Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 7 апреля 2011 г. N 09АП-5744/11

г. Москва

Дело N А40-146845/09-90-1065

"07" апреля 2011 г.

N 09АП-5744/2011-АК N 09АП-6508/2011-АК

Резолютивная часть постановления объявлена "31" марта 2011 года.

Постановление изготовлено в полном объеме "07" апреля 2011 года

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Румянцева П.В.,

судей Солоповой Е.А., Марковой Т.Т.,

при ведении протокола судебного заседания секретарем Красиковой А.Н.

Рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционные жалобы Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 и Открытого акционерного общества "Самотлорнефтегаз"

на решение Арбитражного суда города Москвы от 03.02.2011

по делу N А40-146845/09-90-1065, принятое судьей Петровым И.О.,

по заявлению Открытого акционерного общества "Самотлорнефтегаз" (ОАО "Самотлорнефтегаз") (ИНН 8603089934, ОГРН 1028600940576)

к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ИНН 7710205514, ОГРН 1047702057765)

о признании недействительным решения в части,

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Коньковой Л.А. по дов. N МГ-1045д от 14.10.2010;

от заинтересованного лица - Васильевой Н.А. по дов. N 56 от 30.03.2011, Мелякина М.Ю. по дов. N 151 от 08.06.2010,

УСТАНОВИЛ

Открытое акционерное общество "Самотлорнефтегаз" (ИНН 8603089934, ОГРН 1028600940576) обратилось в Арбитражный суд города Москвы с заявлением о признании недействительным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ИНН 7710205514, ОГРН 1047702057765) от 27.04.2009 N 52-23-14/1068р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления недоимок по налогам, пени и штрафов по эпизодам, связанным с пунктами 1.5, 1.7, 4.1, 6.1. (мотивировочной части).

Решением Арбитражного суда города Москвы от 03.02.2011 требование заявителя удовлетворено частично. Признано недействительным решение инспекции от 27.04.2009 N 52-23-14/1068р в части доначисления недоимок по налогам, пени, штрафов по эпизодам, связанным с пунктами 1.5, 1.7, 6.1. (мотивировочной части). В удовлетворении остальной части требования обществу отказано.

Не согласившись с принятым решением, стороны обратились с апелляционными жалобами.

Заявитель в жалобе просит изменить решение суда первой инстанции, удовлетворить заявленное требование в полном объеме, указывая на то, что судом неполно выяснены обстоятельства, имеющие значение для дела, выводы суда, изложенные в решении в обжалуемой части, не соответствуют обстоятельствам дела, судом неправильно применены нормы материального и процессуального права.

Инспекция в жалобе просит отменить решение суда первой инстанции в части удовлетворения заявленного обществом требования и принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленного требования в полном объеме, указывая на то, что при принятии решения судом первой инстанции в указанной части неполно выяснены обстоятельства, имеющие значение для дела, выводы суда, изложенные в решении, не соответствуют обстоятельствам дела, судом неправильно применены нормы материального и процессуального права.

Стороны представили отзывы на апелляционные жалобы друг друга.

Законность и обоснованность принятого решения проверены судом апелляционной инстанции в порядке, предусмотренном ст.ст. 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

При исследовании обстоятельств дела установлено, что инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов и сборов за период с 01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой составлен акт от 19.02.2009 N 52-23-14/384а и, с учетом письменных возражений и дополнений к возражениям заявителя, вынесено оспариваемое решение от 27.04.2009 N 52-23-14/1068р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", в соответствии с которым заявитель привлечен к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа в размере 97 218 007 руб.; обществу начислены пени по состоянию на 27.04.2009 в сумме 118 531 217 руб.; заявителю предложено уплатить недоимку по налогам в общей сумме 617 899 367 руб.; заявителю отказано в вычетах сумм налога на добавленную стоимость, ранее возмещенных из бюджета по экспортным операциям, и предложено уплатить НДС в сумме 777 834 руб.; предложено внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета, а также удержать доначисленную сумму налога на доходы физических лиц в размере 314 349 руб. из доходов налогоплательщика при очередной выплате дохода в денежной форме.

Решением Федеральной налоговой службы от 23.10.2009 N 9-1-08/00297@ поданная обществом апелляционная жалоба на решение инспекции оставлена без удовлетворения, решение утверждено и признано вступившим в силу.

Изучив материалы дела, оценив в совокупности все представленные по делу доказательства, выслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционных жалоб и отзывов на них, суд апелляционной инстанции пришел к выводу, что суд первой инстанции принял судебный акт на основании всесторонне исследованных обстоятельств, которым дана надлежащая оценка.

Апелляционная жалоба налогового органа не подлежит удовлетворению судом апелляционной инстанции по следующим основаниям.

По пункту 1.5. решения инспекции

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что общество в результате неправомерной классификации расходов на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки как расходов на освоение природных ресурсов, в нарушение законодательства о налогах и сборах занизило налоговую базу по налогу на прибыль за 2006 год на 956 250 руб., за 2007 год - 1 861 667 руб. , что привело к неуплате налога на прибыль за 2006 год в сумме 191 250 руб., за 2007 год - 378 333 руб.

Данный вывод был предметом исследования суда первой инстанции и правомерно отклонен по следующим основаниям.

Судом установлено, что между обществом (заказчик) и Западно-Сибирским филиалом Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (исполнитель) заключен договор на выполнение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ от 12.01.2004 N 27203/СНГ-0049/04, согласно которому исполнитель обязуется провести обусловленные Техническим заданием заказчика научно-исследовательские работы по теме: "Определение химической совместимости вод, используемых для заводнения нефтяных пластов с водами продуктивных отложений Самотлорского месторождения и подготовка их с целью повышения нефтеотдачи. Анализ изменения фильтрационных характеристик", а заказчик обязуется принять результат выполненных работ и оплатить их.

В соответствии с дополнительным соглашением от 01.08.2005 N 5 к данному договору исполнитель обязуется провести обусловленные Техническим заданием заказчика (приложение N 1в) научно-исследовательские работы по теме: "Подсчет эксплуатационных запасов подземных вод неокомского комплекса на Рубиновой и, Мыхпайской площадях Самотлорского лицензионного участка", а заказчик обязуется принять результат выполненных работ и оплатить их.

Расходы Общества за 2006 год по данному соглашению составили 1 947 000 руб. с учетом НДС.

В соответствии с Техническим заданием и календарным планом на выполнение работ исполнитель производит следующие виды работ: сбор и анализ геологической, геофизической и гидрогеологической информации, интерпретация промыслово-геофизических исследований по Рубиновой и Мыхпайской площадям. Обследование площадей (400 тыс. руб.); построение специализированных карт (структурных, эффективных толщин проницаемости, водопроводимости) и разрезов. Написание общих глав отчета. Оценка совместимости добываемых подземных вод и вод продуктивных на нефть горизонтов по каждой из площадей. Анализ режима эксплуатации водозаборов по району и на близко расположенных месторождениях (500 тыс. руб.); проведение гидродинамических расчетов по оценке срезки уровней от работы этих водозаборов. Подсчет запасов подземных вод на Рубиновой и Мыхпайской площадях. Написание отчета, защита на НТС заказчика. Представление отчета в ГКЗ РФ (ТКЗ) (750 тыс. руб.).

Содержание работ, которые, по мнению налогового органа, для целей налогообложения следует относить к научно-исследовательским, сводится к предоставлению недропользователю (обществу) подрядчиком следующей информации: обоснование выделения объекта эксплуатации и его геологическое строение, об анализе режима эксплуатации водоносных комплексов (водозаборах неокомских вод), о характеристике фильтрационно-емкостных свойств коллекторов апт-сеноманского резервуара, качество подземных вод, используемых в системе ППД, изменение уровня подземных вод, обоснование гидродинамических параметров, расчет понижений уровня на водозаборе, потери напора в скважинах.

В соответствии с подп. 3 и 4 п. 1 ст. 253 Налогового кодекса Российской Федерации расходы на освоение природных ресурсов, а также расходы на научные исследования и опытно-конструкторские разработки отнесены к расходам, связанным с производством и реализацией.

В соответствии с п. 3 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации особенности определения расходов, признаваемых для целей налогообложения, для отдельных категорий налогоплательщиков либо расходов, произведенных в связи с особыми обстоятельствами, устанавливаются положениями главы 25 Кодекса.

К таким особенностям относятся, в частности, расходы на освоение природных ресурсов (ст.ст. 261, 325 Кодекса) и расходы на научно-исследовательские и (или) опытно-конструкторские разработки (ст. 262 Кодекса).

Расходами на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки признаются расходы, относящиеся к созданию новой или усовершенствованной производимой продукции (товаров, работ, услуг), в частности расходы на изобретательство (ст. 262 Налогового кодекса Российской Федерации).

Расходами на освоение природных ресурсов признаются в соответствии с положениями ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации расходы налогоплательщика на геологическое изучение недр, разведку полезных ископаемых, проведение работ подготовительного характера.

При этом перечень расходов на освоение природных ресурсов является открытым, а положения ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации раскрывают содержание отдельных их видов: поиск и оценка месторождений полезных ископаемых (включая аудит запасов), разведка полезных ископаемых и (или) гидрогеологические изыскания, приобретение необходимой геологической и иной информации у третьих лиц, в том числе в государственных органах, содержание объектов, связанных с освоением природных ресурсов (в том числе расходы на оплату труда, содержание и эксплуатацию временных сооружений и иные подобные расходы), доразведка месторождения или его участков, находящихся в пределах выделенного горного или земельного отвода, геолого-поисковые и геологоразведочные работы, а также работы, признаваемые безрезультативными, бесперспективными, либо продолжение которых признано нецелесообразным.

Как правильно указал суд первой инстанции, в процессе толкования положений спорного договора и технического задания налоговым органом сделаны ошибочные выводы относительно целевого назначения работ по оценке эксплуатационных запасов подземных вод.

Так, в Техническом задании дословно указано целевое назначение работ: "Подсчет эксплуатационных запасов подземных вод неокомского горизонта по категории С1 для снабжения системы ППД при интенсификации добычи углеводородного сырья, определенный лицензионным соглашением и проектом разработки Самотлорского лицензионного участка".

Таким образом, из буквального толкования текста Технического задания следует, что исполнитель по договору рассматривает не новые подходы и методы интенсификации разработки месторождения, а подсчитывает запас подземных вод для снабжения системы поддержания пластового давления.

Инспекцией не подвергается сомнению факт осуществления обществом добычи нефти на основании лицензии на право пользования недрами (серия ХМН, номер 01134, вид лицензии НЭ). То есть материалами проверки подтверждается эксплуатация Самотлорского месторождения и его промышленная освоенность, а именно: получена в установленном порядке лицензия на право пользования недрами соответствующего месторождения (залежи); утверждены (ГКЗ, ЦКЗ) запасы нефти, газа и конденсата с правом для промышленного освоения; составлена, согласована со всеми заинтересованными организациями, прошедшая соответствующие геолого-экономическую и экологическую экспертизы, проектная документация на разработку (технологическая схема или проект разработки), а также на обустройство месторождения (залежи).

В соответствии с п.п. 1.2., 2.1. дополнения к лицензионному соглашению о добыче нефти и газа в пределах Самотлорского лицензионного участка "Об условиях заводнения данного месторождения" от 17.01.2001, являющегося приложением N 6 к лицензии ХМН N 01134 НЭ, обществу разрешено пользование недрами для закачки поверхностных, очищенных сточных вод и подтоварных вод с целью поддержания пластового давления (ППД) при разработке Самотлорского нефтяного месторождения; закачка воды в продуктивные пласты с целью ППД осуществляется в соответствии с Проектом разработки Самотлорского нефтяного месторождения (протокол ЦКР N 46 от 26.08.1982).

Приказом МПР России от 07.03.1997 N 40 утверждена Классификация эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод, которая определила, что под эксплуатационными запасами подземных вод понимается их количество, которое может быть получено на месторождении (участке) с помощью геолого-технически обоснованных водозаборных сооружений при заданных режиме и условиях эксплуатации, а также качестве воды, удовлетворяющем требованиям ее целевого использования в течение расчетного срока водопотребления с учетом природоохранных требований.

Эксплуатационные запасы подсчитываются и учитываются раздельно по каждому типу подземных вод (питьевые, технические, лечебные минеральные, теплоэнергетические, включая пароводяные смеси, промышленные) и направлениям их возможного промышленного использования по данным проведенных на месторождениях гидрогеологических поисково-оценочных и разведочных работ или по опыту эксплуатации действующих водозаборных сооружений на выявленных, осваиваемых либо уже освоенных месторождениях.

Таким образом, по результатам выполненных работ получена от подрядной организации информация, необходимая в текущей деятельности общества, которое осуществляет промышленную разработку Самотлорского месторождения.

В соответствии с Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, утвержденного приказом МПР России от 07.02.2001 N 126, геологоразведочным процессом именуется совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения.

Согласно п. 7 Временного положения при получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд. При этом согласно Временным положениям подсчет запасов является одним из этапов геологоразведочных работ.

Разделом 4.4. Рекомендаций по содержанию, оформлению и порядку представления на государственную экспертизу материалов подсчета эксплуатационных запасов питьевых, технических и лечебных минеральных подземных вод, утвержденных приказом МПР России от 30.04.1998 N 123, определена технология проведения отдельных видов геологоразведочных работ и их основные результаты, которые непосредственно используются для подсчета запасов подземных вод.

Судом установлено, что в соответствии с указанными нормативными актами подрядной организацией проведены следующие геологоразведочные работы в интересах общества: интерпретация промыслово-геофизических данных; гидродинамические исследования; определение продуктивных и фильтрационных свойств водоносной толщи.

Таким образом, по результатам исполнения договорных обязательств подрядчиком переданы не только информация по подсчету эксплуатационных запасов подземных вод для снабжения системы поддержания пластового давления на площадях Самотлорского лицензионного участка, но и результаты проведения геологоразведочных работ.

Также между заявителем (заказчик) и Западно-Сибирским филиалом Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (исполнитель) заключен договор от 12.01.2007 N 259-07/СНГ-0293/07, в соответствии с которым исполнитель выполнил научно-исследовательские работы по теме: "Составление технологической схемы и обоснование горного отвода разработки подземных вод неокомского комплекса на Мыхпайской и Рубиновой площадях Самотлорского лицензионного участка".

Календарный план выполнения работ содержал следующие виды работ: сбор и анализ геологической, геофизической и гидродинамической информации по скважинам территории Мыхпайской и Рубиновой площадей; обоснование техники и технологии добычи неокомских вод; анализ эффективности реализуемой системы разработки; анализ режима эксплуатации водозаборов; проведение гидродинамических расчетов по динамике изменения уровней (давлений) подземных вод неокомского комплекса; обоснование горного отвода; составление отчета, оформление графических и текстовых приложений, представление техсхемы на НТС, сопровождение экспертизы техсхемы и ее согласования для реализации.

Сумма расходов в 2007 году по данному договору составила 1 770 000 руб. с НДС.

Инспекция ссылается на положения раздела IV РД 07-367-00 "Руководства по составлению технологических схем и проектов разработки месторождений технических подземных вод", утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2000.

Однако согласно п.п. 12, 13 указанного РД проектирование и разработка подземных вод являются частью инвестиционного проекта при разработке нефтяных месторождений, технологическая схема разработки подземных вод может являться составной частью проекта на разработку месторождения или самостоятельным проектным документом, но предназначена для обеспечения основной производственной деятельности организации - осуществления добычи нефти.

Составление технологических схем и проектов разработки в соответствии с РД 07-367-00 осуществляется специализированными организациями или недропользователями, имеющими на этот вид деятельности лицензию.

Технологические схемы разработки служат основой для обоснования инвестиций в строительство и обустройство водозаборов, их эксплуатации и реализации геолого-технических мероприятий.

Проектирование разработки, как и разработка месторождений, имеет стадийный характер. Технологическими проектными документами являются: технологические схемы опытно-промышленной эксплуатации; технологические схемы разработки; уточненные технологические схемы разработки; авторский надзор (анализ разработки).

Технологическая схема разработки определяет систему расстановки водозаборных скважин и оптимальные условия разработки месторождения (участка).

Проектный документ "Технологическая схема разработки подземных вод неокомского комплекса для целей ППД. Рубиновая и Мыхпайская площади. Самотлорский лицензионный участок" дает не только геолого-геофизическую характеристику строения и фильтрационно-емкостных особенностей объекта эксплуатации, но и содержит результаты пересчета балансовых эксплуатационных запасов подземных вод, систему обустройства водозаборов, требования к системе эксплуатации подземных вод, схемы расположения скважин, прогноз изменения уровней подземных вод, качество подземных вод, используемых в системе ППД, оценку экономической эффективности закачки неокомской воды, методы контроля за техническим состоянием водозаборных скважин и качеством добываемой воды, рекомендации по экологическому мониторингу.

Таким образом, по результатам выполненных работ изготовлен проектный технологический документ, необходимый в текущей деятельности общества.

Судом установлено, что в соответствии с договором от 20.08.2007 N 285/СНГ-1022/07, заключенным между обществом (заказчик) и Научно-исследовательским Институтом гидрогеологии и геотермии при Тюменском нефтегазовом государственном университете (исполнитель), на исполнителя возложена обязанность выполнить научно-исследовательские работы по теме: "Составление проекта разработки пресных подземных вод для целей хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения на территории деятельности ОАО "Самотлорнефтегаз".

Согласно Календарному плану выполнения работ исполнителю поручены: сбор информации, систематизация сведений по режиму эксплуатации существующих водозаборов пресных подземных вод, анализ динамики работы водозаборных скважин на Самотлорском лицензионном участке; полевые работы на скважинах - гидродинамические исследования с отбором проб воды на химический и микробиологический виды анализов; расчеты по динамике изменения уровней подземных вод атлым-новомихайловского водоносного комплекса на период эксплуатации водозабора, обоснование расчетных технологических показателей разработки эксплуатируемого комплекса; построение геологической модели олигоценовых отложений с учетом работ, проведенных по оценке эксплуатационных запасов подземных вод на исследуемой территории; разработка мероприятий по во до подготовке для использования в целях хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения, уточнение проекта ЗСО, оценка эффективности реализуемой системы разработки; написание отчета, представление и защита его на НТС, согласование работы в контролирующих органах.

Сумма расходов по данному договору в 2007 году составила 6 372 000 руб., в том числе НДС.

Как установлено судом первой инстанции, составление проекта разработки производилось подрядной организацией также на основании РД 07-367-00 "Руководства по составлению технологических схем и проектов разработки месторождений технических подземных вод", утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2000.

В проекте разработки пресных подземных вод для целей хозяйственно-питьевого и производственного водоснабжения на территории деятельности заявителя рассмотрены система обустройства водозаборов пресных подземных вод для водоснабжения, анализ режима эксплуатации действующих водозаборов, характеристика качества добываемых пресных вод, геологическая модель объекта исследований, схема расположения и конструкции водозаборных скважин, обоснования и рекомендации по оптимизации системы эксплуатации и повышению эффективности технологии добычи пресных вод, рекомендации по улучшению подготовки воды при использовании ее по назначению, обоснование объектов наблюдательной сети и рекомендации по ведению мониторинга за состоянием пресных подземных вод, а также содержит проект зоны санитарной охраны водозаборов и мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Таким образом, по результатам выполненных работ изготовлен проектный документ, необходимый в текущей деятельности общества, а также проведены геологоразведочные работы (гидродинамические исследования, подготовка геологической модели).

Указание налогового органа на необходимость квалификации спорных работ, произведенных в рамках вышеназванных трех договоров, по направленному (относимому) характеру производимых работ, а не только по конечному результату, является ошибочным.

Направленность производимых привлеченными по договорам организациями работ определяется прежде всего обязанностью недропользователя осуществлять изучение предоставленного ему месторождения полезных ископаемых, в частности, Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения.

Геологоразведочные работы по изучению, поиску, оценке, разведке и разработке месторождений нефти и газа осуществляются в соответствии с Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, утвержденных приказом МПР России от 07.02.2001 N 126. Данный вид работ предшествует этапу промышленной разработки месторождений нефти и газа.

Изучение месторождения продолжается и во время их разработки с целью доразведки разрабатываемых залежей, разведки второстепенных горизонтов, участков месторождений, перевода запасов в более высокие категории (Методические рекомендации по ведению государственного геологического контроля на объектах геологического изучения и добычи нефти и газа, подземного хранения газа, утвержденные МПР России 20.11.2000).

Следуя утверждению налогового органа о распространении действия норм Федерального закона от 23.08.1996 N 127-ФЗ "О науке и государственной научно-технической политике", вся деятельность общества по изучению Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения и его разработке должна быть отнесена к научно-исследовательской, поскольку вся деятельность недропользователя направлена в соответствии с п. 5 ст. 23 Закона "О недрах" на обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых.

Вместе с тем, учитывая особенность деятельности недропользователей, на которых Законом "О недрах" возложена обязанность по изучению предоставленных им месторождений и предоставлении геологической информации в федеральный и соответствующие территориальные фонды геологической информации, предоставление достоверных о разведанных, извлекаемых и оставленных в недрах запасов полезных ископаемых, их компонентах, а также об использовании недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, законодатель и установил особенности отнесения на расходы затраты, которые несет недропользователь в процессе освоения и разработки месторождения полезных ископаемых.

Таким образом, расходы, понесенные обществом в рамках договоров от 12.01.2004 N 27203/СНГ-0049/04, от 12.01.2007 N 259-07/СНГ-0293/07, от 20.08.2007 N 285/СНГ-1022/07, не могут быть классифицированы как расходы на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки (НИОКР) для целей налогообложения, поскольку в соответствии со ст. 262 Налогового кодекса Российской Федерации расходами на научно исследования и (или) опытно-конструкторские разработки признаются расходы, относящиеся к созданию новой или усовершенствованию производимой продукции (товаров, работ, услуг).

Как указывалось выше, методы и способы интенсификации извлечения углеводородов на Самотлорском месторождении рассмотрены и утверждены ЦКР еще в 1982 году, и в результате подсчета эксплуатационных запасов подземных вод информация о новых приемах интенсификации добычи углеводородного сырья не появилась.

Доказательств обратного налоговым органом в материалы дела не представлено.

Положения ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации являются специальными нормами, применяемыми к расходам пользователя недр, устанавливающие примерный перечень затрат, которые может понести недропользователь в зависимости от стадии разработки месторождения (участка недр), и который назван расходами на освоение природных ресурсов.

При этом данная статья не исключает возможность отнесения к расходам на освоение природных ресурсов тех расходов, которые понесены в рамках проведенных научно-исследовательских работ по геологическому изучению недр, разведке полезных ископаемых, научно-исследовательских работ подготовительного характера.

Более того, в постановлении Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 23.11.2010 N ВАС-6029/10 указано, что в соответствии с п. 4 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации если некоторые затраты с равными основаниями могут быть отнесены одновременно к нескольким группам расходов, налогоплательщик вправе самостоятельно определить, к какой именно группе он отнесет такие затраты.

Исходя из данной нормы, общество вправе выбирать порядок отнесения затрат по договорам на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы, связанные с освоением природных ресурсов.

В ходе выездной проверки налоговым органом установлено, что в журнале хозяйственных операций (регистр N 1) общество отнесло затраты по договору от 12.01.2004 N 27203/СНГ-0049/04 по налоговому показателю R3-36, по договору от 12.01.2007 N 259-07/СНГ-0293/07 по налоговому показателю R3-49-0, по договору от 20.08.2007 N 285/СНГ-1022/07 - по налоговому показателю R3-49-0.

В соответствии с п. 2 ст. 11 Налогового кодекса Российской Федерации учетная политика для целей налогообложения - выбранная налогоплательщиком совокупность допускаемых настоящим Кодексом способов (методов) определения доходов и (или) расходов, их признания, оценки и распределения, а также учета иных необходимых для целей налогообложения показателей финансово-хозяйственной деятельности налогоплательщика.

На основе ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации в п.п. 3.4.4.2 Положения об учетной политике ОАО "Самотлорнефтегаз" на 2006 год, утв. приказом от 30.12.2005 N 587, и Положения об учетной политике ОАО "Самотлорнефтегаз" на 2007 год, утв. приказом от 29.12.2006 N 717 и приложения N 9 к нему дана квалификация, перечень и порядок учета расходов на освоение природных ресурсов, научные исследования и опытно-конструкторские разработки как для целей налогового учета, так и для целей бухгалтерского учета.

Согласно разделу 6 приложения N 9 "Классификация расходов на освоение природных ресурсов, научные исследования и опытно-конструкторские разработки для целей организации учетного процесса" для целей налогового учета расходы, связанные с разработкой месторождений и залежей, введенных в промышленную эксплуатацию, признаются в полной сумме в том отчетном периоде, в котором они произведены (налоговые показатели пунктов бухгалтерской классификации 6.10., 6.14., 6.4. - R3-15; 6.2. - R3-16; 6.5., 6.8., 6.9., 6.11., 6.12., 6.13., 6.16. - R3-36; 6.6., 6.7. - R3-27; 6.1., 6.3., 6.15., 6.17, 6.18. - R3-49-0).

Ссылка инспекции на иной порядок учета, который якобы предусмотрен в учетной политике общества, не соответствует фактическим обстоятельствам.

Так, п. 3.4.4.2 "Расходы на освоение природных ресурсов" раздела 3 "Налог на прибыль - организация ведения налогового учета" положений об учетных политиках общества на 2006, 2007 годы предусматривают группировку расходов на освоение природных ресурсов в зависимости от вида на: общие расходы по осваиваемому участку (месторождению) в целом; расходы относящиеся к отдельным частям территории разрабатываемого участка; расходы, относящиеся к конкретному объекту, создаваемому в процессе освоения участка.

Аналитические регистры содержат информацию об окончании работ в разрезе договоров и по конкретному участку недр.

Расходы на освоение природных ресурсов распределяется от степени освоения на: понесенные на введенных в промышленную эксплуатацию и освоенных месторождениях; понесенные на не введенных в промышленную эксплуатацию и не освоенных месторождениях.

Под введенным в промышленную эксплуатацию и освоенным месторождениями понимается технологический процесс извлечения из недр нефти и сопутствующих ценных компонентов в соответствии с лицензионным соглашением для реализации их нефтеперерабатывающим организациям или организациям осуществляющим транспортировку нефти.

В случае наличия на территории месторождения нескольких участков, находящихся на разной стадии изученности, то месторождение определяется введенным в промышленную эксплуатацию и освоенным по участку территории, с которым связывают основную часть добычи нефти и газа.

Порядок учета расходов на освоение природных ресурсов приведен в Приложении 9.

Таким образом, при группировке расходов на освоение природных ресурсов общество ориентируется на стадию разработки месторождения или его участка и отражает расходы в аналитических регистрах в соответствии с порядком, предусмотренном в Приложении 9.

Как правильно указал суд первой инстанции, отсутствуют основания для применения положений п. 7 Приложения 9 к положениям об учетных политиках ОАО "Самотлорнефтегаз" для целей налогообложения на 2006, 2007 годы к спорным расходам общества, на который ссылается налоговый орган.

Судом установлено, что общество определяет в учетных политиках порядок отнесения расходов к той или иной группе не в зависимости от наименований договоров, в результате исполнения которых возникли затраты, а в зависимости от полученного конечного результата исполнения договоров на стадиях разработки месторождений полезных ископаемых.

Более того, расходы группируются в аналитических регистрах, которые построены на основании налоговых показателях, отраженных в Приложении 9 к положениям об учетных политиках общества на 2006, 2007 годы.

Так, расходы, которые в соответствии с п. 7 Приложения 9 относятся к расходам на научно-исследовательские и опытно-промышленные работы, связанные с освоением природных ресурсов, отражаются в налоговых регистрах по налоговому показателю R3-50-1L для целей налогового учета.

Однако произведенные обществом затраты по спорным договорам не отражены в налоговых регистрах по налоговому показателю R3-50-1L, а отражены по показателям, который общество относит к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, в частности к расходам, связанным с разработкой месторождений и залежей, введенных в промышленную эксплуатацию (подп. 6.1. п. 6 Приложения 9) - R3-36, R3-49-0.

При этом необходимо отметить, что общество указало в своих учетных политиках в п. 7 Приложения 9, что к научно-исследовательским и опытно-промышленным работам, связанным с освоением природных ресурсов относятся проектирование и изготовление опытных образцов оборудования для исследования скважин и опытно-промышленные работы по применению новых методов воздействия на пласт.

Однако в результате исполнения спорных договоров подрядными организациями опытные образцы оборудования не изготавливались, работы по внедрению новых методов воздействия на пласт не проводились, а только изготовлены проектные документы и предоставлены результаты проведения геологоразведочных работ.

Обратного налоговым органом не доказано.

Более того, п. 4 Положения по бухгалтерскому учету ПБУ 17/02 "Учет расходов на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы", утвержденного приказом Министерства финансов Российской Федерации от 19.11.2002 N 115н, установил, что к научно-исследовательским, опытно-конструкторским и технологическим работам не относятся расходы организации на освоение природных ресурсов (проведение геологического изучения недр, разведка (доразведка) осваиваемых месторождений, работы подготовительного характера в добывающих отраслях и т.п.), затрат на подготовку и освоение производства, новых организаций, цехов, агрегатов (пусковые расходы), затрат на подготовку и освоение производства продукции, не предназначенной для серийного и массового производства, а также затрат, связанных с совершенствованием технологии и организации производства, с улучшением качества продукции, изменением дизайна продукции и других эксплуатационных свойств, осуществляемых в ходе производственного (технологического) процесса.

Таким образом, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что работы по подсчету запасов проводятся в отношении подземных вод, участвующих в технологическом процессе добычи нефти, а затраты по таким работам являются текущими, т.е. в отношении них следует применять положение п. 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации, прямо предусматривающего, что текущие расходы на содержание объектов, связанных с освоением природных ресурсов, а также расходы на доразведку месторождения или его участков, находящихся в пределах горного или земельного отвода организации, в полной сумме включаются в состав расходов того отчетного (налогового) периода, в котором они произведены. При этом к расходам на доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением работ по доразведке по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям. Указанный порядок учета относится к расходам по всем геологопоисковым и геолого-разведочным работам, в том числе осуществленным расходам по работам, признаваемым безрезультатными, бесперспективными, либо продолжение которых признано нецелесообразным.

Таким образом, единовременное принятие спорных расходов налогоплательщиком является правомерным.

Ссылка инспекции на судебные акты по делу N А40-65770/08-143-304, вынесенные по спору между налоговым органом и обществом по результатам оспаривания доначислений налоговых платежей за 2004-2005 годы, является несостоятельной, поскольку определением Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 20.01.2011 приостановлено надзорное производство по заявлению общества до принятия (изготовления) постановлений Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации по делам N А40-78155/08-117-359 и N А40-7640/09-115-26. Надзорное производство до настоящего времени не возобновлено.

Кроме того, утверждение налогового органа о необоснованном указании судом первой инстанции на обложение работ научных институтов НДС в силу ст. 146 Налогового кодекса Российской Федерации как опровержения признания выполненных работ в качестве научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, значения для настоящего спора не имеет.

Стоимость произведенных Западно-Сибирским филиалом Института нефтегазовой геологии и геофизики им.А.А. Трофимука СО РАН, Научно-исследовательским Институтом гидрогеологии и геотермии при Тюменском нефтегазовом государственном университете работ включает в себя НДС в размере 18 процентов, что подтверждается выставленными в адрес общества счетами-фактурами и актами выполненных работ.

Доказательств отказа обществ-контрагентов от использования освобождения от налогообложения своих работ НДС налоговый орган суду не представил.

Таким образом, доначисление обществу налога на прибыль за 2006 год в размере 191 250 руб., за 2007 год - 378 333 руб. является неправомерным.

По пункту п. 1.7. решения инспекции

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено неправомерное уменьшение обществом налоговой базы по налогу на прибыль в размере 5 7 359 070 руб. на расходы по капитальному ремонту скважин (в ходе ремонта осуществлено оборудование скважины дополнительной эксплуатационной колонной меньшего диаметра), что повлекло неполную уплату налога на прибыль за 2006 год в размере 3 059 774 руб., за 2007 год - 8 412 040 руб.

По мнению налогового органа, расходы заявителя связаны не с ремонтом, а с реконструкцией соответствующих скважин, как объектов основных средств, поскольку в соответствии с положениями п. 2 ст. 257 Налогового кодекса Российской Федерации в целях исчисления налога на прибыль к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей.

В качестве подтверждения повышения технико-экономических показателей скважин, на которых проводились соответствующие работы, инспекцией приведены данные: об увеличении средней добычи нефти по скважинам после проведения капитального ремонта; технические данные из актов выполненных работ по договорам по параметру - диаметр эксплуатационной колонны.

Суд апелляционной инстанции отклоняет указанные доводы инспекции по следующим основаниям.

В соответствии с положениями п. 1 ст. 260 Налогового кодекса Российской Федерации расходы на ремонт основных средств, произведенные налогоплательщиком, рассматриваются как прочие расходы и признаются для целей налогообложения в том отчетном (налоговом) периоде, в котором они были осуществлены, в размере фактических затрат.

Судом установлено, что в соответствии с договорами с подрядными организациями в 2006-2007 годах произведен капитальный ремонт скважин, а именно производились работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны.

Целью проведения реконструкции в соответствии с положениями п. 2 ст. 257 Налогового кодекса Российской Федерации являться улучшение (повышение) первоначально принятых нормативных показателей функционирования объекта основных средств, то есть 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.

К таким показателям относятся срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.

При этом налогоплательщик вправе увеличить срок полезного использования объекта основных средств после даты ввода его в эксплуатацию в случае, если после реконструкции, модернизации или технического перевооружения такого объекта произошло увеличение срока его полезного использования (абзац второй п. 1 ст. 258 Налогового кодекса Российской Федерации).

К техническому перевооружению относится комплекс мероприятий по повышению технико-экономических показателей основных средств или их отдельных частей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным.

Расходы на ремонт основных средств, произведенные налогоплательщиком, рассматриваются как прочие расходы и признаются для целей налогообложения в том отчетном (налоговом) периоде, в котором они были осуществлены, в размере фактических затрат, то есть уменьшают налоговую базу по налогу на прибыль единовременно, а не через сумму амортизационных начислений.

Согласно п. 27 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденному приказом Минфина России от 30.03.2001 N 26н (в редакции приказа Минфина России от 18.05.2002 N 45н), затраты на восстановление объекта основных средств отражаются в бухгалтерском учете отчетного периода, к которому они относятся.

При этом затраты на модернизацию и реконструкцию объектов основных средств после их окончания могут увеличивать 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.

Таким образом, реконструкция является производством таких работ, которые улучшают ранее принятые нормативные показатели функционирования, в результате чего у объекта появляются новые качественные или количественные параметры и характеристики, то есть изменяется сущность объекта.

Следовательно, к ремонтным работам относятся такие виды работ, которые не улучшают (не повышают) технические показатели объекта, а только восстанавливают функционирование объекта основных средств.

Нефтяная скважина - вертикальная (наклонно-направленная) горная выработка круглого сечения, диаметром чаще всего 75 - 400 мм, предназначенная для разведки либо добычи нефти.

В вертикальном строении скважины различают начало (устье), ствол и конец (забой).

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной - при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: направление для предотвращения размыва устья; кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования; промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) - для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать; эксплуатационная колонна - для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность, которая спускается до забоя скважины.

Нефть поступает через отверстия перфорации на забое и поднимается вверх по НКТ под воздействием пластового давления.

Диаметр обсадных труб: от 114 мм до 508 мм. Для эксплуатационной колонны используют трубы диаметрами от 114 мм до 219 мм. Наиболее широко применяют трубы диаметрами 146 и 168 мм. Для предотвращения повреждения обсадных труб и муфт при спуске их в скважину низ колонны оборудуют башмаком длиной 300-500 мм. Применение 168 мм эксплуатационной колонны позволяет решать проблему контроля за разработкой отдельных нефтяных горизонтов, поскольку становится возможным применение глубинных насосов и спуск 114 мм колонны в случае выхода ее из строя.

Оборудование скважины - это оборудование устья скважины и подземное оборудование (глубинный насос, пакер, клапан, разъединитель колонны, фильтр и прочее).

По мнению налогового органа, обществом произведена реконструкция, поскольку произошло переустройство объекта, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей; и произошло повышение технико-экономический показателя отдельных частей скважины, включающий в себя замену морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным.

Однако из акта от 27.11.2006 на производство капитального ремонта по скважине N 40139 куста N 2103 следует, что цель ремонта - это ликвидация негерметичности 168 мм эксплуатационной колонны спуском дополнительной 140 мм эксплуатационной колонны.

При строительстве скважин основным критерием качества является обеспечение герметичности скважины для транспортировки нефти, газа и (или) воды от продуктивного пласта до ее устья. Это достигается спуском в ствол скважины обсадной колонны и созданием сплошного равно-стенного затрубного цементного кольца.

Некачественное цементирование скважины, износ обсадных колонн инструментом при бурении и эксплуатации, а также другие причины приводят к преждевременному выходу из строя скважин вследствие нарушения герметичности обсадных колонн, что требует проведения ремонтно-изоляционных работ. В комплекс этих работ входят технологические операции, направленные на ограничение гидравлической связи внутриколонного и заколонного пространства в регламентированных пределах.

Основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, специалисты нефтегазовой отрасли разделяют на 4 группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Способы восстановления герметичности обсадных колонн можно разделить на 3 основные группы: не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны (герметизация резьбовых соединений колонны путем докрепления их в скважине; цементирование межтрубного пространства через устье скважины; замена поврежденной части колонны новой); незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны (цементирование через внутритрубное пространство; установка металлических накладок; установка гофрированных пластырей); существенно уменьшающие внутренний диаметр (спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами; установку колонн-летучек; спуск дополнительной колонны).

Работы, которые проводятся в целях устранения негерметичности эксплуатационной колонны, направлены на устранение дефектов в эксплуатационной колонне, таких как трещин, раковин в металле, негерметичных резьбовых соединений. Появление данных дефектов обуславливает снижение первоначальных показателей объекта, которые он достигал в первоначальном исправном состоянии.

Проведение работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны не связано с совершенствованием процесса добычи нефти, интенсивностью или увеличением нефтеизвлечения. В данном случае работы по устранению дефектов приводят к неизбежному восстановлению первоначальных характеристик работы объекта, то есть к их повышению по сравнению с доремонтным (неисправным) уровнем.

Таким образом, доначисление налоговых платежей проводится налоговым органом по той причине, что общество повысило показатели скважины по сравнению с неисправным состоянием в период нахождения скважины в состоянии бездействия. Однако именно с целью восстановления работоспособности объекта основных средств проводится капитальный ремонт.

Увеличение технико-экономического показателя скважины, на который указывает налоговый орган, не может быть использовано в качестве основания для отнесения ремонтных работ к реконструкции. Как таковой технико-экономический показатель у скважины отсутствует.

В проектах общества на разработку Самотлорского месторождения, протоколах ЦКР по рассмотрению проектных документов исследуется информациях о показателях разрабатываемых пластов, а не каждой отдельной скважины.

Дебит скважины (показатель, который использует налоговый орган в качестве критерия сравнения) - это объем жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и т.п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоев, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод), то есть такой показатель не может быть отнесен к технико-экономическому показателю.

Суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что в результате проведения работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в 2006-2007 годах проведены именно ремонтные работы, поскольку в ходе ремонта не производилась замена эксплуатационной колонны, так как в старую (негерметичную) эксплуатационную колонну спущена новая труба меньшего диаметра и прицементирована к старой (негерметичной) колонне, что подтверждается актами на производство капитального ремонта по спорным скважинам. Поскольку эксплуатационная колонна стала меньше диаметром, то утверждение о том, что производительность скважины (эксплуатационной колонны) после капитального ремонта увеличилась, нелогично и противоречит законам физики.

Кроме того, сравнение показателей добычи (производительности скважины) до ремонта и после ремонта некорректно, поскольку необходимость проведения ремонтных работ любого объекта, в том числе и скважины, вызвана невозможностью выполнения последней основной производственной задачи.

Обществом представлена таблица сравнения производительности скважин на начало эксплуатации и после капитального ремонта, которая опровергает мнение об изменении первоначально принятых нормативных показателей отремонтированных скважин. Данное сравнение показало, что уровень добычи на скважинах после проведения капитального ремонта значительно ниже, чем добыча в начале эксплуатации скважин.

Налоговый орган некорректно указывает на применение п. 18 Методический указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин РД-13-07-2007, утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) от 23.04.2007 N 279.

Так, согласно положениям п. 18 указанных Методический указаний реконструкция скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств).

Указание налогового органа на расширительное толкование понятия реконструкции необоснованно, поскольку буквальное прочтение данного термина указывает на ограничительное распространение данного термина на виды работ, которые могут существенно изменить конструкцию скважины.

Более того, в п. 18 Методический указаний речь идет не просто об изменении диаметра эксплуатационной колонны, а прежде всего полная замена колонны, включая изменение диаметра, либо толщины стенки, либо механических свойств.

Слово "замена" в ходе ремонта основного средства подразумевает извлечение из его состава какой-то его составной части (запчасти, детали) и установки на ее месте другой аналогичной составной части (запчасти, детали).

Судом установлено, что в ходе ремонта общество не производило полную замену эксплуатационной колонны, и данный факт подтвержден и в акте выездной налоговой проверки, и в оспариваемом решении, а осуществляло капитальный ремонт скважины в соответствии с п. 15 приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) от 23.04.2007 N 279, то есть комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, а именно по восстановлению технических характеристик обсадных колонн.

Обществом на основании Сборника типовых блоков на проведение капитальных ремонтов скважин (разработан Нижневартовским научно-исследовательским и проектным институтом нефтяной промышленности "НижневартовскНИПИнефть") составлен "Сравнительный анализ планов производственных работ при проведении капитального ремонта скважины и реконструкции скважины", согласно которому при реконструкции скважины путем замены эксплуатационной колонны производятся резка труб эксплуатационной колонны в скважине, подъем труб эксплуатационной колонны из скважины, залавливание оставшейся части срезанной трубы эксплуатационной колонны, спуск новой эксплуатационной колонны с замером, наворот новой эксплуатационной колонны на оставшуюся ее часть в скважине, то есть при замене эксплуатационной колонны скважины осуществляются необходимые действия по извлечению из состава скважины ее структурного элемента - эксплуатационной колонны- и установка новой эксплуатационной колонны. При проведении работ по ликвидации негерметичности материнской эксплуатационной колонны извлечение частей или полной старой (материнской) колонны не производится.

Фактов свидетельствующих о том, что в ходе проведения ремонтных работ старая эксплуатационная колонна извлечена и на ее место установлена новая, налоговым органом в акте проверки и решении не приведено, а акты на производство капитального ремонта по скважинам показывают, что такой замены не производилось.

Сравнение показателей продуктивности скважин на начало эксплуатации скважин и после капитального ремонта скважин, которое привел налогоплательщик в своих сводных документах, необоснованно не принято налоговым органом.

Инспекция не обосновала причины, по которым оцениваются показатели добычи непосредственно до капитального ремонт и после.

Так, скважина N 25175 куста N 826 введена в действие в ноябре 1988 года и среднесуточный дебит составил 126 тонн нефти, в марте 1989 года увеличился до 190 тонн нефти, в июле 1997 года скважина переведена в бездействующий фонд, а в апреле 2006 года закончен ремонт скважины и среднесуточный дебит составил 26,14 тонн нефти. В карточке скважины указано "аварийные работы не успешны".

Сравнивая показатели работы скважины за весь период эксплуатации, очевидно, что в результате проведенных восстановительных работ среднесуточный дебит скважины N 25175 не восстановился до первоначальных, а лишь незначительно отклонился от нулевой отметки.

Следовательно, весь период времени работы скважины N 25175 куста N 826 инспекцией не исследовался, а проверялись только характеристики скважины в период бездействия и после вывода скважины в эксплуатацию.

Согласно фактическим обстоятельствам дела, что отмечено налоговым органом в акте проверки, все работы проведены с целью устранения негерметичности эксплуатационной колонны.

Увеличение уровней добычи нефти после проведения работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны по сравнению с уровнем добычи нефти в момент ввода скважин в эксплуатацию инспекцией не установлено и документально не подтверждено.

Кроме того, в соответствии с руководящими документами РД 153-39.0-088-01 "Классификатор ремонтных работ в скважинах", утвержденным приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297, и РД 153-39-023-97 "Правила ведения ремонтных работ в скважинах", утвержденным Минтопэнерго России 18.08.1997, работы по устранению негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра классифицированы как ремонтные работы, поскольку направлены на восстановление работоспособности скважин (шифр работ КР 2-3).

Таким образом, доначисление обществу налога на прибыль за 2006 и 2007 годы в общей сумме 11 471 814 руб. является незаконным.

По пункту 6.1. решения инспекции

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что в нарушение п. 1 ст. 375 Налогового кодекса Российской Федерации обществом в проверяемом периоде не включена в налоговую базу в целях исчисления налога на имущество организаций сумма увеличения стоимости основных средств в результате монтажа дополнительной эксплуатационной колонны меньшего диаметра.

Между тем, как установлено судом, соответствующие работы, проведенные на скважинах, связаны не с их реконструкцией, а с проведенным на скважинах капитальным ремонтом, что также следует из содержания оформленных первичных документов на проведение таких видов ремонтов.

Таким образом, с учетом выводов суда, изложенных в отношении пункта 1.7. решения инспекции, доначисление обществу налога на имущество за 2006 год в сумме 64 787 руб. и за 2007 год в сумме 429 209 руб. является незаконным.

Также суд апелляционной инстанции отказал в удовлетворении жалобы заявителя по следующим основаниям.

По пункту 4.1. решения инспекции

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявитель в нарушение п.п. 1, 2 ст. 337, п. 2 ст. 338, п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно занизил объем добытого полезного ископаемого (нефти), необоснованно исключив из состава добытой нефти газовый конденсат, на 634 688 тонны.

Суд первой инстанции, отказывая в удовлетворении заявленного обществом требования по данному эпизоду, правомерно исходил из того, что проектом разработки месторождения не утверждена технология промысловой подготовки, технические условия добычи газового конденсата, данные показатели утверждены только в отношении добываемой нефти.

В целях главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым.

При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

В соответствии с подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации добытым полезным ископаемым является углеводородное сырье, в том числе газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

Технологический процесс добычи полезного ископаемого подлежит закреплению в проекте разработки участка недр, который в соответствии с п. 1.12. "Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96" (утв. Минтопэнерго России 23.09.1996) является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки.

Согласно разделу 6.4. "Техника и технология добычи природного газа и конденсата" "Уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения" (протокол ЦКР Роснедра N 3496 от 08.12.2005), являющегося на момент проведения проверки действующим проектным документом, на основании которого осуществляется разработка Самотлорского месторождения: "на Самотлорском месторождении отсутствуют запасы природного газа и конденсата и, в связи с этим настоящий раздел проекта не составляется" (т. 16 л.д. 2-28).

В соответствии с п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

Из анализа положений ст.ст. 337 и 339 Налогового кодекса Российской Федерации следует, что определение конкретного вида добытого полезного ископаемого - объекта обложения налогом на добычу полезных ископаемых необходимо производить с учетом соответствующих стандартов на данный вид полезного ископаемого, а также наличия у налогоплательщика технического проекта разработки месторождения, определяющего в качестве конечного продукта разработки месторождения данный вид полезного ископаемого.

При этом следует иметь в виду, что продукция, полученная при дальнейшей переработке полезного ископаемого, является продукцией обрабатывающей промышленности и не может признаваться полезным ископаемым.

Так как Проектом разработки Самотлорского месторождения не утверждена технология промысловой подготовки и технические условия добычи газового конденсата, газовый конденсат не является продуктом разработки месторождения и не доводится до соответствующего стандарта качества (т. 16 л.д. 2-28, 29-65, 66-69, 76-143), то не выполняется основное условие для признания его в целях налогообложения НДПИ отдельным от нефти видом полезного ископаемого.

Судом установлено, что в проверенном периоде обществом производилась только добыча нефти ГОСТ Р 51858-2002, что подтверждается первичными документами и технологическими регламентами разработки месторождений.

Так как в проверенном периоде обществом производилась только добыча нефти ГОСТ Р 51858-2002, что подтверждается первичными документами и технологическими регламентами разработки месторождений, то налоговая база для исчисления налога на добычу должна определяться по нефти.

Согласно п. 4.1 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, учет нефти (сноска 3) представляет собой упорядоченный сбор, регистрацию и обобщение информации в натуральном выражении о количестве добываемой нефти путем документирования.

Сноска 3 в п. 4.1 Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 определяет, что под термином "нефть" понимается не только нефть, но и газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений, добываемый как сопутствующий продукт и поступающий в систему сбора вместе с нефтью, газом и водой в пункт подготовки нефти.

В этом случае масса добытого газового конденсата определяется косвенным методом (расчетным путем - по результатам измерений на скважинах) и в балансе нефти отражается в том числе в составе нефти.

Если проектом разработки и обустройства месторождений предусмотрены операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей добытого газового конденсата, то учет газового конденсата должен вестись независимо от учета нефти.

При этом суд отмечает, что нефть по своему химическому составу состоит из смеси различных углеводородов.

Углеводороды, составляющие нефть, различаются числом атомов углерода и водорода молекуле и характером их связи. В природе наиболее распространены углеводороды метанового ряда: метан СН4, этан С2Н6, пропан СЗН8, бутан С4Н10 и т.д.

Углеводороды от СН4 до С4Н10 включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, из них и состоит нефтяной газ. Углеводороды от С5Н12 до С16Н34 - жидкие вещества, входящие в состав нефти, и от С17Н36 до С35Н72 - твердые вещества - парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всей нефти.

Согласно лицензионному соглашению к лицензии, выданным обществу на добычу нефти, природного газа и газового конденсата: конденсат - природная смесь, состоящая из легких углеводородных соединений (С5 и выше), получаемых из природного газа путем сепарации или экстракции и находящихся в жидком состоянии в наземных условиях; сырая нефть - смесь углеводородов и всех сопутствующих ей веществ, которые добываются из скважины в жидком состоянии при атмосферном давлении, а также битум, озокерит и конденсат, полученный при добыче природного газа.

В соответствии с п. 6.1. Положения ОАО "Самотлорнефтегаз" для целей налогообложения НДПИ на 2006 год, 2007 год количество добытого полезного ископаемого определяется: 1). по нефти - прямым методом (посредством измерительных средств и устройств). Объем добытой нефти включает в себя нефть, сданную в систему УМН, отпущенную сторонним предприятиям, использованную на топливо, невозвратную нефть, использованную на производственно-технологические нужды, технологические потери в пределах утвержденных норм, а также разницу в остатках нефти, находящейся в резервуарах, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и нефтесборных сетях на начало и конец отчетного периода; 2). по газовому конденсату - косвенным методом, в соответствии с Инструкцией по учету нефти для нефтедобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" от 15.10.2004. Поставка газа учитывается по коммерческим узлам учета нефтяного газа, ресурсы, добыча, потери, сжигание на факелах определяется расчетным путем, исходя из расчетов институтов, выполняющих работы по определению газовых факторов, технологических потерь газа при его транспортировке и сдаче. Причем измерения по конденсату проводятся по конденсатному фактору, т.е. сколько содержится стабильного газового конденсата в газе.

Прямой метод, применяемый обществом, основан на применении точного определения количества продукции (путем применения измерительных средств и устройств), первой по своему качеству соответствующей стандарту. Данный метод соответствует Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, Инструкции по учету нефти в ОАО "Самотлорнефтегаз".

При применении прямого метода, определенного обществом, у инспекции получилось такое же количество нефти, как и у налогоплательщика по данным исполнительных балансов нефти и данное количество нефти является первым продуктом, соответствующим стандарту, как того требует ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации.

Данное обстоятельство обусловлено тем, что промысловой подготовки газового конденсата обществом не производилось, с нефтепромысла осуществляется добыча нефтеводяной эмульсии. При этом качество добытой смеси на соответствие ГОСТу, ОСТу или ТУ согласно Проектов разработки месторождений обществом не проводится.

Соответственно, фактически общество не осуществляло добычу газового конденсата, и как следствие неправомерно учитывала газовый конденсат как добытое полезное ископаемое.

В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, а так же согласно товарным балансам нефти заявителя за 2006-2007 годы, реестрам актов приема-сдачи нефти, ежедневным актам приема-сдачи нефти по СИКН, актами приема-передачи нефти, актам снятия натуральных остатков нефти на начало месяца за тот же период, объем валовой добычи нефти в полном объеме подлежит налогообложению в порядке, установленном для нефти, то есть документально подтверждена только добыча нефти, а не газового конденсата.

Первичные документы по добыче нефти, сдаче нефти в систему магистральных трубопроводов ОАО "АК "Транснефть" и другим организациям, отпуску нефти сторонним организациям, по нефти, использованной на собственные нужды, а также на производство продукции (для переработки на установках стабилизации, на производство битумов и др.), по безвозвратным потерям нефти (сумма аварийных и технологических потерь в пределах, утвержденных норм Минэнерго, за отчетный период), о наличие нефти на начало (конец) периода во всех объектах хранения - резервуарных парках, трубопроводах, аппаратах подготовки нефти и другом технологическом оборудовании на основании которых составлены товарные балансы нефти, содержат сведения только в отношении товарной нефти. Показатели по содержанию конденсата в них отсутствуют.

При этом согласно Формулы 1, закрепленной в п. 14 Инструкции по учету нефти для нефтегазодобывающих предприятий ОАО "ТНК-BP" (стандарт организации), утвержденной исполнительным Вице-президентом ОАО "ТНК-ВР" 15.10.2004, именно из показателей данных первичных документов, отраженных в товарных балансах нефти, складывается валовая добыча нефти (т. 16 л.д.76-143, т. 17 л.д.1-21).

Отдельно такого налогооблагаемого полезного ископаемого как газовый конденсат в данных документах не выделено.

Таким образом, фактический учет добычи ведется только в отношении товарной нефти.

Нормативные потери по газовому конденсату не утверждены.

Дополнительным подтверждением фактического отсутствия добычи газового конденсата на разрабатываемых обществом месторождениях является отсутствие утвержденных соответствующих технологических потерь.

В соответствии с п. 2 Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921, нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии) и ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральным агентством по недропользованию.

Для месторождений, которые содержат несколько видов полезных ископаемых, нормативы потерь утверждаются по каждому виду полезных ископаемых, имеющему промышленное значение и числящемуся на государственном балансе запасов полезных ископаемых (п. 6 Правил).

Согласно нормативам потерь, утвержденным Департаментом топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России, для Самотлорского месторождения утверждены нормативы потерь на нефть (т. 16 л.д.66-69).

Декларируемые обществом потери определены только в отношении нефти и соответствуют утвержденным для данного вида полезного ископаемого нормам.

Таким образом, в связи с тем, что нормативы потерь утверждаются исходя из принятой технологической схемы и технологии разработки месторождения каждого конкретного месторождения по каждому конкретному виду полезных ископаемых, добыча такого полезного ископаемого как газовый конденсат обществом не производится.

Данные лицензии не могут служить доказательством добычи обществом газового конденсата для целей налогообложения.

Согласно ст. 2 Федерального закона от 08.08.2001 N 128-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности" под лицензией понимается специальное разрешение на осуществление конкретного вида деятельности при обязательном соблюдении лицензионных требований и условий, выданное лицензирующим органом юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.

Следовательно, лицензии, выданные на разработку и добычу нефти, газа и газового конденсата, подтверждают только право общества на добычу поименованных полезных ископаемых в пределах лицензионного участка недр.

Данные статистической отчетности, в том числе по форме N 6-ГР, не могут служить доказательством добычи обществом газового конденсата для целей налогообложения.

В отношении ссылки заявителя на показатели статистической отчетности судом установлено, что с государственного баланса списываются полезные ископаемые в чистом виде, т.е. полученные в результате глубокой переработки углеводородного сырья.

Постановлением Госкомстата России от 18.06.1999 N 44 "Об утверждении годовых форм федерального государственного статистического наблюдения за запасами полезных ископаемых и их рациональным использованием" утверждена форма федерального государственного статистического наблюдения форма N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти, газа, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, гелия, азота, углекислого газа". Данная форма в обязательном порядке представляется юридическими лицами, их обособленными подразделениями - пользователями недр, ведущими разведку и разработку месторождений - по объектам недропользования, по нераспределенному фонду месторождений - органу, осуществляющему государственное регулирование в соответствующей отрасли экономики, территориальному органу Госгортехнадзора, территориальному геологическому фонду, Российскому федеральному геологическому фонду МПР России.

Форма N 6-ГР является формой статистической отчетности для целей недропользования, соответственно данные указанные в ней не могут быть учтены для целей налогообложения.

Кроме того, форма N 6-ГР, протоколы ЦКР Федерального агентства по недропользованию Министерства природных ресурсов России, формы федерального государственного наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма N 2-ТЭК (газ)) показывают, что добытым полезным ископаемым для целей недропользования является стабильный газовый конденсат, в том числе: в графе 4 Формы N 6-ГР по газу указывается текущее содержание стабильного конденсата, а по конденсату - начальное/текущее содержание стабильного конденсата; в п. 62 Инструкции по заполнению формы федерального государственного наблюдения за эксплуатацией газовых скважин (форма N 2-ТЭК (газ)), утвержденной постановлением Госкомстата России от 29.05.1996 N 44, указано, что по строке "Ресурсы газового конденсата в добываемом газе при текущем пластовом давлении" показываются ресурсы стабильного газового конденсата (С^+) в извлекаемом на поверхность газе при текущем пластовом давлении.

В соответствии с ОСТ 51.58-79 "Конденсаты газовые. Техническая классификация" в основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200°С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200-320°С) и возможность получения реактивного и дизельного топлив с депарафинизацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалифицированного использования.

Таким образом, получаемый обществом в процессе переработки стабильный газовый конденсат, учитываемый для целей статистической отчетности и недропользования, не может быть признан полезным ископаемым для целей налогообложения по НДПИ в соответствии со ст.ст. 337 и 339 Налогового кодекса Российской Федерации.

Виды добытых ископаемых для целей налогообложения отличны от полезных ископаемых для целей недропользования.

С целью упорядочения геолого-экономической информации по полезным ископаемым и подземным водам, обеспечения классификации и кодирования полезных ископаемых и подземных вод, подготовки государственной отчетности о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации, ведения государственных и территориальных балансов запасов полезных ископаемых и удовлетворения потребностей в информации о полезных ископаемых и подземных водах хозяйствующих субъектов, осуществляющих производственную и коммерческую деятельность в области разведки месторождений полезных ископаемых и подземных вод, постановлением Госстандарта России от 25.12.2002 N 503-ст введен Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод ОК 032-2002.

Согласно Общероссийскому классификатору полезных ископаемых и подземных вод топливно-энергетическими полезными ископаемыми, в том числе являются: 1110 - нефть сырая и газ природный, 111011 - нефть сырая и газ нефтяной (попутный), 1110111 - нефть сырая, 1110112 - газ нефтяной (попутный), 111013 - сланцы горючие (битуминозные), песок битуминозный и озокерит, 1110131 - сланцы горючие (битуминозные), 1110132 - песок битуминозный, 1110133 - озокерит, 11102 - газ природный и конденсат газовый, 111021 - газ природный, 1110211 - метан, этан, бутан, пропан, 11102111 - метан, 11102112 - этан, бутан, пропан, 111021121 - этан, бутан, пропан в свободном газе и газовых шапках, 111021122 - этан, бутан, пропан в газе, растворенном в нефти, 1110212 - гелий, 1110213 - сероводород, 1110219 - прочий газ природный, 11102191 - азот, 11102192 - газ углекислый, 111022 - конденсат газовый.

При этом с государственного баланса по форме N 6-ГР (газ) метан (природный газ), этан, бутан, пропан, гелий и азот списываются как самостоятельные полезные ископаемые.

Видами полезных ископаемых для целей налогообложения в соответствии с п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации являются в том числе: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная; газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку; газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины (далее - попутный газ); газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа.

Таким образом, состав видов полезных ископаемых подлежащих налогообложению отличается от полезных ископаемых, учитываемых для целей недропользования и списываемых с государственного баланса.

В ОСТ 51.58-79 указано, что с целью ликвидации потерь легких углеводородов все конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 ПА подлежат стабилизации. Получена при этом широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит пропан, бутан и частично пентан (i- и n-структуры), которые являются ценным сырьем нефтехимической промышленности.

При этом при стабилизации конденсата отделяется не только ШФЛУ (пропан, бутан и пентан), но и гелий, сероводород и другие примеси. Соответственно для целей статистической отчетности объем каждого из поименованных в разделе топливно-энергетические полезные ископаемые Общероссийскою классификатора полезных ископаемых можно определить либо лабораторным путем исходя из процентного содержания в пробе, либо путем дальнейшей переработки ШФЛУ.

Данное обстоятельство подтверждает, что данные, содержащиеся в статотчетности, не могут быть использованы для исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых.

Между тем представленные заявителем доказательства в виде технической документации с учетом заявляемого правового обоснования являются несостоятельными по следующим основаниям.

Согласно "Технологическому регламенту по эксплуатации Центрального товарного парка (ЦТП) цеха подготовки и сдачи нефти (ЦПСН) Самотлорского месторождения", являющегося основным техническим документом центрального товарного парка и определяющим технологию ведения процесса подготовки нефти и отдельных его стадий - технологическая схема подготовки нефти, газа и воды представляет собой технологическую линию с комплексом оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляется физико-химические процессы разрушения эмульсии, завершающихся получением товарной продукции - нефти, отвечающей требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Концевые сепарационные установки КСУ-6 предназначены для окончательного отделения попутного газа из нефти. Далее отсепарированный нефтяной газ с третьей ступени сепарации подается на вакуумную компрессорную станцию (ВКС).

Согласно лицензионному соглашению к лицензии на добычу нефти, газа и газового конденсата на право пользования недрами (серия ХМН, номер 01134, вид лицензии НЭ) в пределах Самотлорского лицензионного участка газовый конденсат - природная смесь, состоящая из легких углеводородных соединений (С5 и выше), получаемых из природного газа путем сепарации или экстракции и находящихся в жидком состоянии в наземных условиях (т. 16 л.д. 29-65).

Обществом дана характеристика газового конденсата как раствору, выделяемому из природного газа при снижении давления и (или) температуры в результате обратной конденсации. Газовый конденсат по внешнему виду - бесцветная или слабоокрашенная жидкость плотностью 700-800 кг/м3 с температурой начала кипения 30-70°С.

При этом заявитель в материалы дела в подтверждение того, что на установку стабилизации жидких углеводородов КС N 20 поступает конденсат, соответствующий нестабильному газовому конденсату, представил результат анализа жидкости ПСО 16 от 21.06.2007, имеющей темно-коричневый цвет, плотность 655,7 кг/м с температурой начала кипения 20°С, ДНП - 1348,6 мм.рт.ст. (т. 13 л.д. 26).

Суд первой инстанции, исходя из положений ст.ст. 65-67 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, правомерно указал на невозможность установления относимости содержания представленного заявителем документа с предметом спора, поскольку неизвестно, какая именно жидкость подлежала анализу, источник изъятия проб жидкости для проведения анализа, а также время изъятия.

Кроме того, для квалификации некой жидкости как соответствующей такому виду полезного ископаемого как газовый конденсат необходимо установить целый ряд физико-химических свойств установленных в отраслевом стандарте ОСТ 51.58-79 "Конденсаты газовые. Технологическая классификация", утв. Министерством газовой промышленности СССР от 29.09.1979. Данным стандартом установлено (п. 1.1.), что в основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200°С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200-300°С) и возможность получения реактивного и дизельного топлив с депарафинацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалификационного использования в народном хозяйстве, а также установлено деление газового конденсата на классы.

Однако, даже если признать некий "анализ жидкости" за надлежащее доказательство исследования газового конденсата, то для определения понятия вида полезного ископаемого для целей налогообложения, физико-химические показатели не являются сущностными и не положены в основу нормы Налогового кодекса Российской Федерации.

Согласно "Технологическому регламенту на установку стабилизации жидких углеводородов на компрессорной станции N 20 Самотлорского месторождения", введенного в действие с 12.11.2007, установка стабилизации жидких углеводородов предназначена для получения стабильных товарных продуктов как побочный продукт компримирования попутного нефтяного газа (ПНГ).

В качестве сырья на установке используется конденсат I и II ступени компримирования газа (то есть уже подлежит использованию продукт переработки), конденсат и нефть, занесенные с газом в сепараторы, а также возможен прием и использование привозного сырья.

Следовательно, данным техническим регламентом пользователю установки предлагается для использования в качестве сырья широкий выбор исходных компонентов для компримирования попутного нефтяного газа.

В основу технологического процесса установки положено получение стабильных нефтепродуктов из обводненных жидких углеводородов (т. 13 л.д.6-25).

Кроме того, данным документом подтверждается только технические возможности установки стабилизации жидких углеводородов, что само по себе не является доказательством осуществления добычи газового конденсата в целях налогообложения.

Довод заявителя о том, что получаемый товарный продукт - стабильные жидкие углеводороды соответствуют требованиям ТУ 38.401-58-241-99, не доказывает факт добычи газового конденсата, так как получаемый товарный продукт является следствием переработки первичного продукта - попутного нефтяного газа, что в соответствии с п.п. 1 и 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации не признается полезным ископаемым.

Согласно "Технологическому регламенту на компрессорную станцию N 1, N 2, N 4, N 25, N 6, N 20 газлифтного комплекса Самотлорского месторождения", введенного в действие 14.11.2003, представленного заявителем в части, касающейся описания технологического процесса компримирования газа, систем контроля и регулирования, можно выделить (т. 13 л.д.6-25), что 1) представленное описание технологического процесса относится к компримированию попутного нефтяного газа Варь-Еганского месторождения, что не соответствуют фактическим обстоятельствам рассматриваемого дела, так как согласно лицензии серия ХМН, номер 01134, вид лицензии НЭ общество имеет право пользоваться недрами в пределах Самотлорского лицензионного участка; 2) согласно представленному Технологическому регламенту с месторождения на узел учета газа поступает именно попутный нефтяной газ, а не газовый конденсат; 3) нефтегазовые сепараторы, скомплектованные на площадке УДС (установка дополнительной сепарации) предназначены для дегазации нефти и очистки попутного газа, применяемых на входных, промежуточных и концевых ступенях промысловой подготовки нефти; 4) описание технологической схемы компримирования газа заявителем представлено не в полном объеме, но даже из представленного видно, что с установки дополнительной сепарации (УДС) выходит попутный нефтяной газ, поступающий в дальнейшем на компрессорную станцию.

Согласно общей характеристике объекта КСП-5 (комплексный сборный пункт), данной в "Технологическом регламенте N ТР-39-55449263-1028600943535-2003 по эксплуатации КПС-5 ЦППН-3 ОАО "Самотлорнефтегаз", комплексный сборный пункт N 5 входит в состав цеха подготовки и перекачки нефти N 3 Самотлорского месторождения и предназначен для подготовки нефти, газа и пластовой воды с применением герметизированной системы сбора добываемой нефти (т. 14 л.д. 84-131).

Довод заявителя об идентичности применения технологической схемы на объектах подготовки нефти и газового конденсата противоречит фактическим обстоятельствам дела, так как все указанные выше объекты ориентированы на добычу, сбор, подготовку и учет нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды, на Самотлорском месторождении отсутствуют отдельные промысловые объекты по добыче, сбору, подготовке и учету газового конденсата.

Так, согласно технологическим регламентам оборудования и аппаратов входящих в технологическую линию по подготовки нефти, газа и воды со скважин нефтепромысла в подготовку поступает нефтяная эмульсия или нефтегазоводяная смесь, направляемая в соответствующие установки для прохождения сепарации. Продукция транспортировки подразделяется на нефть, попутно-добываемую пластовую воду и нефтяной (попутный) газ.

Таким образом, с помощью рассматриваемых установок общество осуществляет переработку попутного нефтяного газа, используя, в том числе и компрессорный метод, основанный на повышении давления с последующим охлаждением, приводящим к конденсации высококипящих газов.

Следовательно, конденсат, получаемый обществом из попутного нефтяного газа в процессе промысловой подготовки нефти (при ее сепарации), находится в агрегатном состоянии вследствие изменения термобарических условий (изменение давления и температуры (ниже температуры кипения)), а не является отдельным видом добываемого полезного ископаемого для целей налогообложения НДПИ.

Термин конденсат применяется не для отнесения добываемой смеси к поименованному виду полезного ископаемого.

Ссылка общества на ответ от 18.10.2004 N 52-12-11/13469, полученный им от МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 на запрос от 16.07.2004 N 17/2-8-96, как на обстоятельство исключающие его вину в совершении налогового правонарушения в период 2006-2007 годы, несостоятельна, поскольку на момент предоставления обществу письменных разъяснений инспекция руководствовалась нормами ст.ст. 337, 338, 340 Налогового кодекса Российской Федерации, действовавших на тот момент в редакции Федерального закона от 04.10.2004 N 124-ФЗ (с учетом изменений и дополнений, внесенных в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации Федеральным законом от 07.07.2003 N 117-ФЗ): в соответствии с подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации видом добытого полезного ископаемого являлся газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей.

Позднее данный пункт изменен (в ред. Федерального закона от 21.07.2005 N 107-ФЗ), согласно которому видом полезного ископаемого является газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Для целей настоящей статьи переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Таким образом, в связи с внесением изменений в гл. 26 Налогового кодекса Российской Федерации и изменением критериев необходимых для признания газового конденсата в целях налогообложения отдельным видом полезного ископаемого разъяснения, данные инспекцией в 2004 году, применению в 2006-2007 годах не подлежали. Налогоплательщику надлежало руководствоваться не письменными разъяснениями, а Налоговым кодексом Российской Федерации с учетом внесенных изменений.

Кроме того, с момента введения в действие главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации "Налог на добычу полезных ископаемых" неоднократно вносились изменения и дополнения, в связи с чем по данному вопросу складывалась различная судебная практика.

В частности, в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации вносились изменения, касающиеся видов полезных ископаемых, в том числе в отношении газового конденсата.

В первоначальной редакции полезными ископаемыми являлись: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная, газовый конденсат из нефтегазоконденсатных месторождений; газовый конденсат из газоконденсатных месторождений, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей.

Судебная практика в рамках данной редакции разрешает вопросы, связанные с правильностью применения ставки налога в отношении нефти, газового конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений, в отношении которых Налоговым кодексом Российской Федерации установлена ставка 16,5 процентов, а ст. 5 Федерального закона от 08.08.2001 N 126-ФЗ на период с 01.01.2002 по 31.12.2004 налоговая ставка составляла 340 руб. за тонну.

Первые изменения в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации в отношении нефти и газового конденсата внесены Федеральным законом от 07.07.2003 N 117-ФЗ, в соответствии с которыми полезными ископаемыми признавались: нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная; газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший операции по сепарации, обезвоживанию, отделению легких фракций и прочих примесей.

В период действия данной редакции ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации судебная практика формировалась по вопросам правильности определения нормативных потерь для газового конденсата облагаемых по ставке 0 процентов, а также вида конденсата, подлежащего налогообложению.

Так, Федеральный арбитражный суд Московского округа в постановлении от 11.11.2005 N КА-А40/7248-05 подтвердил позицию налогового органа о том, что в период с 01.01.2002 по 31.12.2003 добытым полезным ископаемым для целей налогообложения являлся стабильный газовый конденсат и признал правомерным в этой связи доначисление НДПИ. При этом судом отмечено, что наличие стандарта являлось обязательным условием для признания добываемого продукта полезным ископаемым, а Технические условия на нестабильный газовый конденсат, разработанные для ООО "Ямбурггаздобыча", в соответствии с действующей в тот период редакцией Налогового кодекса Российской Федерации не относились к стандартам предприятия и не использовались для целей налогообложения.

Таким образом, сложившаяся на данный момент судебная практика подтверждает обоснованность и правильность выводов суда.

Указание заявителем на обязательства налоговых органов информировать налогоплательщиков о порядке исчисления и уплаты налогов со ссылкой на подп. 4 п. 1 ст. 32 Налогового кодекса Российской Федерации и исключение вины в связи с предоставлением в адрес общества письменных разъяснений со ссылкой на подп. 3 п. 1 ст. 111 Налогового кодекса Российской Федерации является не корректной и не основанной на действующем законодательстве о налогах и сборах.

Так, налоговые органы не вправе заниматься разъяснениями налогового законодательства, так как это компетенция финансового ведомства в соответствии со ст. 34.2 Налогового кодекса Российской Федерации.

Налоговая служба и территориальные налоговые инспекции не вправе издавать нормативные правовые акты по вопросам налогов и сборов, на что указано в п. 2 ст. 4 Налогового кодекса Российской Федерации.

Федеральным законом от 29.06.2004 N 58-ФЗ право давать письменные разъяснения по вопросам применения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах закреплено за Минфином России.

Кроме того, в подп. 4 п. 1 ст. 32 Налогового кодекса Российской Федерации обязывает налоговые органы бесплатно информировать налогоплательщиков о действующих налогах и сборах, законодательстве о налогах и сборах, порядке исчисления и уплаты налогов и сборов, но не давать официальные разъяснения. Эти понятия необходимо разграничивать.

Так, согласно п. 3 раздела 2 "Административного регламента Федеральной налоговой службы по исполнению государственной функции по бесплатному информированию" государственная функция по бесплатному информированию возложена на Федеральную налоговую службу, ее территориальные органы, в т.ч. межрегиональные инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам.

Таким образом, право разъяснений по вопросам налогового законодательства предоставлено не налоговым, а финансовым органам, что установлено п. 1 ст. 34.2 Налогового кодекса Российской Федерации, в соответствии с которым Министерство финансов Российской Федерации дает письменные разъяснения налогоплательщикам, плательщикам сборов и налоговым агентам по вопросам применения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах.

Анализ письменного запроса (т. 7 л.д. 130-132), представленного налогоплательщиком, позволяет квалифицировать его как не полный в целях установления фактических обстоятельств для представления разъяснений по порядку исчисления НДПИ газового конденсата, так как в запросе не указаны обстоятельства, на основании которых налоговый орган устанавливает неправомерный характер исключения газового конденсата из состава добываемой нефти и обложения его по иной налоговой ставке.

Так, письменный запрос общества не содержал таких важных обстоятельств, как отсутствие в проекте разработки Самотлорского месторождения технологии промысловой подготовки природного газа и конденсата, а также утвержденных нормативных потерь по газовому конденсату, наличие которых обязательно в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения", и, кроме того, отсутствует указание о том, что газовый конденсат не соответствует ни ГОСТу, ни ТО или стандарту отрасли, что в соответствии с абзацем вторым подп. 3 п. 1 ст. 111 Налогового кодекса Российской Федерации приводит к неправомерной ссылке заявителя на подп. 3 п. 1 ст. 111 Налогового кодекса Российской Федерации.

Ссылка заявителя на неустановление рассматриваемого нарушения при исчислении НДПИ в рамках проведения камеральных налоговых проверок, как на иное обстоятельство, исключающее вину в соответствии с подп. 4 п. 1 ст. 111 Налогового кодекса Российской Федерации, не могут быть признаны состоятельными, исходя из следующих обстоятельств.

В соответствии со ст. 88 Налогового кодекса Российской Федерации камеральная налоговая проверка проводится на основе налоговых деклараций (расчетов) и документов, представленных налогоплательщиком, а также других документов о деятельности налогоплательщика, имеющихся у налогового органа.

Указанная проверка проводится уполномоченными должностными лицами налогового органа в соответствии с их служебными обязанностями без какого-либо специального решения руководителя налогового органа в течение трех месяцев со дня представления налогоплательщиком налоговой декларации (расчета).

Если камеральной налоговой проверкой выявлены ошибки в налоговой декларации (расчете) и (или) противоречия между сведениями, содержащимися в представленных документах, либо выявлено несоответствие сведений, представленных налогоплательщиком, сведениям, содержащимся в документах, имеющихся у налогового органа, и полученным им в ходе налогового контроля, то об этом сообщается налогоплательщику с требованием представить в течение пяти дней необходимые пояснения или внести соответствующие исправления в установленный срок.

Такая проверка проводится на основе декларации и документов, представленных налогоплательщиком в подтверждение тех или иных положений декларации.

Следовательно, задачей камеральной налоговой проверки является проверка правильности исчисления налогоплательщиком налоговой базы и суммы налога, она заключается в выявлении ошибок, допущенных при заполнении налоговых деклараций, и противоречий между сведениями, содержащимися в представленных документах.

То есть камеральная налоговая проверка не может подменять собой выездную проверку.

Таким образом, налоговая база для исчисления НДПИ должна определятся по нефти.

В связи с этим суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу об отказе в удовлетворении требования заявителя в указанной части.

Расходы по государственной пошлине распределяются в соответствии со ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

С учетом изложенного, руководствуясь ст.ст. 110, 266-269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 03.02.2011 по делу N А40-146845/09-90-1065 оставить без изменения, а апелляционные жалобы - без удовлетворения.

Постановление 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:

П.В. Румянцев

Судьи

Т.Т. Маркова Е.А. Солопова