкомстата России от 22.07.96 N 78 и используемой предприятиями-недропользователями, как это следует из Письма Минприроды от 08.10.1996 г. N ВБ-61/2594, для государственного учета запасов нефти, Обществом в 2008 г. добыта нефть в количестве 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
Указанные объемы списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании Актов на списание запасов полезного ископаемого с учета организации, по добыче полезного ископаемого за 2008 - 2009 гг. (согласованный Управлением по недропользованию по ХМАО - Югре) списано с учета ОАО "Корпорация Югранефть" нефти (в том числе газа) за 2008 г. 600 тыс. т, в 2009 г. - 531 тыс. т.
По мнению Инспекции, Общество определяет объем добытого полезного ископаемого (нефть) за месяц исходя из данных о его реализации в данном месяце, а не на основании данных о его добыче. Применяемый налогоплательщиком способ определения количества добытого полезного ископаемого не предусмотрен НК РФ.
Вместе с тем, в соответствии с Инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 (п. 1.2), Инструкцией по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.04.2004 г. (п. 14.4), согласованной с Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России, а также Учетными политиками ОАО "Корпорация Югранефть" для целей налогообложения на 2008, 2009 гг. утвержденными Приказами от 29.12.2007 N 319 от 31.12.2008 N 296, 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 ДНС-1 Малочерногорского месторождения, а заканчиваются на Белозерном ДТП, Общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544.
- 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.
Валовая добыча нефти, как и другие показатели в вышеприведенной формуле, отражались Обществом в ежемесячных исполнительных балансах нефти за 2008 - 2009 гг.
В установленном порядке добытая нефть в указанном размере была отражена Обществом в налоговых декларации за 2008 - 2009 гг. и обложена НДПИ.
Факт о соответствии данных балансов нефти количеству добытой нефти, отраженному ОАО "Корпорация Югранефть" налоговых декларациях по налоговым периодам 2008 - 2009 гг. подтвержден со стороны налогового органа (стр. 49 Акта).
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 ДНС-1.
Вместе с тем ни Инструкция по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, ни Учетная политика Общества для целей налогообложения на 2008 - 2009 гг., ни Инструкция по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-ВР" от 15.10.2004 г., ни положения Налогового кодекса РФ не предусматривают возможности замены показателя Qтранс (фактически УУН N 544 на выходе с БЦТП) на какой-либо иной.
Согласно пункту 1.1. РД 153-39-019-97 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.
Дебаланс есть результат нормируемой погрешности СИКН ДНС-1, СИКН 544 БЦТП (счетная погрешность приборов), а не уменьшение массы нефти, являющийся 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.
Претензии к расчету технологических потерь, отклонению от утвержденного Минпромэнерго норматива потерь у налогового органа нет.
Согласно п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения по федеральным налогам устанавливаются НК РФ.
В соответствии с п. 1 ст. 54 НК РФ 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 НК РФ налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).
Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, в единицах массы нетто.
Согласно ст. 341 НК РФ налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц.
Таким образом, является верным определение количества добытой нефти по итогам календарного месяца, а не по итогам дня.
Соответственно, доначисление НДПИ на основе ежедневного невключения дебаланса в налоговую базу по НДПИ противоречит п. 1 ст. 53, п. 1 ст. 54, п. 1 и 2 ст. 338, п. 1 ст. 339 НК РФ.
Нефть Малочерногорского лицензионного участка проходит через СИКН ДНС-1 и СИКН N 544 (Белозерный центральный товарный парк).
При этом инспекцией не оспаривается погрешность 0,35% каждого из СИКН (на ДНС-1 и на БЦТП), через который нефть проходит при ее подготовке.
Следовательно, при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти, расчет максимального отклонения дебаланса СИКН на ДНС-1 от СИКН N 544 на БЦТП может составлять от -0,35% до +0,35%, что в совокупности отклонений максимальных значений погрешности (диаметрально противоположных) дает 0,7%.
Расчет дебаланса на основании последовательного увеличения погрешности исходя из количества счетчиков на пути движения нефти невозможен. При замере одной и той же нефти на СИКН ДНС-1 и СИКН N 544 на БЦТП не может быть более 0,7% (как +0,35% + (+)0,35%) либо как (-0,35) + (-0,35%).
Показатель 0,7% используется при расчете исходя из максимальных возможных отклонений диаметрально возможных показателей (например, на СИКН ДНС-1 - (+0,35%), на СИКН N 544 БЦТП - (-0,35%), либо наоборот на СИКН ДНС-1 - (-0,35%), а на СИКН N 544 БЦТП - (+0,35%).
Кроме того, Общество отмечает, что расчет дебаланса на Белозерном центральном товарном парке для другого общества - ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" - признан Девятым арбитражным апелляционным судом постановлением от 04.10.2012 по делу N А40-13655/12-99-68 обоснованным.
Таким образом, вывод Инспекции о занижении Обществом налоговой базы и соответственно суммы НДПИ на 10 814 116 руб., в т.ч. за 2008 г. - 7 061 970 руб., за 2009 г. - 3 752 146 руб. не соответствует фактическим обстоятельствам, и противоречит действующему российскому законодательству.
Учитывая изложенные обстоятельства, суд, оценив все имеющиеся доказательства по делу в их совокупности и взаимосвязи, как того требуют положения, содержащиеся в части 2 статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации и другие положения Кодекса, признает обоснованными требования, заявленные ОАО "Корпорация Югранефть" к МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1.
Уплаченная заявителем при подаче заявления госпошлина подлежит взысканию с ответчика, уплате за счет средств федерального бюджета.
Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем, апелляционная жалоба налогового органа не подлежит удовлетворению.
Доводы апелляционной жалобы налогового органа не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.
Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального Кодекса Российской Федерации,
постановил:
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.12.2012 по делу N А40-69483/12-20-385 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.
Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления постановления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.
Председательствующий судья
С.Н.КРЕКОТНЕВ
С.Н.КРЕКОТНЕВ
Судьи
Е.А.СОЛОПОВА
М.С.САФРОНОВА
Е.А.СОЛОПОВА
М.С.САФРОНОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)