Судебные решения, арбитраж
Налог на имущество организаций
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
Резолютивная часть постановления объявлена 27 февраля 2014 года
Полный текст постановления изготовлен 06 марта 2014 года
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи Р.Г. Нагаева
Судей Е.А. Солоповой, Н.О. Окуловой
при ведении протокола судебного заседания секретарем А.С. Абрамовым
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционные жалобы
ФНС России и МИФНС России по КН N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013
по делу N А40-58122/11, принятое судьей О.Ю. Паршуковой
по заявлению ООО "Заполярнефть"
к МИФНС России по КН N 1; ФНС России
о признании недействительным решения
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Бочкарева В.А. по дов. N 84 от 25.11.2013, Томаров В.В. по дов. N 83 от 25.11.2013, Никонова Л.С. по дов. N 82 от 25.11.2013
от заинтересованного лица - Терехов Д.В. по дов. N 43 от 17.10.2013
от ФНС России - Терехов Д.В. по дов. N ММВ-24-7/155 от 10.06.2013
установил:
ООО "Заполярнефть" обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о признании недействительным решения от 13.12.2010 N 52-22-18/864р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 64 610 848 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 26 176 213 руб., за 2008 год в сумме 38 434 635 руб., в части доначисления налога на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 616 521 руб., за 2008 год в сумме 4 177 878 руб., начисления пени за несвоевременную уплату соответствующего налога в сумме 1 162 228 руб. 12 коп., в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст. 122 НК РФ в виде штрафа за неуплату налога на имущество организаций в размере 958 880 руб.
Определением суда от 24.05.2012 производство по делу было приостановлено в связи с проведением экспертизы по делу.
Определением суда от 13.03.2013 производство по делу было приостановлено в связи с проведением повторной экспертизы по делу.
Определением суда от 17.07.2013 производство по делу возобновлено в связи с завершением проведения экспертизы по делу.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013, с учетом определения об исправлении опечатки от 22.01.2014, по делу N А40-58122/11 признано недействительным Решение от 13.12.2010 N 52-22-18/864р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 64 610 848 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 26 176 213 руб., за 2008 год в сумме 38 434 635 руб., в части доначисления налога на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 616 521 руб., за 2008 год в сумме 4 177 878 руб., начисления пени за несвоевременную уплату соответствующего налога в сумме 1 162 228 руб. 12 коп., в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст. 122 НК РФ в виде штрафа за неуплату налога на имущество организаций в размере 958 880 руб., вынесенное МИ ФНС России по КН N 1 в отношении ООО "Заполярнефть", как не соответствующее ч. II НК РФ.
Не согласившись с вынесенным решением, ФНС России и МИФНС России по КН N 1 обратились с апелляционными жалобами, в которых просят отменить решение суда, принять новый судебный акт. В апелляционных жалобах налоговые органы указывают на ненадлежащее исследование судом первой инстанции фактических обстоятельств дела и отсутствие в решении суда надлежащей оценки доказательств по делу.
Изучив представленные в дело доказательства, выслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционных жалоб и отзыва на них, руководствуясь ст. ст. 123, 156, 266 и 268 АПК РФ, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы исходя из следующего.
По результатам выездной налоговой проверки МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 вынесено решение N 52-22-18/864р от 13.12.2010, согласно которому общество привлечено к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа в размере 9 868 руб.; к налоговой ответственности, предусмотренной статьей 122 НК РФ в виде штрафа в размере 958 880 руб.; начислены пени в сумме 1 179 651 руб. 40 коп.; предложено уплатить недоимку в сумме 72 411 778 руб., в том числе: по налогу на прибыль организаций за 2007 год в сумме 28 302 584 руб., по налогу на прибыль организаций за 2008 год в сумме 39 265 457 руб., по транспортному налогу за 2007 год в сумме 49 338 руб., по налогу на имущество организаций за 2007 год в сумме 616 521 руб., по налогу на имущество организаций за 2008 год в сумме 4 1 77 878 руб.; обществу доначислен налог на прибыль организаций в сумме 1 14 085 933 руб., в том числе: за 2007 год- 53 129 1 58 руб., за 2008 год - 60 956 775 руб.
При проведении налоговой проверки ООО "Заполярнефть" за 2007 - 2008 годы Межрегиональная инспекция ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 переквалифицировала работы по ремонту принадлежащих заявителю скважин N 77 куст 28, N 68 и N 5224 куст 15 Ярайнерского месторождения, а также скважин N 1994 куст 35Б, N 1009 куст 55, N 1808 куст 391, N 839 куст 49, N 1061 куст 60, N 1799 куст 391 Вынгапуровского месторождения методом зарезки бокового ствола на реконструкцию. Основанием для переквалификации данных работ Инспекция указывает соответствие выполненных работ критериям, установленным п. 2 ст. 257 НК РФ, ссылаясь на переустройство скважин и увеличение их дебита после ремонта.
Вследствие произведенной переквалификации затраты на выполнение работ по бурению боковых стволов в общей сумме 269 211 868 руб. 34 коп., изначально отнесенные заявителем к расходам, учитываемым при исчислении налога на прибыль организаций как расходы на капитальный ремонт скважин на основании ст. 260 НК РФ, включены Инспекцией в первоначальную стоимость скважин, подлежащую списанию путем начисления амортизации в соответствии со ст. 253 НК РФ.
В соответствии с п. 2 ст. 257 НК РФ к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.
Из приведенной нормы следует, что реконструкцией признаются работы при наличии следующих признаков:
- - в результате работ произошло переустройство существующих объектов основных средств;
- - такое переустройство связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей;
- - переустройство осуществлялось по проекту реконструкции;
- - переустройство осуществлялось в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.
Лишь при одновременном наличии всех перечисленных признаков имеются основания для признания выполненных работ реконструкцией основных средств.
Определением Арбитражного суда г. Москвы от 01.02.2012 по настоящему делу с целью выяснения причин бурения бокового ствола на перечисленных выше скважинах назначена судебная экспертиза, проведение которой поручено Федеральному государственному бюджетному образовательному учреждению высшего профессионального образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" (МГРИ-РГГРУ), экспертами Повалихиным А.С. и Башкатовым Д.Н. подготовлено и представлено в материалы дела заключение экспертизы от 16.07.2012.
В связи с наличием противоречий в выводах комиссии экспертов с целью устранения этих противоречий определением суда от 13.03.2013 назначена повторная комиссионная экспертиза, проведение которой поручено экспертам Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" Брюховецкому О.С, Лисенкову А.Б., Жданову А.В., а также эксперту Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина" Подгорнову В.М. В материалы дела представлено заключение повторной комиссионной судебно-геологической экспертизы.
Суд апелляционной инстанции соглашается с позицией Арбитражного суда г. Москвы о том, что вывод инспекции об отнесении к реконструкции работ по зарезке боковых стволов указанных выше скважин не основан на законе и не подтвержден материалами дела.
В качестве обоснования соответствия работ, проведенных на данных скважинах, таким установленным законом критериям реконструкции, как связь этих работ с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей, а также осуществление их в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции, Инспекция ссылается на увеличение дебита скважин после проведенных работ.
Вместе с тем, согласно постановлению Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, сформулированной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10, ни само по себе появление в скважине бокового ствола, ни увеличение суточного объема добычи нефти не свидетельствуют о реконструкции скважин.
Показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик, как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт. Нефтяное месторождение характеризуется пластовым давлением. Внешнее воздействие, такое как гидравлический разрыв пласта, закачка воды, виды и режим работы насосного оборудования, режим эксплуатации данной и иных скважин оказывают влияние на давление в продуктивном пласте. Поэтому показатель "дебит скважины по нефти" в процессе эксплуатации месторождения проявляет себя как динамичный показатель, его повышение или уменьшение непосредственно связано с перечисленными факторами, в том числе с интенсивностью отбора нефти, а не исключительно с характеристиками скважины как объекта основных средств или изменением ее конструкции.
Следовательно, разграничение Инспекцией выполненных работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины" является недостоверным. Поскольку при проведении выездной налоговой проверки причины проведения ремонта скважин Инспекцией не исследовались и в оспариваемом решении они не отражены, то инспекцией вопреки положениям ст. ст. 65, 200 АПК РФ не доказана обоснованность переквалификации работ по бурению боковых стволов скважин с ремонта на реконструкцию.
В соответствии с п. 4 ст. 89 НК РФ предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. Полномочия налогового органа в сфере контроля за соблюдением законодательства о налогах и сборах, за правильностью исчисления, полнотой и своевременностью внесения в бюджетную систему Российской Федерации налогов и сборов носят публично-правовой характер, что не позволяет налоговому органу произвольно отказаться от реализации своих полномочий (Постановление Конституционного Суда Российской Федерации от 14.07.2005 N 9-П). Следовательно, размер доначисляемых налоговым органом налогов должен соответствовать действительной налоговой обязанности налогоплательщика, определяемой с учетом всех положений главы 25 и главы 30 НК РФ, влияющих как на увеличение, так и на уменьшение налоговой базы.
Согласно п. 1.1. ст. 259 НК РФ налогоплательщик имеет право включать в состав расходов отчетного (налогового) периода расходы на капитальные вложения в размере не более 10 процентов первоначальной стоимости основных средств и (или) расходов, понесенных в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, суммы которых определяются в соответствии со ст. 257 НК РФ, однако инспекция доначислила налог на прибыль организаций на сумму затрат, правомерно включенных налогоплательщиком в состав расходов при исчислении налоговой базы.
Кроме того, согласно п. 2 ст. 253 НК РФ суммы начисленной амортизации по объектам основных средств относятся к расходам; начисление амортизации по объекту амортизируемого имущества начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором этот объект был введен в эксплуатацию и прекращается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, когда произошло полное списание стоимости такого объекта либо когда данный объект выбыл из состава амортизируемого имущества налогоплательщика по любым основаниям.
Заявителем применяется линейный метод начисления амортизации; норма амортизации по каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле: К = (1 / п) x 100%, где К - норма амортизации в процентах к первоначальной (восстановительной) стоимости объекта амортизируемого имущества; п - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества, выраженный в месяцах (п. 4 ст. 259 НК РФ).
Согласно п. 2 ст. 257 НК РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям. В связи с переквалификацией Инспекцией работ по ремонту скважин в работы по реконструкции, по мнению Инспекции первоначальная стоимость скважин увеличилась, следовательно, изменилась сумма амортизации каждой скважины, рассчитываемая согласно п. 2, 4 ст. 259 НК РФ в процентах к измененной первоначальной стоимости скважины.
Инспекция, осуществив переквалификацию проведенных заявителем ремонтных работ на скважинах, и исключив из состава расходов суммы затрат на проведение указанных работ, в нарушение п. 4 ст. 89 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя, неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат в соответствии с п. 1.1. ст. 259 НК РФ, не учла суммы амортизации, подлежащие включению в налоговую базу по налогу на прибыль организаций и сумму доначисленного на стоимость ремонтных работ налога на имущество организации в соответствии со ст. ст. 264, 275 НК РФ.
Инспекцией вопреки положениям ст. 65, 200 АПК РФ не доказана обоснованность расчета доначисленной на стоимость работ на указанных скважинах суммы налога на прибыль организаций и налога на имущество организации.
С учетом изложенного, решение налогового органа не может быть признано обоснованным в связи с неверным определением суммы доначисленного заявителю налога вне зависимости от иных обстоятельств дела.
В соответствии с правовой позицией Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, сформулированной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10, при квалификации работ по бурению боковых стволов скважин в качестве капитального ремонта или реконструкции необходимо устанавливать обстоятельства, в связи с которыми возникла необходимость проведения буровых работ. При этом суд надзорной инстанции указал, что к реконструкции относятся работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах, а также работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в том числе, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения.
К капитальному ремонту относятся работы, проведенные в технически неисправных скважинах, и работы, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод.
Также, в постановлении было указано, что данные обстоятельства могут быть выяснены, поскольку Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденными коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР 15.10.1984 предусмотрена необходимость наблюдения за режимом работы скважин посредством контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей индивидуальный замер жидкости, газа и обводненности.
Бурение боковых стволов спорных скважин осуществлялось по Программам работ на капитальный ремонт скважин в соответствии с предложением по скважине. Программы капитального ремонта содержали сведения о конструкций и состоянии скважины; о величинах пластового давления и датах их последнего замера; сведения о внутрискважинном оборудовании; интервал вырезки "окна" в эксплуатационной колонне компоновки колонны труб и низа бурильной колонны; режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы; крепление пробуренного ствола и другие сведения, предусмотренные разделами 4.3.2 - 4.3.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, зарегистрированных в Минюсте России 20.06.2003 N 4812.
Причины проведения работ по бурению бокового ствола каждой из спорных скважин были проанализированы экспертами в рамках судебной экспертизы, а также в рамках повторной судебной экспертизы.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина введена в эксплуатацию 29.01.2002, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей.
По данным эксплуатационной карточки скважина работала на пласте АВ10-11 с января 2005 года до остановки на ремонт в октябре 2007 года. Система поддержания пластового давления на данном пласте до 2007 года отсутствовала. В июне 2005 года на пласте АВ10-11 произошел прорыв пластовых вод: обводненность за один месяц эксплуатации увеличилась с 0 до 52,9%. По заключению промыслово-геофизических исследований от 05.06.2005 в интервале 2211,8 - 2215,2 м находится пластовая вода, по заключению промыслово-геофизических исследований от 25.08.2007 пласт АВ10-11 работает в интервале 2207,6 - 2219,1 м, минерализация 20 г/л. Скважина остановлена на ремонт в связи с предельной обводненностью в октябре 2007 года, бурение бокового ствола осуществлено в период с 05 ноября по 04 декабря 2007 года с пласта АВ10-11 на тот же пласт.
Согласно экспертному заключению повторной судебной экспертизы, причиной роста обводненности на пластах АВ10-11 и ПК20, где отсутствовала система поддержки пластового давления, не является закачка воды. Кратковременное, с конца января по апрель 2007 года использование одной добывающей скважины (N 68) для нагнетания воды на пласт АВ10-11 не могло повлиять на прошедший двумя годами ранее прорыв пластовой воды на скважине N 77, и не влияло на общую картину гидродинамики водоплавающей залежи этого пласта в 2005 году. На 01.12.2007 достигнутый объем добычи на скважине N 77 по пласту АВ10-11 составил 6 949 т, исходя из уровня проектной добычи на 1 скважину в 61 000 т, выработанность участка - 11,4% (т. 74 л.д. 67, т. 75 л.д. 75, т. 83 л.д. 97 - 99, 106). Выработанность Ярайнерского месторождения в целом на 01.01.2007 составляла 23,8%), по пласту АВ10-11 отобрано 9%>, по пласту ПК20 - 39,8% (т. 74 л.д. 66, т. 83 л.д. 97 - 98).
Минерализация флюида 20 г/л во всех работающих интервалах пластов АВ10-11 и АВ7 близка к минерализации верхнего гидрогеологического этажа (18 - 21 г/л, (т. 75 л.д. 77 - 82)), можно сделать вывод о том, что катастрофический рост обводненности продукции рассматриваемой скважины с июня по август 2005 года обусловлен прорывом пластовой воды. В ходе повторной экспертизы установлено, что на данной скважине проводились цементно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов, однако наиболее приемлемым способом ее ремонта признан обход обводненного участка с целью восстановления связи "скважина - продуктивные участки пласта" (т. 74 л.д. 77).
Таким образом, причиной проведения на данной скважине работ по бурению бокового ствола явилась предельная обводненность пласта, образовавшаяся в результате прорыва пластовых вод (т. 74 л.д. 70). Следовательно, эти работы являлись капитальным ремонтом скважины.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10%) от суммы понесенных затрат, что составляет 3 926 840 руб. (39 268 401 руб. x 10%), суммы амортизации в размере 7 781 628 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организаций в размере 930 359 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования скважины составлял 109 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности составляет 648 469 руб./мес. из расчета: (39 268 401 - 3 926 840) x К(1/109) x 2, за 12 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 7 781 628 руб.
Начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме (3 926 840 + 7 781 628 + 930 359) x 24% = 3 023 047 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 39 268 401 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 9 424 416 руб. и налога на имущество организаций в сумме 930 359 руб. неправомерно.
Скважина N 68 куст 15 Ярайнерского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки и зафиксировано в оспариваемом решении, скважина пробурена на пласте БВ2, введена в эксплуатацию 24.08.2001, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей (т. 5 л.д. 19). Бурение бокового ствола осуществлено с 7 по 27 июля 2007 года с пласта ПК20 на тот же пласт (т. 15 л.д. 9 - 10).
Достигнутый уровень добычи на этом пласте на 01.07.2007 составил 6 202 т, исходя из проектной добычи на скважину 113 тыс. т, выработанность участка составила 5,48% (т. 74 л.д. 67, т. 75 л.д. 19 - 20, т. 83 л.д. 97 - 99, 105). Пласт ПК20 разрабатывается без системы поддержки пластового давления, нагнетательные скважины на пласте отсутствуют. Несмотря на то, что залежь пласта ПК20 разрабатывалась на естественном режиме, т.е. в отсутствие системы поддержания пластового давления и использования нагнетательных скважин, пластовое давление с начала разработки снизилось незначительно - на 1,8%> относительно первоначальной величины, что подтверждает наличие активного влияния законтурных и подошвенных вод и оправдывает отказ от заводнения в связи с тем, что скважины эксплуатируются с высокой обводненностью продукции. Выработка запасов по площади происходит равномерно, запасы из краевых частей активными законтурными и подошвенными водами вытесняются в зону отбора (т. 83 л.д. 120, 125).
Воды пласта ГТК20 имеют общую минерализацию 15,6 - 21,3 г/л и преимущественно хлоркальциевый химический тип воды (т. 13 л.д. 107), химический анализ попутно добываемой из скважины воды имеет тот же тип и общую минерализацию (т. 78 л.д. 132), то есть обводнение скважины N 68 до 93% в апреле 2004 года произошло вследствие прорыва пластовых вод. Использование скважины N 68 с конца января по апрель 2007 года для нагнетания воды на пласт АВ10-11 не могло повлиять на прошедший тремя годами ранее прорыв пластовой воды на этой скважине на пласте ПК20. На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов (т. 75 л.д. 20).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов Ярайнерского месторождения; причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на данной скважине было обводнение продукции, которое произошло из-за активного влияния законтурных и подошвенных вод и поступления скважину пластовой воды (т. 74 л.д. 71); применительно к условиям эксплуатации данной скважины технология изоляции какого-либо потока законтурных и подошвенных вод специальными экранами оценена экспертами как малоэффективная (т. 74 л.д. 77).
Таким образом, работы по бурению бокового ствола данной скважины следует признать ее капитальным ремонтом.
Ссылка Инспекции на то, что в период с октября 2004 года по июнь 2005 года данная скважина находилась в бездействии, а в период с июля 2005 года по декабрь 2006 года - в консервации, не свидетельствует о ее реконструкции, поскольку причиной бездействия скважины явилось обводнение скважины пластовой водой, препятствовавшее ее нормальной эксплуатации. Указание на необходимость выяснения причин бездействия скважин с целью квалификации работ по бурению бокового ствола содержится в постановлениях Федерального арбитражного суда Московского округа от 28 марта 2013 года по делу N А40-7640/09-115-26.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины 'на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение пункта 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 3 854 735 руб. (38 547 353 руб. x 10%), суммы начисленной амортизации в размере 9 361 500 руб. и налог на имущество организаций 1 239 445 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 126 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, составляет 550 676 руб./мес. из расчета: (38 547 353 - 3 854 735) x К(1/126) x 2. Следовательно, за оставшиеся 17 месяцев 2007 и 2008 годов подлежали включению в состав расходов 9 361 500 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 3 451 694 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 38 547 353 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 9 251 365 руб. и налога на имущество организаций в сумме 1 239 445 руб. неправомерно. 3.3. Скважина N 5224 куст 15 Ярайнерского месторождения 3.3.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина введена в эксплуатацию 23.11.2001, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей, бурение бокового ствола осуществлено в октябре 2007 года с пласта ПК20 на тот же пласт (т. 5 л.д. 20 - 21).
Рассматриваемая скважина с января 2005 года эксплуатируется на пласте ПК20. Бурение бокового ствола произведено в октябре 2007 года. На 01.10.2007 достигнутый уровень добычи на пласте ПК20 составил 24 480 тонн (т. 75 л.д. 131 - 132), исходя из проектной добычи на скважину 113 тыс. т (т. 83 л.д. 97 - 99, л.д. 105), выработанность участка - 21,7%) (т. 74 л.д. 67). Резкое увеличение обводненности с 54,9%> до 90,5%> в период с января по март 2005 года указывает на прорыв в скважину пластовой воды, т.к. нагнетательных скважин на пласт ПК 20 нет (т. 75 л.д. 131 - 132, т. 83 л.д. 120). Согласно плану-заказу обводненность перед бурением бокового ствола составляла 98,4% (т. 75 л.д. 133 - 134). На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов (т. 75 л.д. 131 - 132).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов Ярайнерского месторождения; причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважине было обводнение продукции, которое произошло из-за прорыва законтурных и подошве вод; технология изоляции какого-либо потока законтурных и подошвенных вод специальными экранами оценена экспертами как малоэффективная (т. 74 л.д. 67, 71, 77).
Таким образом, работы по бурению бокового ствола данной скважины следует признать ее капитальным ремонтом.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10% от суммы понесенных затрат, что составляет 3 125 180 руб. (31 251 802 руб. x 10%>), суммы амортизации расходов 7 225 187 руб. и сумму доначисленного налога имущество в размере 846 203 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 109 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности составляет 516 085 руб./мес. из расчета: (31 251 802 - 3 125 180) x К(1/109) x 2, за оставшиеся 2 месяца 2007 года и за 2008 год подлежали включению в состав расходов 7 225 187 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 2 675 963 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 31 251 802 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 7 500 432 руб. и налога на имущество организаций в сумме 846 203 руб. неправомерно. 3.4. Скважина N 839 куст 49 Вынгапуровского месторождения 3.4.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина была введена в эксплуатацию 06.12.1986 на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 28 - 29).
Прорыв в скважину воды в мае 1990 года подтверждается данным эксплуатационной карточки (т. 76 л.д. 43 - 47). По геологическому разрезу выше пласта БВ8 находятся пласты содержащие воду, по заключению промыслово-геофизических исследований от 17.06.1996 на пласте БВ8 получен приток воды с нефтью, отмечаются аномалии по стволу скважины, связанные с заколонным перетоком из вышележащего горизонта БВ7 (т. 76 л.д. 42). С декабря 1996 года данная скважина находилась в консервации. Ближайшие скважины N 809 и N 840 имели соответственно дебит нефти 9 т/сут. и 30 т/сут., обводненность 37% (т. 76 л.д. 9 - 10). Ремонтно-изоляционные работы проведены в 2006 году, эксплуатационная колонна опрессована на 165 атмосфер, герметична (т. 76 л.д. 58). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на дату бурения бокового ствола составили 16,7 тыс. т, накопленная добыча 13,1 тыс. т, выработанность участка - 78,6%). (т. 59 л.д. 95, т. 76 л.д. 43 - 47, т. 74 л.д. 68). Выработанность Вынгапуровского месторождения в целом на 01.01.2007 составляла 51,3% (т. 89 л.д. 117).
В период с 13 июня по 14 июля 2008 года осуществлена зарезка бокового ствола, добычи в июле 2008 года не было, затем проведен гидравлический разрыв пласта, и в августе 2008 год началась добыча нефти при обводненности 89,2% (т. 76 л.д. 93 - 47).
В ходе повторной экспертизы эксперты пришли к выводу о том, что устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов, таковой являлся прорыв воды, установить характер которой не представляется возможным (т. 74 л.д. 68, 73). Инспекцией каких-либо доказательств в опровержение выводов экспертов не представлено.
Таким образом, выполненные на данной скважинные работы следует признать капитальным ремонтом.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 752 725 руб. (27 527 246 руб. x 10%), сумму амортизации - 4 129 087 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организаций 279 507 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 60 месяцев. В соответствии пунктом 1 статьи 258, пунктами 4 и 7 статьи 259 с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 825 817 руб./мес. из расчета: (27 527 246 - 2 752 725) x К(1/60) x 2. Следовательно, за оставшиеся 5 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 4 129 087 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 716 201 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 27 527 246 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 606 539 руб. и налога на имущество организаций в сумме 279 507 руб. неправомерно.
Скважина N 1009 куст 55 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина была введена в эксплуатацию 20 мая 1987 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 25 - 26).
В мае 1995 года вследствие гидравлического разрыва пласта на скважине произошел прорыв воды, что подтверждается эксплуатационной карточкой (т. 3. л.д. 2 - 4), после чего она эксплуатировалась с предельной обводненностью и была остановлена в 2000 году при обводненности 96%. По заключению промыслово-геофизических исследований от 29.01.1996 в скважине выявлен заколонный переток с вышележащего пласта БВ7 (т. 76 л.д. 128 - 129).
Бурение бокового ствола осуществлено в период с 18 марта по 17 апреля 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 87 - 89). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины по состоянию на апрель 2008 года составляли 17,4 тыс. т (т. 59 л.д. 93), накопленная добыча 6,1 тыс. т (т. 3. л.д. 2 - 4), выработанность участка - 34,9% (т. 74 л.д. 68).
По геологическому разрезу выше пласта БВ8 находятся пласты, содержащие воду (т. 76 л.д. 87). Ближайшие добывающие скважины N 1011 и N 982 имели на 01.01.2008 дебит нефти 16 т/сут. и 2,2 т/сут., накопленную добычу - 75,78 тыс. т и 40,62 тыс. т соответственно (т. 76 л.д. 88).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся заколонный переток, прорыв воды произошел в июне 1995 года вследствие гидравлического разрыва пласта (т. 74 л.д. 72). Экспертами указано, что характер поступающих вод по данным различных документов противоречив, но с большой долей вероятности можно сделать вывод о поступлении в скважину после гидравлического разрыва пласта нагнетаемых вод, а затем - пластовых вод с вышележащего пласта БВ7 путем заколонного перетока (т. 74 л.д. 73). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
В соответствии с положениями ст. ст. 65, 200 АПК РФ обязанность по доказыванию обстоятельств, свидетельствующих о реконструкции данной скважины, возлагается на налоговый орган. Однако Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, суд считает, что оснований для изменения квалификации выполненных заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. ст. 259, 264 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 761 259 руб. (27 612 590 руб. x 10%), суммы амортизации 23 389 488 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 420 561 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 17 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 2 923 686 руб./мес. из расчета: (27 612 590 - 2 761 259) x К(1/17) x 2. Следовательно, за оставшиеся 8 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 23 389 488 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 6 355 740 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 27 612 590 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 627 022 руб. и налога на имущество организаций в сумме 420 561 руб. неправомерно.
Скважина N 1061 куст 60 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 11 сентября 1987 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 30). Бурение бокового ствола осуществлено в период с 4 по 25 июня 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 84 - 86).
В процессе эксплуатации скважину останавливали с октября 1993 по ноябрь 1996 года, по заключению промыслово-геофизических исследований от 21.11.1996 выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (т. 6 л.д. 72). Далее скважина эксплуатировалась с декабря 1996 года, в июле 2001 года зафиксирован прорыв воды, повлекший скачкообразное повышение обводненности с 12% до 99% (т. 76 л.д. 121 - 125), на этой предельной обводненности скважина эксплуатировалась до сентября и в декабре 2002 года законсервирована (т. 74 л.д. 68). По заключению промыслово-геофизических исследований от 14.07.2001 также не исключается негерметичность эксплуатационной колонны, в составе притока выявлена вода (т. 11 л.д. 4).
Рассматриваемая скважина пробурена в центральной части пласта БВ8 блок 7 Вынгапуровского месторождения (т. 74 л.д. 67). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на дату бурения бокового ствола составили 27,8 тыс. т (т. 59 л.д. 87), накопленная добыча - 25,5 тыс. т (т. 76 л.д. 124), выработанность участка - 91,6%. (т. 74 л.д. 68).
В пласт БВ8 закачивается с кустовых насосных станций КНС-1 и КНС-3 смесь пресной и подтоварной воды, общая минерализация 15,2 г/л и 17,7 г/л соответственно (т. 88 л.д. 48). По данным проведенных исследований нагнетательная скважина N 1037 оказывала незначительное влияние на работу скважины N 1061, так как основная масса воды, закачиваемой через эту нагнетательную скважину, поступает в направлении скважины N 1036 (78,7%), до 15 - 16% закачиваемой воды поступает в направлении скважины N 1062 и 2 - 3% - в направлении скважин N 1038 и N 1061 (т. 85 л.д. 111).
Свойства и состав пластовых вод пласта БВ8 приведены в главе 2 Дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения по результатам анализа вод неокомского гидрогеологического комплекса (т. 85 л.д. 75 - 132). По результатам исследований 46 проб изменения общей минерализации вод пласта БВ8 имели место в диапазоне от 18,1 до 38 г/л, среднее значении - 26,2 г/л. Общая минерализация воды, установленная по 11 пробам воды на скважине N 1061, находилась в диапазоне от 31,19 г/л (сентябрь 1997 года) до 24,9 г/л (июль 2002 года) (т. 78 л.д. 83), движение нагнетаемой от скважины N 1037 воды с минерализацией 15,2% (средняя по КНС-1) в направлении скважин N 1038 и N 1061 составляло 2 - 3%. Эти данные свидетельствуют о поступлении в скважину N 1061 в основном пластовых вод, имеющих минерализацию от 18 до 31 г/л, и незначительной части закачиваемой воды (т. 74 л.д. 69).
На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы: в 2004 году изолирован интервал перфорации 3167 - 3184 м, текущий забой - 2789 м (акт на сдачу скважины из капитального ремонта от 12.09.2004 (т. 77 л.д. 53 - 54)), в 2008 году в результате ремонтно-изоляционных работ изолирован пласт до глубины 2485,8 м (акт на сдачу скважины на 11.05.2008 (т. 77 л.д. 56 - 57)). После бурения бокового ствола на скважине N 1061 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 77 л.д. 48).
Исследованные в ходе повторной судебной экспертизы документы, подтверждающие прорыв воды в июле 2001 с 12%> до 99% с минерализации близкой к пластовым водам, выработанность участка 91%, обводненность соседних скважин от 25 до 70%>, выработанность их участков на 01.01.2007 от 98,92% до 99,86%), позволили экспертам сделать вывод, что причиной остановки скважины N 1061 являлся прорыв воды в скважину, обусловленный проведением гидравлического разрыва пласта, в результате которого в скважину катастрофически быстро поступила пластовая вода при незначительном влиянии закачиваемой воды, в отсутствии этого геологического явления скважина N 1061, как и соседние скважины могла выработать участок до 99%, не достигая предельной обводненности (т. 74 л.д. 69). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
Следовательно, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Довод инспекции о том, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений статей 254, 259, 264, 375 Кодекса не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение пункта 1.1 статьи 259 Кодекса неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 1 660 833 руб. (16 608 331 руб. x 10%), сумму амортизации 5 605 312 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 196 745 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 32 месяца. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 934 219 руб./мес. из расчета: (16 608 331 - 1 660 833) x К(1/32) x 2. Следовательно, за оставшиеся 6 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 5 605 312 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 787 109 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 16 608 331 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 3 985 999 руб. и налога на имущество организаций в сумме 196 745 руб. неправомерно. 3.7. Скважина N 1799 куст 391 Вынгапуровского месторождения 3.7.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта добывающая скважина была введена в эксплуатацию в 30 июля 1990 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 33). Бурение бокового ствола осуществлено в период с 24 августа по 11.09.2008 с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 102 - 104).
После проведения 23.06.2000 гидравлического разрыва пласта обводненность скважины увеличилась до 94,7%, то есть произошел прорыв воды (т. 77 л.д. 100 - 105). По заключению промыслово-геофизических исследований от 14.07.2000 и от 17.07.2000 по термометрии не исключается переток из вышележащего коллектора, по геологическому разрезу выше пласта БВ-8 находятся пласты, содержащие воду (т. 77 л.д. 94, 107). В июле 2000 года обводненность составила 95,8%, скважина законсервирована с декабря 2000 года. Ближайшие скважины N 1798 и N 2307 имели соответственно дебит нефти 34,8 т/сут. и 12,1 т/сут. при обводненности 34%" и 56% (т. 77 л.д. 64).
По заключению экспертов подобный резкий рост обводненности скважины N 1799 вызван воздействием на пласт, прорыв воды произошел в результате создания трещин в пласте. Анализ химического состава воды, проведенный в июне и июле 2000 года, подтверждает, что в скважину N 1799 также поступала и опресненная вода с минерализацией от 5 до 16 г/л (т. 78 л.д. 83).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на сентябрь 2008 года составили 36,3 тыс. т (т. 59 л.д. 118), накопленная добыча 9,3 тыс. т (т. 77 л.д. 100 - 104), выработанность участка - 25,5% (т. 74 л.д. 76).
На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы, изолированы интервалы перфорации 3003,6 - 3012 м, 3014,8 - 3018,8 м, 3022,8 - 3026,6 м в 1990 году; 3003,5 - 3003,6 м, 3003,6 - 3026 м в 1995 году и интервал перфорации 3003,5 - 3026 м в 2000 году (т. 77 л.д. 104).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом (технической схемой) разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв в скважину воды, обусловленный проведением гидравлических разрывов на пласте, а также влиянием заколонных перетоков с вышележащего водоносного пласта БВ7 (2) (т. 74 л.д. 76).
Общая минерализация воды позволила экспертам сделать вывод о прорыве в скважину в основном нагнетаемых вод при влиянии пластовых вод. Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
Доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции не представлено, следовательно отсутствуют основания для изменения квалификации выполненных заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины.
Довод инспекции о том, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259, ст. 264 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 899 604 руб. (28 996 036 руб. x 10%), сумму амортизации 1 294 038 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 196 281 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 121 месяц. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального ст. амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 431 346 руб./мес. из расчета: (28 996 036 - 2 899 604) x К(1/121) x 2. Следовательно, за оставшиеся 3 месяца 2008 года подлежали включению в состав расходов 1 294 038 руб.
Следовательно, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 053 056 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
По мнению суда апелляционной инстанции инспекция неправомерно исключила из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 28 996 036 руб., доначислила налог на прибыль организаций в сумме 6 959 049 руб. и налог на имущество организаций в сумме 196 281 руб.
Скважина N 1808 куст 391 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 28 февраля 1990 года (т. 5 л.д. 27). Скважина пробурена на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения. Бурение бокового ствола осуществлено в период с 10 января по 03 февраля 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 81 - 83).
Согласно эксплуатационной карточке скважина остановлена в 1997 году с предельной обводненностью 99,5%, по данным эксплуатационной карточки произошел прорыв воды - за 4 месяца (с июня по октябрь 1997 года) на скважине увеличилась обводненность с 50 до 99,5%> (т. 77 л.д. 145 - 150). Анализ химического состава воды на рассматриваемой скважине представлен одной пробой: 18.07.1995 общая минерализация составила 36,72 г/л (т. 78 л.д. 83) Общая минерализация воды на КНС-1 составила в 2004 году 3,74 - 10,98 г/л, в 2006 году - 5,07 - 24,13 г/л, в 2007 году - 1,04 - 25,57 г/л (т. 78 л.д. 71 - 75). В Дополнении к технологической схеме разработки 2007 года указано среднее значение минерализации смеси подтоварной и пресной воды КНС-1 - 15,2 г/л, КНС-3 - 17,7 г/л (т. 88 л.д. 48).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на февраль 2008 года составили 61,8 тыс. т (т. 59 л.д. 115), накопленная добыча - 4,5 тыс. т (т. 77 л.д. 145 - 150), выработанность участка - 7,3% (т. 74 л.д. 68). Ближайшие скважины N 1809, N 2083 и N 1813 имели дебит нефти 2 т/сут., 12,1 т/сут. и 4 т/сут. соответственно при обводненности 86%,76% и 83%> (т. 77 л.д. 124).
На скважине N 1808 проводились ремонтно-изоляционные работы (т. 17 л.д. 117). После зарезки бокового ствола на скважине N 1808 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 77 л.д. 149).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом (технической схемой) разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв воды в скважину, который произошел в августе - октябре 1997 года. Достоверно установить характер воды в продукции скважины в ходе повторной судебной экспертизы не удалось (т. 74 л.д. 75). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы не-эффективным (т. 74 л.д. 78). При этом Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 834 357 руб. (28 343 566 руб. x 10%), сумму амортизации 6 458 028 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 527 626 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 79 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, норма амортизации затрат на реконструкцию составляет 645 803 руб./мес. из расчета: (28 343 566 - 2 834 357) x К(1/79) x 2. Следовательно, за оставшиеся 10 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 6 458 028 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 2 349 589 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 28 343 566 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 802 456 руб. и налога на имущество организаций в сумме 527 626 руб. суд считает неправомерным.
Скважина N 1994 куст 35Б Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 31.10.1991 (т. 5 л.д. 32). Скважина пробурена на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения. Бурение бокового ствола осуществлено в период с 18 сентября по 04 октября 2008 года с пласта ВВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 90 - 92).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины по состоянию на октябрь 2008 года составили 55,0 тыс. т, накопленная добыча - 20,7 тыс. т, выработанность участка - 37,7% (т. 59 л.д. 107, т. 78 л.д. 49 - 53, т. 74 л.д. 68).
На данной скважине 27 июля 2000 года произведен гидравлический разрыв пласта, в августе 2000 года дебит нефти составил 57,3 т/сут., обводненность - 9,8%>, минерализация воды с июня по сентябрь 2000 года по данным химического анализа варьировалась в пределах от 12,7 до 14,6 г/л, то есть вода опресненная (т. 78 л.д. 83). Затем обводненность постепенно увеличилась до 44,5% в июне 2001 года, в июле 2002 года снизилась до 22% (т. 78 л.д. 49 - 53), по данным анализа химического состава воды минерализация в сентябре 2002 года составила 9,8 г/л (т. 78 л.д. 83).
После повторного гидравлического разрыва пласта 31.08.2002 произошел прорыв воды в скважину - обводненность увеличилась до 77,5%, (т. 78 л.д. 49 - 53). По данным анализа химического состава воды ее минерализация в октябре составила 33,282 г/л, то есть в скважину поступала пластовая вода из водоносного слоя, вероятнее всего, в результате гидравлических разрывов пласта и распространения трещин, в том числе, в водоносный пласт. Влияние пластовой воды сохранялось примерно 10 месяцев до июля 2003 года (минерализация воды в октябре 2002 года - 33,282 г/л, в апреле 2003 - 34,512 г/л, в июле 2003 - 8,7 г/л) (т. 78 л.д. 83). В сентябре 2003 года обводненность достигла 96,7%, в декабре скважина работала 2 дня и была остановлена (т. 78 л.д. 49 - 53). Анализ химического состава воды, закачиваемой с КНС-1 на пласт БВ8 по пробам, отобранным с января 2004 года, показал минерализацию 10,98 г/л (т. 74 л.д. 74). По данным эксплуатационной карточки скважина законсервирована с июля 2005 по июль 2006 года. После запуска скважины в августе 2006 года обводненность скважины не изменилась, в июле 2007 года скважина остановлена с предельной обводненностью 99,7% при минерализации воды 8,57 г/л и по ноябрь 2008 года скважина N 1994 находилась в составе пьезометрических (т. 78 л.д. 49 - 53, 82). Ближайшие скважины N 601 и N 1995 имели соответственно дебит нефти 44 т/сут., и 10,4 т/сут., обводненность - 22% и 87%> (т. 78 л.д. 12).
На данной скважине проводились ремонтно-изоляционные работы. После зарезки бокового ствола на скважине N 1994 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 15 л.д. 5).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв воды, вызванный воздействиями на пласт (гидравлическими разрывами пласта). Характер обводнения - сначала опресненная вода, затем пластовая из водоносного горизонта и crfo-ва опресненная. Уверенно определить происхождение воды не представляется возможным. Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 78 л.д. 78).
Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка Инспекции на то, что данная скважина являлась бездействующей, опровергается заключением повторной судебной экспертизы, согласно которому данная скважина до бурения бокового ствола использовалась как пьезометрическая.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 3 105 654 руб. (31 056 543 руб. x 10%), сумму амортизации 923 996 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 157 672 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 121 месяц. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 461 998 руб./мес. из расчета: (31 056 543 - 3 105 654) x К(1/121) x 2. Следовательно, за оставшиеся 2 месяца 2008 года подлежали включению в состав расходов 923 996 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 004 676 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 31 056 543 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 7 453 570 руб. и налога на имущество организаций в сумме 157 672 руб. неправомерно.
Согласно п. 2.1. описательной части решения Инспекции доначислен налог на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., поскольку Инспекция пришла к выводу о том, что налоговая база по данному налогу, определяемая как стоимость имущества по данным бухгалтерского учета, должна быть увеличена на величину затрат по зарезке боковых стволов скважин (т. 6 л.д. 47 - 52).
Однако доначисление указанной суммы налога не может быть признано правомерным также в силу следующего.
В соответствии с п. 1 ст. 375 НК РФ налоговая база определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации. То есть налоговая база по налогу на имущество организаций формируется на основании правил бухгалтерского учета, а не на основании положений главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации.
В соответствии с п. 27 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденного Приказом Минфина России от 30.03.2001 N 26н, затраты на восстановление объекта основных средств отражаются в бухгалтерском учете отчетного периода, к которому они относятся. При этом затраты на модернизацию и реконструкцию объекта основных средств после их окончания увеличивают первоначальную стоимость такого объекта, если в результате модернизации и реконструкции улучшаются (повышаются) первоначально принятые нормативные показатели функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.) объекта основных средств.
Однако вопреки требованиям данного пункта Инспекцией в ходе проверки не исследовался вопрос о том, привели ли выполненные Заявителем работы к улучшению (повышению) первоначально нормативных принятых (то есть проектных) показателей функционирования нефтяных скважин (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.). Доказательства, подтверждающие улучшение (повышение) первоначально принятых нормативных показателей функционирования данных скважин, в материалах дела отсутствуют.
Таким образом, Инспекцией в нарушение положений ст. ст. 65, 200 АПК РФ не доказано наличие оснований для увеличения первоначальной стоимости 9 нефтяных скважин для целей бухгалтерского учета.
В соответствии с положениями ст. ст. 23, 45, 52 АПК РФ по итогам каждого налогового периода налогоплательщик обязан исчислить и самостоятельно уплатить в соответствующий бюджет налоги, а налоговые органы по итогам этих же периодов вправе провести камеральную либо выездную налоговую проверку и выяснить, соответствуют ли данные налоговых деклараций фактическим финансовым результатам деятельности налогоплательщика по конкретному налогу. В ходе выездной налоговой проверки налоговый орган проверяет правильность исчисления и уплаты налогов, в связи с чем, установив факты неполного отражения в налоговой отчетности (декларациях) определенных операций и их стоимостного выражения, определяет налоговую базу с учетом предусмотренных законодательством о налогах предписаний на основании первичных документов, имеющихся у налогоплательщика, в том числе свидетельствующие о наличии оснований для уменьшения величины налоговой базы.
В соответствии с п. 1 ст. 375 НК РФ налоговая база по налогу на имущество организаций определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации.
В силу п. 49 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации основные средства отражаются в бухгалтерском балансе по остаточной стоимости, т.е. по фактическим затратам их приобретения, сооружения и изготовления за вычетом суммы начисленной амортизации.
То есть приведенные нормы закона и правил бухгалтерского учета предусматривают формирование налоговой базы по налогу на имущество организаций не в виде первоначальной стоимости основных средств, а в виде остаточной стоимости, определяемой как разность между первоначальной стоимостью основных средств и суммой начисленной амортизации.
В соответствии с п. 17 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01 стоимость объектов основных средств погашается посредством начисления амортизации. Согласно п. 19 этого Положения в течение отчетного года амортизационные отчисления по объектам основных средств начисляются ежемесячно независимо от применяемого способа начисления в размере 1/12 годовой суммы. В силу п. 21 названного Положения начисление амортизационных отчислений по объекту основных средств начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем принятия этого объекта к бухгалтерскому учету, и производится до полного погашения стоимости этого объекта либо списания этого объекта с бухгалтерского учета.
Поэтому неучет Инспекцией подлежащей начислению в случае признания работ на указанных выше скважинах реконструкцией амортизации и неправильное вследствие этого исчисление налоговой базы по налогу на имущество организаций в виде первоначальной, а не остаточной стоимости этого имущества, противоречит требованиям п. 1 ст. 375 НК РФ и приведенным выше правилам бухгалтерского учета.
Таким образом, суд апелляционной инстанции, оценив представленные доказательства, приходит к выводу о том, что приведенные в апелляционных жалобах доводы не могут служить основанием для отмены решения, вынесенного Арбитражным судом г. Москвы. Обстоятельства по делу судом первой инстанции установлены полно и правильно, им дана надлежащая правовая оценка. Нарушений норм процессуального права судом не допущено. Основания для отмены решения суда отсутствуют.
На основании изложенного и руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013 по делу N А40-58122/11 с учетом определения об исправлении опечатки от 22.01.2014 оставить без изменения, а апелляционные жалобы ФНС России и МИФНС России по КН N 1 - 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 Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий судья
Р.Г.НАГАЕВ
Судьи
Н.О.ОКУЛОВА
Е.А.СОЛОПОВА
© 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 06.03.2014 N 09АП-3439/2014, 09АП-3442/2014 ПО ДЕЛУ N А40-58122/11
Разделы:Налог на имущество организаций
Обращаем Ваше внимание на то обстоятельство, что данное решение могло быть обжаловано в суде высшей инстанции и отменено
ДЕВЯТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ СУД
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 6 марта 2014 г. N 09АП-3439/2014, 09АП-3442/2014
Дело N А40-58122/11
Резолютивная часть постановления объявлена 27 февраля 2014 года
Полный текст постановления изготовлен 06 марта 2014 года
Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:
Председательствующего судьи Р.Г. Нагаева
Судей Е.А. Солоповой, Н.О. Окуловой
при ведении протокола судебного заседания секретарем А.С. Абрамовым
рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционные жалобы
ФНС России и МИФНС России по КН N 1
на решение Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013
по делу N А40-58122/11, принятое судьей О.Ю. Паршуковой
по заявлению ООО "Заполярнефть"
к МИФНС России по КН N 1; ФНС России
о признании недействительным решения
при участии в судебном заседании:
от заявителя - Бочкарева В.А. по дов. N 84 от 25.11.2013, Томаров В.В. по дов. N 83 от 25.11.2013, Никонова Л.С. по дов. N 82 от 25.11.2013
от заинтересованного лица - Терехов Д.В. по дов. N 43 от 17.10.2013
от ФНС России - Терехов Д.В. по дов. N ММВ-24-7/155 от 10.06.2013
установил:
ООО "Заполярнефть" обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о признании недействительным решения от 13.12.2010 N 52-22-18/864р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 64 610 848 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 26 176 213 руб., за 2008 год в сумме 38 434 635 руб., в части доначисления налога на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 616 521 руб., за 2008 год в сумме 4 177 878 руб., начисления пени за несвоевременную уплату соответствующего налога в сумме 1 162 228 руб. 12 коп., в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст. 122 НК РФ в виде штрафа за неуплату налога на имущество организаций в размере 958 880 руб.
Определением суда от 24.05.2012 производство по делу было приостановлено в связи с проведением экспертизы по делу.
Определением суда от 13.03.2013 производство по делу было приостановлено в связи с проведением повторной экспертизы по делу.
Определением суда от 17.07.2013 производство по делу возобновлено в связи с завершением проведения экспертизы по делу.
Решением Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013, с учетом определения об исправлении опечатки от 22.01.2014, по делу N А40-58122/11 признано недействительным Решение от 13.12.2010 N 52-22-18/864р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль организаций в сумме 64 610 848 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 26 176 213 руб., за 2008 год в сумме 38 434 635 руб., в части доначисления налога на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., в том числе: за 2007 год в сумме 616 521 руб., за 2008 год в сумме 4 177 878 руб., начисления пени за несвоевременную уплату соответствующего налога в сумме 1 162 228 руб. 12 коп., в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст. 122 НК РФ в виде штрафа за неуплату налога на имущество организаций в размере 958 880 руб., вынесенное МИ ФНС России по КН N 1 в отношении ООО "Заполярнефть", как не соответствующее ч. II НК РФ.
Не согласившись с вынесенным решением, ФНС России и МИФНС России по КН N 1 обратились с апелляционными жалобами, в которых просят отменить решение суда, принять новый судебный акт. В апелляционных жалобах налоговые органы указывают на ненадлежащее исследование судом первой инстанции фактических обстоятельств дела и отсутствие в решении суда надлежащей оценки доказательств по делу.
Изучив представленные в дело доказательства, выслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционных жалоб и отзыва на них, руководствуясь ст. ст. 123, 156, 266 и 268 АПК РФ, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы исходя из следующего.
По результатам выездной налоговой проверки МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 вынесено решение N 52-22-18/864р от 13.12.2010, согласно которому общество привлечено к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа в размере 9 868 руб.; к налоговой ответственности, предусмотренной статьей 122 НК РФ в виде штрафа в размере 958 880 руб.; начислены пени в сумме 1 179 651 руб. 40 коп.; предложено уплатить недоимку в сумме 72 411 778 руб., в том числе: по налогу на прибыль организаций за 2007 год в сумме 28 302 584 руб., по налогу на прибыль организаций за 2008 год в сумме 39 265 457 руб., по транспортному налогу за 2007 год в сумме 49 338 руб., по налогу на имущество организаций за 2007 год в сумме 616 521 руб., по налогу на имущество организаций за 2008 год в сумме 4 1 77 878 руб.; обществу доначислен налог на прибыль организаций в сумме 1 14 085 933 руб., в том числе: за 2007 год- 53 129 1 58 руб., за 2008 год - 60 956 775 руб.
При проведении налоговой проверки ООО "Заполярнефть" за 2007 - 2008 годы Межрегиональная инспекция ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 переквалифицировала работы по ремонту принадлежащих заявителю скважин N 77 куст 28, N 68 и N 5224 куст 15 Ярайнерского месторождения, а также скважин N 1994 куст 35Б, N 1009 куст 55, N 1808 куст 391, N 839 куст 49, N 1061 куст 60, N 1799 куст 391 Вынгапуровского месторождения методом зарезки бокового ствола на реконструкцию. Основанием для переквалификации данных работ Инспекция указывает соответствие выполненных работ критериям, установленным п. 2 ст. 257 НК РФ, ссылаясь на переустройство скважин и увеличение их дебита после ремонта.
Вследствие произведенной переквалификации затраты на выполнение работ по бурению боковых стволов в общей сумме 269 211 868 руб. 34 коп., изначально отнесенные заявителем к расходам, учитываемым при исчислении налога на прибыль организаций как расходы на капитальный ремонт скважин на основании ст. 260 НК РФ, включены Инспекцией в первоначальную стоимость скважин, подлежащую списанию путем начисления амортизации в соответствии со ст. 253 НК РФ.
В соответствии с п. 2 ст. 257 НК РФ к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.
Из приведенной нормы следует, что реконструкцией признаются работы при наличии следующих признаков:
- - в результате работ произошло переустройство существующих объектов основных средств;
- - такое переустройство связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей;
- - переустройство осуществлялось по проекту реконструкции;
- - переустройство осуществлялось в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.
Лишь при одновременном наличии всех перечисленных признаков имеются основания для признания выполненных работ реконструкцией основных средств.
Определением Арбитражного суда г. Москвы от 01.02.2012 по настоящему делу с целью выяснения причин бурения бокового ствола на перечисленных выше скважинах назначена судебная экспертиза, проведение которой поручено Федеральному государственному бюджетному образовательному учреждению высшего профессионального образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" (МГРИ-РГГРУ), экспертами Повалихиным А.С. и Башкатовым Д.Н. подготовлено и представлено в материалы дела заключение экспертизы от 16.07.2012.
В связи с наличием противоречий в выводах комиссии экспертов с целью устранения этих противоречий определением суда от 13.03.2013 назначена повторная комиссионная экспертиза, проведение которой поручено экспертам Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе" Брюховецкому О.С, Лисенкову А.Б., Жданову А.В., а также эксперту Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина" Подгорнову В.М. В материалы дела представлено заключение повторной комиссионной судебно-геологической экспертизы.
Суд апелляционной инстанции соглашается с позицией Арбитражного суда г. Москвы о том, что вывод инспекции об отнесении к реконструкции работ по зарезке боковых стволов указанных выше скважин не основан на законе и не подтвержден материалами дела.
В качестве обоснования соответствия работ, проведенных на данных скважинах, таким установленным законом критериям реконструкции, как связь этих работ с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей, а также осуществление их в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции, Инспекция ссылается на увеличение дебита скважин после проведенных работ.
Вместе с тем, согласно постановлению Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, сформулированной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10, ни само по себе появление в скважине бокового ствола, ни увеличение суточного объема добычи нефти не свидетельствуют о реконструкции скважин.
Показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик, как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт. Нефтяное месторождение характеризуется пластовым давлением. Внешнее воздействие, такое как гидравлический разрыв пласта, закачка воды, виды и режим работы насосного оборудования, режим эксплуатации данной и иных скважин оказывают влияние на давление в продуктивном пласте. Поэтому показатель "дебит скважины по нефти" в процессе эксплуатации месторождения проявляет себя как динамичный показатель, его повышение или уменьшение непосредственно связано с перечисленными факторами, в том числе с интенсивностью отбора нефти, а не исключительно с характеристиками скважины как объекта основных средств или изменением ее конструкции.
Следовательно, разграничение Инспекцией выполненных работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины" является недостоверным. Поскольку при проведении выездной налоговой проверки причины проведения ремонта скважин Инспекцией не исследовались и в оспариваемом решении они не отражены, то инспекцией вопреки положениям ст. ст. 65, 200 АПК РФ не доказана обоснованность переквалификации работ по бурению боковых стволов скважин с ремонта на реконструкцию.
В соответствии с п. 4 ст. 89 НК РФ предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. Полномочия налогового органа в сфере контроля за соблюдением законодательства о налогах и сборах, за правильностью исчисления, полнотой и своевременностью внесения в бюджетную систему Российской Федерации налогов и сборов носят публично-правовой характер, что не позволяет налоговому органу произвольно отказаться от реализации своих полномочий (Постановление Конституционного Суда Российской Федерации от 14.07.2005 N 9-П). Следовательно, размер доначисляемых налоговым органом налогов должен соответствовать действительной налоговой обязанности налогоплательщика, определяемой с учетом всех положений главы 25 и главы 30 НК РФ, влияющих как на увеличение, так и на уменьшение налоговой базы.
Согласно п. 1.1. ст. 259 НК РФ налогоплательщик имеет право включать в состав расходов отчетного (налогового) периода расходы на капитальные вложения в размере не более 10 процентов первоначальной стоимости основных средств и (или) расходов, понесенных в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, суммы которых определяются в соответствии со ст. 257 НК РФ, однако инспекция доначислила налог на прибыль организаций на сумму затрат, правомерно включенных налогоплательщиком в состав расходов при исчислении налоговой базы.
Кроме того, согласно п. 2 ст. 253 НК РФ суммы начисленной амортизации по объектам основных средств относятся к расходам; начисление амортизации по объекту амортизируемого имущества начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором этот объект был введен в эксплуатацию и прекращается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, когда произошло полное списание стоимости такого объекта либо когда данный объект выбыл из состава амортизируемого имущества налогоплательщика по любым основаниям.
Заявителем применяется линейный метод начисления амортизации; норма амортизации по каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле: К = (1 / п) x 100%, где К - норма амортизации в процентах к первоначальной (восстановительной) стоимости объекта амортизируемого имущества; п - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества, выраженный в месяцах (п. 4 ст. 259 НК РФ).
Согласно п. 2 ст. 257 НК РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям. В связи с переквалификацией Инспекцией работ по ремонту скважин в работы по реконструкции, по мнению Инспекции первоначальная стоимость скважин увеличилась, следовательно, изменилась сумма амортизации каждой скважины, рассчитываемая согласно п. 2, 4 ст. 259 НК РФ в процентах к измененной первоначальной стоимости скважины.
Инспекция, осуществив переквалификацию проведенных заявителем ремонтных работ на скважинах, и исключив из состава расходов суммы затрат на проведение указанных работ, в нарушение п. 4 ст. 89 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя, неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат в соответствии с п. 1.1. ст. 259 НК РФ, не учла суммы амортизации, подлежащие включению в налоговую базу по налогу на прибыль организаций и сумму доначисленного на стоимость ремонтных работ налога на имущество организации в соответствии со ст. ст. 264, 275 НК РФ.
Инспекцией вопреки положениям ст. 65, 200 АПК РФ не доказана обоснованность расчета доначисленной на стоимость работ на указанных скважинах суммы налога на прибыль организаций и налога на имущество организации.
С учетом изложенного, решение налогового органа не может быть признано обоснованным в связи с неверным определением суммы доначисленного заявителю налога вне зависимости от иных обстоятельств дела.
В соответствии с правовой позицией Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, сформулированной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10, при квалификации работ по бурению боковых стволов скважин в качестве капитального ремонта или реконструкции необходимо устанавливать обстоятельства, в связи с которыми возникла необходимость проведения буровых работ. При этом суд надзорной инстанции указал, что к реконструкции относятся работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах, а также работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в том числе, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения.
К капитальному ремонту относятся работы, проведенные в технически неисправных скважинах, и работы, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод.
Также, в постановлении было указано, что данные обстоятельства могут быть выяснены, поскольку Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденными коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР 15.10.1984 предусмотрена необходимость наблюдения за режимом работы скважин посредством контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей индивидуальный замер жидкости, газа и обводненности.
Бурение боковых стволов спорных скважин осуществлялось по Программам работ на капитальный ремонт скважин в соответствии с предложением по скважине. Программы капитального ремонта содержали сведения о конструкций и состоянии скважины; о величинах пластового давления и датах их последнего замера; сведения о внутрискважинном оборудовании; интервал вырезки "окна" в эксплуатационной колонне компоновки колонны труб и низа бурильной колонны; режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы; крепление пробуренного ствола и другие сведения, предусмотренные разделами 4.3.2 - 4.3.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, зарегистрированных в Минюсте России 20.06.2003 N 4812.
Причины проведения работ по бурению бокового ствола каждой из спорных скважин были проанализированы экспертами в рамках судебной экспертизы, а также в рамках повторной судебной экспертизы.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина введена в эксплуатацию 29.01.2002, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей.
По данным эксплуатационной карточки скважина работала на пласте АВ10-11 с января 2005 года до остановки на ремонт в октябре 2007 года. Система поддержания пластового давления на данном пласте до 2007 года отсутствовала. В июне 2005 года на пласте АВ10-11 произошел прорыв пластовых вод: обводненность за один месяц эксплуатации увеличилась с 0 до 52,9%. По заключению промыслово-геофизических исследований от 05.06.2005 в интервале 2211,8 - 2215,2 м находится пластовая вода, по заключению промыслово-геофизических исследований от 25.08.2007 пласт АВ10-11 работает в интервале 2207,6 - 2219,1 м, минерализация 20 г/л. Скважина остановлена на ремонт в связи с предельной обводненностью в октябре 2007 года, бурение бокового ствола осуществлено в период с 05 ноября по 04 декабря 2007 года с пласта АВ10-11 на тот же пласт.
Согласно экспертному заключению повторной судебной экспертизы, причиной роста обводненности на пластах АВ10-11 и ПК20, где отсутствовала система поддержки пластового давления, не является закачка воды. Кратковременное, с конца января по апрель 2007 года использование одной добывающей скважины (N 68) для нагнетания воды на пласт АВ10-11 не могло повлиять на прошедший двумя годами ранее прорыв пластовой воды на скважине N 77, и не влияло на общую картину гидродинамики водоплавающей залежи этого пласта в 2005 году. На 01.12.2007 достигнутый объем добычи на скважине N 77 по пласту АВ10-11 составил 6 949 т, исходя из уровня проектной добычи на 1 скважину в 61 000 т, выработанность участка - 11,4% (т. 74 л.д. 67, т. 75 л.д. 75, т. 83 л.д. 97 - 99, 106). Выработанность Ярайнерского месторождения в целом на 01.01.2007 составляла 23,8%), по пласту АВ10-11 отобрано 9%>, по пласту ПК20 - 39,8% (т. 74 л.д. 66, т. 83 л.д. 97 - 98).
Минерализация флюида 20 г/л во всех работающих интервалах пластов АВ10-11 и АВ7 близка к минерализации верхнего гидрогеологического этажа (18 - 21 г/л, (т. 75 л.д. 77 - 82)), можно сделать вывод о том, что катастрофический рост обводненности продукции рассматриваемой скважины с июня по август 2005 года обусловлен прорывом пластовой воды. В ходе повторной экспертизы установлено, что на данной скважине проводились цементно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов, однако наиболее приемлемым способом ее ремонта признан обход обводненного участка с целью восстановления связи "скважина - продуктивные участки пласта" (т. 74 л.д. 77).
Таким образом, причиной проведения на данной скважине работ по бурению бокового ствола явилась предельная обводненность пласта, образовавшаяся в результате прорыва пластовых вод (т. 74 л.д. 70). Следовательно, эти работы являлись капитальным ремонтом скважины.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10%) от суммы понесенных затрат, что составляет 3 926 840 руб. (39 268 401 руб. x 10%), суммы амортизации в размере 7 781 628 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организаций в размере 930 359 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования скважины составлял 109 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности составляет 648 469 руб./мес. из расчета: (39 268 401 - 3 926 840) x К(1/109) x 2, за 12 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 7 781 628 руб.
Начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме (3 926 840 + 7 781 628 + 930 359) x 24% = 3 023 047 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 39 268 401 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 9 424 416 руб. и налога на имущество организаций в сумме 930 359 руб. неправомерно.
Скважина N 68 куст 15 Ярайнерского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки и зафиксировано в оспариваемом решении, скважина пробурена на пласте БВ2, введена в эксплуатацию 24.08.2001, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей (т. 5 л.д. 19). Бурение бокового ствола осуществлено с 7 по 27 июля 2007 года с пласта ПК20 на тот же пласт (т. 15 л.д. 9 - 10).
Достигнутый уровень добычи на этом пласте на 01.07.2007 составил 6 202 т, исходя из проектной добычи на скважину 113 тыс. т, выработанность участка составила 5,48% (т. 74 л.д. 67, т. 75 л.д. 19 - 20, т. 83 л.д. 97 - 99, 105). Пласт ПК20 разрабатывается без системы поддержки пластового давления, нагнетательные скважины на пласте отсутствуют. Несмотря на то, что залежь пласта ПК20 разрабатывалась на естественном режиме, т.е. в отсутствие системы поддержания пластового давления и использования нагнетательных скважин, пластовое давление с начала разработки снизилось незначительно - на 1,8%> относительно первоначальной величины, что подтверждает наличие активного влияния законтурных и подошвенных вод и оправдывает отказ от заводнения в связи с тем, что скважины эксплуатируются с высокой обводненностью продукции. Выработка запасов по площади происходит равномерно, запасы из краевых частей активными законтурными и подошвенными водами вытесняются в зону отбора (т. 83 л.д. 120, 125).
Воды пласта ГТК20 имеют общую минерализацию 15,6 - 21,3 г/л и преимущественно хлоркальциевый химический тип воды (т. 13 л.д. 107), химический анализ попутно добываемой из скважины воды имеет тот же тип и общую минерализацию (т. 78 л.д. 132), то есть обводнение скважины N 68 до 93% в апреле 2004 года произошло вследствие прорыва пластовых вод. Использование скважины N 68 с конца января по апрель 2007 года для нагнетания воды на пласт АВ10-11 не могло повлиять на прошедший тремя годами ранее прорыв пластовой воды на этой скважине на пласте ПК20. На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов (т. 75 л.д. 20).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов Ярайнерского месторождения; причиной проведения работ по зарезке бокового ствола на данной скважине было обводнение продукции, которое произошло из-за активного влияния законтурных и подошвенных вод и поступления скважину пластовой воды (т. 74 л.д. 71); применительно к условиям эксплуатации данной скважины технология изоляции какого-либо потока законтурных и подошвенных вод специальными экранами оценена экспертами как малоэффективная (т. 74 л.д. 77).
Таким образом, работы по бурению бокового ствола данной скважины следует признать ее капитальным ремонтом.
Ссылка Инспекции на то, что в период с октября 2004 года по июнь 2005 года данная скважина находилась в бездействии, а в период с июля 2005 года по декабрь 2006 года - в консервации, не свидетельствует о ее реконструкции, поскольку причиной бездействия скважины явилось обводнение скважины пластовой водой, препятствовавшее ее нормальной эксплуатации. Указание на необходимость выяснения причин бездействия скважин с целью квалификации работ по бурению бокового ствола содержится в постановлениях Федерального арбитражного суда Московского округа от 28 марта 2013 года по делу N А40-7640/09-115-26.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины 'на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение пункта 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 3 854 735 руб. (38 547 353 руб. x 10%), суммы начисленной амортизации в размере 9 361 500 руб. и налог на имущество организаций 1 239 445 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 126 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, составляет 550 676 руб./мес. из расчета: (38 547 353 - 3 854 735) x К(1/126) x 2. Следовательно, за оставшиеся 17 месяцев 2007 и 2008 годов подлежали включению в состав расходов 9 361 500 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 3 451 694 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 38 547 353 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 9 251 365 руб. и налога на имущество организаций в сумме 1 239 445 руб. неправомерно. 3.3. Скважина N 5224 куст 15 Ярайнерского месторождения 3.3.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина введена в эксплуатацию 23.11.2001, до проведения работ по зарезке бокового ствола являлась действующей, бурение бокового ствола осуществлено в октябре 2007 года с пласта ПК20 на тот же пласт (т. 5 л.д. 20 - 21).
Рассматриваемая скважина с января 2005 года эксплуатируется на пласте ПК20. Бурение бокового ствола произведено в октябре 2007 года. На 01.10.2007 достигнутый уровень добычи на пласте ПК20 составил 24 480 тонн (т. 75 л.д. 131 - 132), исходя из проектной добычи на скважину 113 тыс. т (т. 83 л.д. 97 - 99, л.д. 105), выработанность участка - 21,7%) (т. 74 л.д. 67). Резкое увеличение обводненности с 54,9%> до 90,5%> в период с января по март 2005 года указывает на прорыв в скважину пластовой воды, т.к. нагнетательных скважин на пласт ПК 20 нет (т. 75 л.д. 131 - 132, т. 83 л.д. 120). Согласно плану-заказу обводненность перед бурением бокового ствола составляла 98,4% (т. 75 л.д. 133 - 134). На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы по отключению отдельных интервалов (т. 75 л.д. 131 - 132).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов Ярайнерского месторождения; причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважине было обводнение продукции, которое произошло из-за прорыва законтурных и подошве вод; технология изоляции какого-либо потока законтурных и подошвенных вод специальными экранами оценена экспертами как малоэффективная (т. 74 л.д. 67, 71, 77).
Таким образом, работы по бурению бокового ствола данной скважины следует признать ее капитальным ремонтом.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10% от суммы понесенных затрат, что составляет 3 125 180 руб. (31 251 802 руб. x 10%>), суммы амортизации расходов 7 225 187 руб. и сумму доначисленного налога имущество в размере 846 203 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 109 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности составляет 516 085 руб./мес. из расчета: (31 251 802 - 3 125 180) x К(1/109) x 2, за оставшиеся 2 месяца 2007 года и за 2008 год подлежали включению в состав расходов 7 225 187 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 2 675 963 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 31 251 802 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 7 500 432 руб. и налога на имущество организаций в сумме 846 203 руб. неправомерно. 3.4. Скважина N 839 куст 49 Вынгапуровского месторождения 3.4.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина была введена в эксплуатацию 06.12.1986 на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 28 - 29).
Прорыв в скважину воды в мае 1990 года подтверждается данным эксплуатационной карточки (т. 76 л.д. 43 - 47). По геологическому разрезу выше пласта БВ8 находятся пласты содержащие воду, по заключению промыслово-геофизических исследований от 17.06.1996 на пласте БВ8 получен приток воды с нефтью, отмечаются аномалии по стволу скважины, связанные с заколонным перетоком из вышележащего горизонта БВ7 (т. 76 л.д. 42). С декабря 1996 года данная скважина находилась в консервации. Ближайшие скважины N 809 и N 840 имели соответственно дебит нефти 9 т/сут. и 30 т/сут., обводненность 37% (т. 76 л.д. 9 - 10). Ремонтно-изоляционные работы проведены в 2006 году, эксплуатационная колонна опрессована на 165 атмосфер, герметична (т. 76 л.д. 58). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на дату бурения бокового ствола составили 16,7 тыс. т, накопленная добыча 13,1 тыс. т, выработанность участка - 78,6%). (т. 59 л.д. 95, т. 76 л.д. 43 - 47, т. 74 л.д. 68). Выработанность Вынгапуровского месторождения в целом на 01.01.2007 составляла 51,3% (т. 89 л.д. 117).
В период с 13 июня по 14 июля 2008 года осуществлена зарезка бокового ствола, добычи в июле 2008 года не было, затем проведен гидравлический разрыв пласта, и в августе 2008 год началась добыча нефти при обводненности 89,2% (т. 76 л.д. 93 - 47).
В ходе повторной экспертизы эксперты пришли к выводу о том, что устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов, таковой являлся прорыв воды, установить характер которой не представляется возможным (т. 74 л.д. 68, 73). Инспекцией каких-либо доказательств в опровержение выводов экспертов не представлено.
Таким образом, выполненные на данной скважинные работы следует признать капитальным ремонтом.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 752 725 руб. (27 527 246 руб. x 10%), сумму амортизации - 4 129 087 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организаций 279 507 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 60 месяцев. В соответствии пунктом 1 статьи 258, пунктами 4 и 7 статьи 259 с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 825 817 руб./мес. из расчета: (27 527 246 - 2 752 725) x К(1/60) x 2. Следовательно, за оставшиеся 5 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 4 129 087 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 716 201 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 27 527 246 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 606 539 руб. и налога на имущество организаций в сумме 279 507 руб. неправомерно.
Скважина N 1009 куст 55 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, скважина была введена в эксплуатацию 20 мая 1987 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 25 - 26).
В мае 1995 года вследствие гидравлического разрыва пласта на скважине произошел прорыв воды, что подтверждается эксплуатационной карточкой (т. 3. л.д. 2 - 4), после чего она эксплуатировалась с предельной обводненностью и была остановлена в 2000 году при обводненности 96%. По заключению промыслово-геофизических исследований от 29.01.1996 в скважине выявлен заколонный переток с вышележащего пласта БВ7 (т. 76 л.д. 128 - 129).
Бурение бокового ствола осуществлено в период с 18 марта по 17 апреля 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 87 - 89). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины по состоянию на апрель 2008 года составляли 17,4 тыс. т (т. 59 л.д. 93), накопленная добыча 6,1 тыс. т (т. 3. л.д. 2 - 4), выработанность участка - 34,9% (т. 74 л.д. 68).
По геологическому разрезу выше пласта БВ8 находятся пласты, содержащие воду (т. 76 л.д. 87). Ближайшие добывающие скважины N 1011 и N 982 имели на 01.01.2008 дебит нефти 16 т/сут. и 2,2 т/сут., накопленную добычу - 75,78 тыс. т и 40,62 тыс. т соответственно (т. 76 л.д. 88).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся заколонный переток, прорыв воды произошел в июне 1995 года вследствие гидравлического разрыва пласта (т. 74 л.д. 72). Экспертами указано, что характер поступающих вод по данным различных документов противоречив, но с большой долей вероятности можно сделать вывод о поступлении в скважину после гидравлического разрыва пласта нагнетаемых вод, а затем - пластовых вод с вышележащего пласта БВ7 путем заколонного перетока (т. 74 л.д. 73). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
В соответствии с положениями ст. ст. 65, 200 АПК РФ обязанность по доказыванию обстоятельств, свидетельствующих о реконструкции данной скважины, возлагается на налоговый орган. Однако Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, суд считает, что оснований для изменения квалификации выполненных заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. ст. 259, 264 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 761 259 руб. (27 612 590 руб. x 10%), суммы амортизации 23 389 488 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 420 561 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 17 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 2 923 686 руб./мес. из расчета: (27 612 590 - 2 761 259) x К(1/17) x 2. Следовательно, за оставшиеся 8 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 23 389 488 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 6 355 740 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 27 612 590 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 627 022 руб. и налога на имущество организаций в сумме 420 561 руб. неправомерно.
Скважина N 1061 куст 60 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 11 сентября 1987 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 30). Бурение бокового ствола осуществлено в период с 4 по 25 июня 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 84 - 86).
В процессе эксплуатации скважину останавливали с октября 1993 по ноябрь 1996 года, по заключению промыслово-геофизических исследований от 21.11.1996 выявлена негерметичность эксплуатационной колонны (т. 6 л.д. 72). Далее скважина эксплуатировалась с декабря 1996 года, в июле 2001 года зафиксирован прорыв воды, повлекший скачкообразное повышение обводненности с 12% до 99% (т. 76 л.д. 121 - 125), на этой предельной обводненности скважина эксплуатировалась до сентября и в декабре 2002 года законсервирована (т. 74 л.д. 68). По заключению промыслово-геофизических исследований от 14.07.2001 также не исключается негерметичность эксплуатационной колонны, в составе притока выявлена вода (т. 11 л.д. 4).
Рассматриваемая скважина пробурена в центральной части пласта БВ8 блок 7 Вынгапуровского месторождения (т. 74 л.д. 67). Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на дату бурения бокового ствола составили 27,8 тыс. т (т. 59 л.д. 87), накопленная добыча - 25,5 тыс. т (т. 76 л.д. 124), выработанность участка - 91,6%. (т. 74 л.д. 68).
В пласт БВ8 закачивается с кустовых насосных станций КНС-1 и КНС-3 смесь пресной и подтоварной воды, общая минерализация 15,2 г/л и 17,7 г/л соответственно (т. 88 л.д. 48). По данным проведенных исследований нагнетательная скважина N 1037 оказывала незначительное влияние на работу скважины N 1061, так как основная масса воды, закачиваемой через эту нагнетательную скважину, поступает в направлении скважины N 1036 (78,7%), до 15 - 16% закачиваемой воды поступает в направлении скважины N 1062 и 2 - 3% - в направлении скважин N 1038 и N 1061 (т. 85 л.д. 111).
Свойства и состав пластовых вод пласта БВ8 приведены в главе 2 Дополнения к технологической схеме разработки Вынгапуровского месторождения по результатам анализа вод неокомского гидрогеологического комплекса (т. 85 л.д. 75 - 132). По результатам исследований 46 проб изменения общей минерализации вод пласта БВ8 имели место в диапазоне от 18,1 до 38 г/л, среднее значении - 26,2 г/л. Общая минерализация воды, установленная по 11 пробам воды на скважине N 1061, находилась в диапазоне от 31,19 г/л (сентябрь 1997 года) до 24,9 г/л (июль 2002 года) (т. 78 л.д. 83), движение нагнетаемой от скважины N 1037 воды с минерализацией 15,2% (средняя по КНС-1) в направлении скважин N 1038 и N 1061 составляло 2 - 3%. Эти данные свидетельствуют о поступлении в скважину N 1061 в основном пластовых вод, имеющих минерализацию от 18 до 31 г/л, и незначительной части закачиваемой воды (т. 74 л.д. 69).
На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы: в 2004 году изолирован интервал перфорации 3167 - 3184 м, текущий забой - 2789 м (акт на сдачу скважины из капитального ремонта от 12.09.2004 (т. 77 л.д. 53 - 54)), в 2008 году в результате ремонтно-изоляционных работ изолирован пласт до глубины 2485,8 м (акт на сдачу скважины на 11.05.2008 (т. 77 л.д. 56 - 57)). После бурения бокового ствола на скважине N 1061 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 77 л.д. 48).
Исследованные в ходе повторной судебной экспертизы документы, подтверждающие прорыв воды в июле 2001 с 12%> до 99% с минерализации близкой к пластовым водам, выработанность участка 91%, обводненность соседних скважин от 25 до 70%>, выработанность их участков на 01.01.2007 от 98,92% до 99,86%), позволили экспертам сделать вывод, что причиной остановки скважины N 1061 являлся прорыв воды в скважину, обусловленный проведением гидравлического разрыва пласта, в результате которого в скважину катастрофически быстро поступила пластовая вода при незначительном влиянии закачиваемой воды, в отсутствии этого геологического явления скважина N 1061, как и соседние скважины могла выработать участок до 99%, не достигая предельной обводненности (т. 74 л.д. 69). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
Следовательно, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Довод инспекции о том, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений статей 254, 259, 264, 375 Кодекса не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение пункта 1.1 статьи 259 Кодекса неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 1 660 833 руб. (16 608 331 руб. x 10%), сумму амортизации 5 605 312 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 196 745 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 32 месяца. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 934 219 руб./мес. из расчета: (16 608 331 - 1 660 833) x К(1/32) x 2. Следовательно, за оставшиеся 6 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 5 605 312 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 787 109 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 16 608 331 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 3 985 999 руб. и налога на имущество организаций в сумме 196 745 руб. неправомерно. 3.7. Скважина N 1799 куст 391 Вынгапуровского месторождения 3.7.1. Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта добывающая скважина была введена в эксплуатацию в 30 июля 1990 года на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения (т. 5 л.д. 33). Бурение бокового ствола осуществлено в период с 24 августа по 11.09.2008 с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 102 - 104).
После проведения 23.06.2000 гидравлического разрыва пласта обводненность скважины увеличилась до 94,7%, то есть произошел прорыв воды (т. 77 л.д. 100 - 105). По заключению промыслово-геофизических исследований от 14.07.2000 и от 17.07.2000 по термометрии не исключается переток из вышележащего коллектора, по геологическому разрезу выше пласта БВ-8 находятся пласты, содержащие воду (т. 77 л.д. 94, 107). В июле 2000 года обводненность составила 95,8%, скважина законсервирована с декабря 2000 года. Ближайшие скважины N 1798 и N 2307 имели соответственно дебит нефти 34,8 т/сут. и 12,1 т/сут. при обводненности 34%" и 56% (т. 77 л.д. 64).
По заключению экспертов подобный резкий рост обводненности скважины N 1799 вызван воздействием на пласт, прорыв воды произошел в результате создания трещин в пласте. Анализ химического состава воды, проведенный в июне и июле 2000 года, подтверждает, что в скважину N 1799 также поступала и опресненная вода с минерализацией от 5 до 16 г/л (т. 78 л.д. 83).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на сентябрь 2008 года составили 36,3 тыс. т (т. 59 л.д. 118), накопленная добыча 9,3 тыс. т (т. 77 л.д. 100 - 104), выработанность участка - 25,5% (т. 74 л.д. 76).
На скважине проводились ремонтно-изоляционные работы, изолированы интервалы перфорации 3003,6 - 3012 м, 3014,8 - 3018,8 м, 3022,8 - 3026,6 м в 1990 году; 3003,5 - 3003,6 м, 3003,6 - 3026 м в 1995 году и интервал перфорации 3003,5 - 3026 м в 2000 году (т. 77 л.д. 104).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом (технической схемой) разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв в скважину воды, обусловленный проведением гидравлических разрывов на пласте, а также влиянием заколонных перетоков с вышележащего водоносного пласта БВ7 (2) (т. 74 л.д. 76).
Общая минерализация воды позволила экспертам сделать вывод о прорыве в скважину в основном нагнетаемых вод при влиянии пластовых вод. Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 74 л.д. 78).
Доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции не представлено, следовательно отсутствуют основания для изменения квалификации выполненных заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины.
Довод инспекции о том, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259, ст. 264 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 899 604 руб. (28 996 036 руб. x 10%), сумму амортизации 1 294 038 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 196 281 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 121 месяц. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального ст. амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 431 346 руб./мес. из расчета: (28 996 036 - 2 899 604) x К(1/121) x 2. Следовательно, за оставшиеся 3 месяца 2008 года подлежали включению в состав расходов 1 294 038 руб.
Следовательно, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 053 056 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
По мнению суда апелляционной инстанции инспекция неправомерно исключила из состава расходов затрат по бурению бокового ствола данной скважины в сумме 28 996 036 руб., доначислила налог на прибыль организаций в сумме 6 959 049 руб. и налог на имущество организаций в сумме 196 281 руб.
Скважина N 1808 куст 391 Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 28 февраля 1990 года (т. 5 л.д. 27). Скважина пробурена на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения. Бурение бокового ствола осуществлено в период с 10 января по 03 февраля 2008 года с пласта БВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 81 - 83).
Согласно эксплуатационной карточке скважина остановлена в 1997 году с предельной обводненностью 99,5%, по данным эксплуатационной карточки произошел прорыв воды - за 4 месяца (с июня по октябрь 1997 года) на скважине увеличилась обводненность с 50 до 99,5%> (т. 77 л.д. 145 - 150). Анализ химического состава воды на рассматриваемой скважине представлен одной пробой: 18.07.1995 общая минерализация составила 36,72 г/л (т. 78 л.д. 83) Общая минерализация воды на КНС-1 составила в 2004 году 3,74 - 10,98 г/л, в 2006 году - 5,07 - 24,13 г/л, в 2007 году - 1,04 - 25,57 г/л (т. 78 л.д. 71 - 75). В Дополнении к технологической схеме разработки 2007 года указано среднее значение минерализации смеси подтоварной и пресной воды КНС-1 - 15,2 г/л, КНС-3 - 17,7 г/л (т. 88 л.д. 48).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины на февраль 2008 года составили 61,8 тыс. т (т. 59 л.д. 115), накопленная добыча - 4,5 тыс. т (т. 77 л.д. 145 - 150), выработанность участка - 7,3% (т. 74 л.д. 68). Ближайшие скважины N 1809, N 2083 и N 1813 имели дебит нефти 2 т/сут., 12,1 т/сут. и 4 т/сут. соответственно при обводненности 86%,76% и 83%> (т. 77 л.д. 124).
На скважине N 1808 проводились ремонтно-изоляционные работы (т. 17 л.д. 117). После зарезки бокового ствола на скважине N 1808 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 77 л.д. 149).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды в соответствие с проектом (технической схемой) разработки месторождения (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв воды в скважину, который произошел в августе - октябре 1997 года. Достоверно установить характер воды в продукции скважины в ходе повторной судебной экспертизы не удалось (т. 74 л.д. 75). Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы не-эффективным (т. 74 л.д. 78). При этом Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка инспекции на то, что указанная скважина являлась бездействующей, в связи с чем спорные работы являются реконструкцией, не может быть принята во внимание, так как причиной бездействия скважины являлась ее предельная обводненность, препятствовавшая нормальной эксплуатации.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 2 834 357 руб. (28 343 566 руб. x 10%), сумму амортизации 6 458 028 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 527 626 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 79 месяцев. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ сумма амортизации с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, норма амортизации затрат на реконструкцию составляет 645 803 руб./мес. из расчета: (28 343 566 - 2 834 357) x К(1/79) x 2. Следовательно, за оставшиеся 10 месяцев 2008 года подлежали включению в состав расходов 6 458 028 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 2 349 589 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 28 343 566 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 6 802 456 руб. и налога на имущество организаций в сумме 527 626 руб. суд считает неправомерным.
Скважина N 1994 куст 35Б Вынгапуровского месторождения.
Как установлено Инспекцией в ходе проверки, эта скважина была введена в эксплуатацию 31.10.1991 (т. 5 л.д. 32). Скважина пробурена на пласте БВ8 Вынгапуровского месторождения. Бурение бокового ствола осуществлено в период с 18 сентября по 04 октября 2008 года с пласта ВВ8 на тот же пласт (т. 6 л.д. 90 - 92).
Извлекаемые запасы нефти в районе скважины по состоянию на октябрь 2008 года составили 55,0 тыс. т, накопленная добыча - 20,7 тыс. т, выработанность участка - 37,7% (т. 59 л.д. 107, т. 78 л.д. 49 - 53, т. 74 л.д. 68).
На данной скважине 27 июля 2000 года произведен гидравлический разрыв пласта, в августе 2000 года дебит нефти составил 57,3 т/сут., обводненность - 9,8%>, минерализация воды с июня по сентябрь 2000 года по данным химического анализа варьировалась в пределах от 12,7 до 14,6 г/л, то есть вода опресненная (т. 78 л.д. 83). Затем обводненность постепенно увеличилась до 44,5% в июне 2001 года, в июле 2002 года снизилась до 22% (т. 78 л.д. 49 - 53), по данным анализа химического состава воды минерализация в сентябре 2002 года составила 9,8 г/л (т. 78 л.д. 83).
После повторного гидравлического разрыва пласта 31.08.2002 произошел прорыв воды в скважину - обводненность увеличилась до 77,5%, (т. 78 л.д. 49 - 53). По данным анализа химического состава воды ее минерализация в октябре составила 33,282 г/л, то есть в скважину поступала пластовая вода из водоносного слоя, вероятнее всего, в результате гидравлических разрывов пласта и распространения трещин, в том числе, в водоносный пласт. Влияние пластовой воды сохранялось примерно 10 месяцев до июля 2003 года (минерализация воды в октябре 2002 года - 33,282 г/л, в апреле 2003 - 34,512 г/л, в июле 2003 - 8,7 г/л) (т. 78 л.д. 83). В сентябре 2003 года обводненность достигла 96,7%, в декабре скважина работала 2 дня и была остановлена (т. 78 л.д. 49 - 53). Анализ химического состава воды, закачиваемой с КНС-1 на пласт БВ8 по пробам, отобранным с января 2004 года, показал минерализацию 10,98 г/л (т. 74 л.д. 74). По данным эксплуатационной карточки скважина законсервирована с июля 2005 по июль 2006 года. После запуска скважины в августе 2006 года обводненность скважины не изменилась, в июле 2007 года скважина остановлена с предельной обводненностью 99,7% при минерализации воды 8,57 г/л и по ноябрь 2008 года скважина N 1994 находилась в составе пьезометрических (т. 78 л.д. 49 - 53, 82). Ближайшие скважины N 601 и N 1995 имели соответственно дебит нефти 44 т/сут., и 10,4 т/сут., обводненность - 22% и 87%> (т. 78 л.д. 12).
На данной скважине проводились ремонтно-изоляционные работы. После зарезки бокового ствола на скважине N 1994 проведен гидравлический разрыв пласта, что обеспечило кратное увеличение дебита по нефти (т. 15 л.д. 5).
В ходе повторной судебной экспертизы эксперты пришли к выводам о том, что причиной бурения бокового ствола данной скважины не являлось естественное истощение запасов участка недр, вызванное в том числе, нормируемой закачкой воды (т. 74 л.д. 68); причиной проведения работ по зарезке бокового ствола данной скважины являлся прорыв воды, вызванный воздействиями на пласт (гидравлическими разрывами пласта). Характер обводнения - сначала опресненная вода, затем пластовая из водоносного горизонта и crfo-ва опресненная. Уверенно определить происхождение воды не представляется возможным. Устранение предельного обводнения скважины посредством ремонтно-изоляционных работ без проведения зарезки бокового ствола было бы неэффективным (т. 78 л.д. 78).
Инспекцией не представлено доказательств того, что выполненные на данной скважине работы отвечали критериям реконструкции. Таким образом, оснований для изменения квалификации выполненных Заявителем работ по капитальному ремонту данной скважины не имеется.
Ссылка Инспекции на то, что данная скважина являлась бездействующей, опровергается заключением повторной судебной экспертизы, согласно которому данная скважина до бурения бокового ствола использовалась как пьезометрическая.
Инспекция, переквалифицировав работы по ремонту скважины на реконструкцию, в нарушение положений ст. ст. 254, 259, 264, 375 НК РФ не определила действительные налоговые обязательства Заявителя. Инспекция в нарушение п. 1.1 ст. 259 НК РФ неправомерно исключила из состава расходов 10 процентов от суммы понесенных затрат, что составляет 3 105 654 руб. (31 056 543 руб. x 10%), сумму амортизации 923 996 руб. и сумму доначисленного налога на имущество организации 157 672 руб. На дату передачи скважины в эксплуатацию после бурения бокового ствола оставшийся срок полезного использования составлял 121 месяц. В соответствии п. 1 ст. 258, п. п. 4 и 7 ст. 259 НК РФ с учетом специального коэффициента амортизации основных средств, используемых в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, сумма амортизации составляет 461 998 руб./мес. из расчета: (31 056 543 - 3 105 654) x К(1/121) x 2. Следовательно, за оставшиеся 2 месяца 2008 года подлежали включению в состав расходов 923 996 руб.
Таким образом, начисление на величину затрат по бурению бокового ствола данной скважины налога на прибыль организаций в сумме 1 004 676 руб. неправомерно вне зависимости от квалификации данных работ (ремонт или реконструкция).
В связи с изложенными обстоятельствами исключение из состава расходов затрат по зарезке бокового ствола данной скважины в сумме 31 056 543 руб., доначисление налога на прибыль организаций в сумме 7 453 570 руб. и налога на имущество организаций в сумме 157 672 руб. неправомерно.
Согласно п. 2.1. описательной части решения Инспекции доначислен налог на имущество организаций в сумме 4 794 399 руб., поскольку Инспекция пришла к выводу о том, что налоговая база по данному налогу, определяемая как стоимость имущества по данным бухгалтерского учета, должна быть увеличена на величину затрат по зарезке боковых стволов скважин (т. 6 л.д. 47 - 52).
Однако доначисление указанной суммы налога не может быть признано правомерным также в силу следующего.
В соответствии с п. 1 ст. 375 НК РФ налоговая база определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации. То есть налоговая база по налогу на имущество организаций формируется на основании правил бухгалтерского учета, а не на основании положений главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации.
В соответствии с п. 27 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденного Приказом Минфина России от 30.03.2001 N 26н, затраты на восстановление объекта основных средств отражаются в бухгалтерском учете отчетного периода, к которому они относятся. При этом затраты на модернизацию и реконструкцию объекта основных средств после их окончания увеличивают первоначальную стоимость такого объекта, если в результате модернизации и реконструкции улучшаются (повышаются) первоначально принятые нормативные показатели функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.) объекта основных средств.
Однако вопреки требованиям данного пункта Инспекцией в ходе проверки не исследовался вопрос о том, привели ли выполненные Заявителем работы к улучшению (повышению) первоначально нормативных принятых (то есть проектных) показателей функционирования нефтяных скважин (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.). Доказательства, подтверждающие улучшение (повышение) первоначально принятых нормативных показателей функционирования данных скважин, в материалах дела отсутствуют.
Таким образом, Инспекцией в нарушение положений ст. ст. 65, 200 АПК РФ не доказано наличие оснований для увеличения первоначальной стоимости 9 нефтяных скважин для целей бухгалтерского учета.
В соответствии с положениями ст. ст. 23, 45, 52 АПК РФ по итогам каждого налогового периода налогоплательщик обязан исчислить и самостоятельно уплатить в соответствующий бюджет налоги, а налоговые органы по итогам этих же периодов вправе провести камеральную либо выездную налоговую проверку и выяснить, соответствуют ли данные налоговых деклараций фактическим финансовым результатам деятельности налогоплательщика по конкретному налогу. В ходе выездной налоговой проверки налоговый орган проверяет правильность исчисления и уплаты налогов, в связи с чем, установив факты неполного отражения в налоговой отчетности (декларациях) определенных операций и их стоимостного выражения, определяет налоговую базу с учетом предусмотренных законодательством о налогах предписаний на основании первичных документов, имеющихся у налогоплательщика, в том числе свидетельствующие о наличии оснований для уменьшения величины налоговой базы.
В соответствии с п. 1 ст. 375 НК РФ налоговая база по налогу на имущество организаций определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации.
В силу п. 49 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации основные средства отражаются в бухгалтерском балансе по остаточной стоимости, т.е. по фактическим затратам их приобретения, сооружения и изготовления за вычетом суммы начисленной амортизации.
То есть приведенные нормы закона и правил бухгалтерского учета предусматривают формирование налоговой базы по налогу на имущество организаций не в виде первоначальной стоимости основных средств, а в виде остаточной стоимости, определяемой как разность между первоначальной стоимостью основных средств и суммой начисленной амортизации.
В соответствии с п. 17 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01 стоимость объектов основных средств погашается посредством начисления амортизации. Согласно п. 19 этого Положения в течение отчетного года амортизационные отчисления по объектам основных средств начисляются ежемесячно независимо от применяемого способа начисления в размере 1/12 годовой суммы. В силу п. 21 названного Положения начисление амортизационных отчислений по объекту основных средств начинается с первого числа месяца, следующего за месяцем принятия этого объекта к бухгалтерскому учету, и производится до полного погашения стоимости этого объекта либо списания этого объекта с бухгалтерского учета.
Поэтому неучет Инспекцией подлежащей начислению в случае признания работ на указанных выше скважинах реконструкцией амортизации и неправильное вследствие этого исчисление налоговой базы по налогу на имущество организаций в виде первоначальной, а не остаточной стоимости этого имущества, противоречит требованиям п. 1 ст. 375 НК РФ и приведенным выше правилам бухгалтерского учета.
Таким образом, суд апелляционной инстанции, оценив представленные доказательства, приходит к выводу о том, что приведенные в апелляционных жалобах доводы не могут служить основанием для отмены решения, вынесенного Арбитражным судом г. Москвы. Обстоятельства по делу судом первой инстанции установлены полно и правильно, им дана надлежащая правовая оценка. Нарушений норм процессуального права судом не допущено. Основания для отмены решения суда отсутствуют.
На основании изложенного и руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266 - 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд
постановил:
Решение Арбитражного суда г. Москвы от 16.12.2013 по делу N А40-58122/11 с учетом определения об исправлении опечатки от 22.01.2014 оставить без изменения, а апелляционные жалобы ФНС России и МИФНС России по КН N 1 - 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 Федеральный арбитражный суд Московского округа.
Председательствующий судья
Р.Г.НАГАЕВ
Судьи
Н.О.ОКУЛОВА
Е.А.СОЛОПОВА
© Обращаем особое внимание коллег на необходимость ссылки на "DOCS.SUBSCHET.RU | Налоги и учет. Документы" при цитированиии (для on-line проектов обязательна активная гиперссылка)