Постановление Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 22 апреля 2011 г. N 11АП-1392/11

22 апреля 2011 г.

Дело N А65-20407/2010

г. Самара

Резолютивная часть постановления объявлена 20 апреля 2011 года.

Постановление в полном объеме изготовлено 22 апреля 2011 года.

Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Филипповой Е.Г., судей Кувшинова В.Е., Поповой Е.Г., при ведении протокола судебного заседания Финогентовой А.С., с участием:

от ООО "МНКТ" - представителей Хабибуллина И.Р., доверенность от 11 октября 2010 года N 140, Шакирова М.Р., доверенность от 04 августа 2010 года N 132,

от Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан - представителей Хакимзянова Р.И., доверенность от 15 апреля 2011 года N 2.2-013/003213, Мугтасовой Э.Н., доверенность от 17 января 2011 года N 2.2-0-13/000170,

от третьего лица: Управления Федеральной налоговой службы по Республике Татарстан - представитель не явился, извещено надлежащим образом,

рассмотрев в открытом судебном заседании 20 апреля 2011 года апелляционные жалобы ООО "МНКТ", Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан

на решение Арбитражного суда Республики Татарстан от 27 декабря 2010 года по делу N А65-20407/2010, судья Хасанов А.Р., принятое по заявлению ООО "МНКТ", ИНН 1657086133, ОГРН 1091690037020, г.Казань, к Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан, ОГРН 1041621126755, г.Казань, третье лицо: Управление Федеральной налоговой службы по Республике Татарстан, г.Казань,

о признании незаконными п.2,3 решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан от 25 июня 2010 года N 1-7 в части начисления и уплаты налога на прибыль за 2008 год в сумме 9 696 859 руб., налога на имущество за 2008 год в сумме 145 590 руб., налога на добавленную стоимость за март 2007 года в сумме 6 241 руб., пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год в сумме 341 050 руб., пени за несвоевременную уплату налога на имущество за 2008 год в сумме 11 951 руб.,

УСТАНОВИЛ:

Общество с ограниченной ответственностью "МНКТ" (далее - ООО "МНКТ", общество, заявитель) обратилось в Арбитражный суд Республики Татарстан с заявлением, с учетом уточнения заявленных требования, принятых арбитражным судом на основании ст.49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, о признании незаконными п.2,3 решения Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан (далее - Межрайонная ИФНС по КНП по Республике Татарстан, налоговый орган) от 25 июня 2010 года N 1-7 в части начисления и уплаты налога на прибыль за 2008 год в сумме 9 696 859 руб., налога на имущество за 2008 год в сумме 145 590 руб., налога на добавленную стоимость за март 2007 года в сумме 6 241 руб., пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год в сумме 341 050 руб., пени за несвоевременную уплату налога на имущество за 2008 год в сумме 11 951 руб.

Определением суда от 13 сентября 2010 года к участию в деле в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований относительно предмета спора, привлечено Управление Федеральной налоговой службы по Республике Татарстан (далее - УФНС по Республике Татарстан).

Решением суда от 27 декабря 2010 года (с учетом определений от 24 января 2011 года об исправлении опечаток в тексте решения и в резолютивной части решения) заявление ООО "МНКТ" удовлетворено частично, оспариваемое решение Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан от 25 июня 2010 года N 1-7 в части взыскания налога на прибыль в размере 7 005 102 руб., соответствующих ему пеней признано незаконным, как не соответствующее требованиям Налогового кодекса Российской Федерации. На Межрайонную ИФНС по КНП по Республике Татарстан возложена обязанность устранить допущенные нарушения прав и законных интересов ООО "МНКТ". В остальной части заявленных требований отказано.

В апелляционной жалобе ООО "МНКТ" просит решение суда отменить в части начисления и уплаты налога на прибыль за 2008 год в сумме 2 525 210 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год (по п.1.1.1 и п.2.3 в оспариваемой части решения), начисления и уплаты налога на имущество за 2008 год в сумме 145 590 руб., пеней за несвоевременную уплату налога на имущество в сумме 11 951 руб. (по п.1.2 и п.2,3 в оспариваемой части решения), удовлетворить заявленные ООО "МНКТ" требования о признании незаконным решения налогового органа по п.1.1.1, 1.3, и п.2.3 в оспариваемой части.

В апелляционной жалобе Межрайонная ИФНС по КНП по Республике Татарстан просит решение суда в обжалуемой части отменить, в удовлетворении заявления в обжалуемой части ООО "МНКТ" отказать, ссылаясь на нарушение норм материального права.

В отзыве на апелляционную жалобу общества налоговый орган просит оставить в обжалуемой налоговым органом части оставить без изменения.

В отзыве на апелляционную жалобу налогового органа общество просит оставить в обжалуемой налоговым органом части оставить без изменения.

На основании ч.5 ст.158 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в судебном заседании 02 марта 2011 года рассмотрение дела было отложено на 09 час 45 мин 25 марта 2011 года в связи с необходимостью дополнительного исследования материалов дела и представленных документов.

Определением суда от 24 марта 2011 года в составе суда, рассматривающего данное дело, произведена замена судей Юдкина А.А., Драгоценновой И.С. в связи с болезнью на судей Кувшинова В.Е., Попову Е.Г., после чего рассмотрение дела было начато заново.

На основании ч.5 ст.158 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в судебном заседании 25 марта 2011 года рассмотрение дела было отложено на 11 час 00 мин 20 апреля 2011 года в связи с необходимостью представления ООО "МНКТ" письменных возражений в дополнение к апелляционной жалобе и предоставления Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан возможности ознакомиться с этими возражениями.

В судебном заседании представители общества поддержали доводы своей жалобы и возражали против удовлетворения апелляционной жалобы налогового органа.

Представители Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан поддержали доводы своей жалобы и возражали против удовлетворения апелляционной жалобы общества.

Дело рассмотрено в соответствии с требованиями ст.156 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в отсутствие представителя УФНС по Республике Татарстан, надлежащим образом извещенного о времени и месте судебного разбирательства.

Проверив материалы дела в обжалуемой части, выслушав пояснения представителей лиц, участвующих в деле, арбитражный апелляционный суд не находит оснований для отмены или изменения обжалуемого судебного акта.

Как следует из материалов дела, Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан была проведена выездная налоговая проверка в отношении ООО "МНКТ" (правопреемника ООО "Татнефть-МНКТ", реорганизованного 01 декабря 2009 года путем присоединения к ООО "МНКТ") по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов и сборов: налога на прибыль, налога на добавленную стоимость (далее - НДС), налога на имущество организации, единого социального налога (далее - ЕСН), единого налога на вмененный доход, налога на добычу полезных ископаемых, водного налога, транспортного налога, земельного налога, налога на доходы физических лиц.

По результатам выездной налоговой проверки составлен акт N 1-7 от 27 мая 2010 года (т.2, л.д.1-20).

Рассмотрев акт выездной налоговой проверки и возражения, налоговым органом было принято решение N 1-7 от 27 июня 2010 года об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (т.2, л.д.21-46). Указанным решением отказано в привлечении к налоговой ответственности, налогоплательщику предложено уплатить недоимку по налогу на прибыль (в бюджет РФ) в размере 2 626 233 руб., по налогу на прибыль (в бюджет РТ) в размере 7 070 626 руб., по НДС в размере 6 241 руб., по налогу на имущество в размере 145 590 руб. и пени за несвоевременную уплату налогов в сумме 363 002 руб.

ООО "МНКТ", не согласившись с указанным решением налогового органа, в порядке, предусмотренном статьями 101.2, 137, 139 Налогового кодекса Российской Федерации, обратилось в УФНС России по Республике Татарстан с апелляционной жалобой. УФНС России по Республике Татарстан решением N 572 от 27 августа 2009 года оставило решение Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан N 1-7 от 27 июня 2010 года без изменения, а апелляционную жалобу ООО "МНКТ" - без удовлетворения, утвердив решение налогового органа (т.2, л.д.53-54).

Основанием для доначисления налога на прибыль, налога на имущество (пункты 1.1.1, 1.3 решения) послужил вывод налогового органа о занижении налоговой базы по налогу на прибыль и по налогу на имущество по произведенной реконструкции скважины N 85, в связи с чем налогоплательщик, по мнению налогового органа, обязан был увеличить первоначальную стоимость основного средства и исчислять амортизацию, при этом, налогоплательщик не имел права на единовременное списание расходов.

Общество сослалась на то, что работы по зарезке бокового ствола скважины являются капитальным ремонтом, а не реконструкцией, в связи с чем данные расходы учитываются в том налоговом периоде, в котором они были произведены.

Как усматривается из материалов дела, ООО "МНКТ" в проверяемом периоде 01 марта 2008 года заключило с ОАО "Азнакаевский горизонт" договор N 66 по капитальному ремонту скважины N85 Актанышского месторождения (т.1, л.д.43-47), согласно которому заказчик (общество) поручает, а подрядчик (ОАО "Азнакаевский горизонт") принимает на себя обязательства выполнить работы по капитальному ремонту на скважине N85 Актанышского месторождения ООО "МНКТ" на основании технического проекта, план-заказа, геолого-технической документации, выданной заказчиком на весь объем работ, в соответствии с планом работ, составленным подрядчиком и согласованным с заказчиком, графиком работ, согласованном сторонами в следующем объеме: извлечение аварийных НКТ, вырезание "окна" в заданном интервале; капитальный ремонт скважины протяженностью - 321м (ориентировочно).

Согласно п.1.2 договора данные работы включают в себя работы по извлечению аварийных НКТ "2,5", удалению части эксплуатационной колонны или вырезанию "окна"

в заданном интервале, ремонту скважины, освоению скважины, геологическому, геофизическому и технологическому обеспечению ремонта скважины, выполнение транспортных, монтажных, пусконаладочных и иных, неразрывно связанных с предметом договора, работ. В силу п. 1.4 договора срок выполнения работ - начало работ 15 марта 2008 года, окончание - 31 мая 2008 года.

Исходя из приложения N 2 к договору N 66 был составлен график капитального ремонта скважины N85 Актанышского месторождения ООО "МНКТ". ОАО "Азнакаевский горизонт" были выполнены работы на сумму 11 215 656,45 руб., что подтверждается актом о приемке выполненных работ от 23 мая 2008 года (т.1, л.д.55-59).

Пунктом 5 статьи 270 Налогового кодекса Российской Федерации установлено, что при определении налоговой базы не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения объектов основных средств.

В соответствии с п.2 ст.257 Налогового кодекса Российской Федерации первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям. К реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Таким образом, нормой п.2 ст.257 Налогового кодекса Российской Федерации прямо установлен закрытый перечень критериев, при наличии которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе, скважин) на увеличение первоначальной стоимости этих объектов. В этом случае данные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но в установленном законодательством порядке - равномерно путем начисления амортизации. Указанный перечень включает в себя: изменение устройства объекта основных средств; повышение технико-экономических показателей объекта основных средств; наличие проектных документов на проведение работ; целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств.

Следовательно, положениями статьи 257 Налогового кодекса Российской Федерации установлены все необходимые условия для отнесения в целях налогообложения прибыли организаций затрат на работы по зарезке боковых стволов скважин к расходам на реконструкцию данных основных средств.

Согласно ст.374 Налогового кодекса Российской Федерации объектом налогообложения для российских организаций признается движимое и недвижимое имущество (включая имущество, переданное во временное пользование), учитываемое на балансе в качестве объектов основных средств в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета.

Как следует из Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ

6/01, утвержденного приказом Минфина России от 30 марта 2001 года N 26, посредством ремонта, модернизации и реконструкции осуществляется восстановление объекта основных средств. Затраты на модернизацию и реконструкции после их окончания увеличивают первоначальную стоимость объекта основных средств, если в результате улучшаются первоначально принятые нормативные показатели функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.д.) этого объекта (пункты 14, 20, 26, 27).

Работы по зарезке боковых столов, проведенные ОАО "Азнакаевский горизонт" в отношении скважины N 85, полностью отвечают всем указанным выше четырем критериям реконструкции в целях налогообложения:

1) изменение устройства объекта основных средств - произошло строительство нового ствола с установкой дополнительного оборудования и прекращение использования старого ствола путем установления в нем цементного ликвидационного моста, что подтверждается представленным ООО "МНКТ" в рамках проведения выездной налоговой проверки и в материалы дела проектом на капитальный ремонт скважины N 85;

2) повышение технико-экономических показателя объекта основных средств - произошло увеличение основного технико-экономического показателя - дебита по нефти (согласно п.17 акта на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года первоначальный дебит нефти составлял 3 м3/сут. - нефти в сутки).

В материалы дела представлено два акта на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года.

Первоначально на проверку заявителем был представлен акт на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года (т.2, л.д.101-102). После проверки заявителем при рассмотрении материалов выездной налоговой проверки был представлен иной акт на передачу скважины в эксплуатацию из бурения от 30 ноября 1996 года (т.2, л.д.106-107), в котором свободный суточный дебет нефти не содержится. Поскольку второй акт не опровергает первый акт в части количества дебета нефти, суд находит состоятельным довод заявителя о том, что первоначальный дебит нефти составлял 3 м3/сут. (нефти в сутки). Более того, с апреля 2005 года скважина бездействовала и находилась в бездействующем фонде (эксплуатационная карточка по скв. N 85), то есть до даты проведения работ по боковой зарезке ствола (до мая 2008 года). После проведения работ с 20 марта 2008 года по 20 мая 2008 года по боковой врезке ствола скважины N 85 в июне получено 34 тонны, в октябре 2008 года получено 197 тонн нефти (геологические отчеты по добычи нефти (ТатАсу), эксплуатационная карточка по скважине N 85);

3) наличие проектных документов для проведения работ - оформлен проект на капитальный ремонт скважины N 85 (согласованный главным геологом ООО "МНКТ" Шайхутдиновым Р.К. и утвержденный главным геологом ОАО "Азнакаевский горизонт" Замалеевым Р.И.). Следовательно, затраты на работы по зарезке боковых стволов на скважине N 85 являются расходами на реконструкцию и должны быть отнесены на увеличение стоимости объектов основных средств.

Довод заявителя о том, что затраты на работы по зарезке боковых стволов являются капитальным ремонтом на скважины N 85 со ссылками на письмо N 25120/06 от 29 октября 2010 года Приволжского управления Ростехнадзова, заключение Института проблем экологии и недропользования АН РТ N 183/01 от 24 мая 2010 года, письмо Актанышского отдела Управления Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии по Республике Татарстан N 04-19-44/680 от 31 августа 2010, судом первой инстанции обоснованно отклонены на основании следующего.

Как указано выше, работы по зарезке боковых столов, проведенные ОАО "Азнакаевский горизонт" в отношении скважины N 85, полностью отвечают всем четырем критериям реконструкции в целях налогообложения.

В силу п.1 ст.11 Налогового кодекса Российской Федерации институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в Налоговом кодексе Российской Федерации, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ. Следовательно, если в Налоговом Кодексе Российской Федерации предусмотрено отличное от установленного ведомственным нормативным правовым актом значение определенного правового института, понятия или термина, то в целях налогообложения применяется значение, предусмотренное именно Налоговым кодексом Российской Федерации.

Неустранимых сомнений, противоречий и неясностей норма п.2 ст.257 Налогового кодекса Российской Федерации не содержит.

Таким образом, даже если в нормативных правовых актах исполнительных органов

власти работы по зарезке боковых стволов скважин указаны в качестве работ по капитальному ремонту, в любом случае в целях налогообложения данные работы в силу п.2 ст.257 Налогового кодекса Российской Федерации при наличии вышеуказанных критериев являются реконструкцией объектов основных средств.

Доводя заявителя о том, что название договора указывает на капитальный ремонт, судом обоснованно отклонен. В пункте 4.1.1 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03" (обязательны при проектировании, строительстве, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации производственных объектов), утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05 июня 2003 года N 56, указано на работы, связанные с необходимостью проводки нового ствола скважины с последующим изменением ее конструкции как на реконструкцию скважины.

В соответствии с пунктом 4.7 данных Правил "Требования к ведению работ по реконструкции скважин" зарезка бокового ствола прямо отнесена к работам по реконструкции, а в пункте 4.6 "Требования к ведению работ по ремонту скважин" указание на работы по зарезке бокового ствола отсутствует.

Не принята во внимание судом первой инстанции и ссылка общества на "Классификатор ремонтных работ в скважинах" (РД 153-39.0-088-01), так как в данном документе произведена квалификация работ на скважинах лишь с целью отнесения конкретного вида

работ к капитальному или текущему ремонту, а понятие "реконструкция" положениями РД 153-39.0-088-01 вообще не учитывается.

Кроме того, согласно пункту 4 .1 РД 153-39.0-088-01 к капитальному ремонту относится и консервация скважин (КР11-1), и даже их ликвидация (КР11-2), что не отвечает самому понятию "капитальный ремонт", установленному пунктом 5.1 Ведомственных строительных нормативов ВСН 58-88(р) "Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения", утвержденных приказом Госкомархитектуры России при Госстрое СССР от 23 ноября 1988 года N 312, в соответствии с которыми капитальный ремонт должен включать устранение неисправностей всех изношенных элементов, восстановление или замену (кроме полной замены каменных и бетонных фундаментов, несущих стен и каркасов) их на более долговечные и экономичные, улучшающие эксплуатационные показатели ремонтируемых зданий (сооружений).

Судом также отклонена ссылка общества и на "Правила охраны недр", утвержденные постановлением Госгортехнадзора от 06 июня 2003 года N 71, поскольку в соответствии с пунктом 2 данного документа его требования являются обязательными для организаций и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче и переработке полезных ископаемых, использованию недр в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых, а также производство маркшейдерских и геологических работ на территории Российской Федерации и в пределах ее континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны Российской Федерации. Следовательно, положения этого подзаконного акта не устанавливают обязательные правила для осуществляющих добычу полезных ископаемых организаций, к которым относится заявитель.

Заявитель также ссылается на положения "Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин", утвержденных приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23 апреля 2007 года N 279 (РД-13-07-2007).

Указанный ведомственный акт распространяет свое действие на правоотношения, возникающие именно при обследовании организаций, производящих работы по реконструкции и ремонту, а не при проведении указанных работ, поскольку в соответствии с приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23 апреля 2007 года N 279, Методические указания РД-13-07-2007 утверждены "в целях совершенствования надзорной деятельности", их положения "обязательны для государственных инспекторов, осуществляющих надзор за текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, а также могут быть использованы работниками служб производственного контроля, специалистами служб надзора предприятий, подконтрольных органам Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору". Данный документ относит к капитальному ремонту ликвидацию скважин (пункт 15), что противоречит приведенному выше понятию "капитальный ремонт". Следовательно, "Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкциискважин", не подлежат применению при квалификации работ по зарезке боковых стволов скважин.

В соответствии с подпунктом II пункта 80 "Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденных приказом Министерства природных ресурсов РФ от 21 марта 2007 года N 61, расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с действующим налоговым законодательством. Подпунктом III "Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат" этого же пункта "Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" установлено, что в данном разделе обосновываются среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат в соответствии с таблицей 31. "Исходные данные для расчета экономических показателей".

В подпункте 3.1 "Эксплуатационное бурение скважин" пункта 3 "Капитальные вложения" таблицы 31 указывается размер затрат на зарезку бокового ствола (млн. руб.).

В соответствии с п.14 ст.1 Градостроительного кодекса Российской Федерации реконструкция - это изменение параметров объектов капитального строительства, их частей (высоты, количества этажей, площади, показателей производственной мощности, объема) и качества инженерно-технического обеспечения.

Минфин РФ в письме от 23 ноября 2006 года N 03-03-04/1/794 указал, что при определении терминов "капитальный ремонт" и "реконструкция" следует руководствоваться: Положением о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000, утвержденным постановлением Госстроя СССР от 29 декабря 1973 года N 279, Ведомственными строительными нормативами (ВСН) N 58-88 (Р) "Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения", утвержденными приказом Госкомархитектуры при Госстрое СССР от 23 ноября 1988 года N 312. Согласно пункту 5.2 Ведомственных строительных нормативов (ВСН) N 58-88(Р) при реконструкции зданий (объектов), исходя из сложившихся градостроительных условий и действующих норм проектирования, помимо работ, выполняемых при капитальном ремонте, осуществляется изменение планировки помещений, возведение надстроек, встроек, пристроек, а при наличии необходимых обоснований - их частичная разборка.

В подпунктах 3.11 - 3.17 и 3.26 Положения о проведении планово- предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000 перечислены работы, которые не могут осуществляться в рамках капитального ремонта, то есть должны учитываться как капитальные вложения, в том числе, затраты по надстройке зданий и различным пристройкам к существующим зданиям и сооружениям. Так, при проведении работ по зарезке бокового ствола происходит достройка скважины дополнительным боковым стволом с установкой дополнительного оборудования, что в результате изменяет технико-экономические характеристики скважины, значительно увеличивается максимальный суточный дебит нефти скважины либо нефть добывается с другого горизонта (пласта); использование для добычи нефти "старого" ствола скважины со "старой" точки в хода в пласт прекращается - оборудование по добыче нефти извлекается из данной части скважины и ниже вырезанного в обсадной колонне окна устанавливается ликвидационный цементный мост.

В целях интенсификации добычи нефти можно построить другую скважину, но это будет менее рентабельно. При зарезке бокового ствола нет необходимости в несении затрат на создание таких приспособлений, как оборудование устья скважины; направление; кондуктор; часть эксплуатационной колонны до той отметки, где происходит вырезка "окна", так как эти приспособления уже сооружены при первоначальном строительстве скважины. Следовательно, данный метод имеет технико-экономические преимущества по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования уже существующих на месторождении коммуникаций, в том числе, системы сбора и транспорта нефти.

Кроме того, положительным фактом применения этой технологии является существенное сокращение попутно добываемой воды, что позволяет рассматривать технологию зарезки боковых стволов при организации выработки запасов нефти в слабодренируемых, тупиковых участках залежи, как по площади, так и по разрезу.

Таким образом, происходит именно существенное изменение конструкции объекта основных средств - реконструкция скважины, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, из которого и осуществляется добыча полезного ископаемого в более интенсивном режиме. Часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется. Добыча нефти и, следовательно, получение дохода связано исключительно с эксплуатацией нового ствола. Конструкция скважины, построенной по конкретному рабочему проекту, документально фиксируется при приеме ее нефтедобывающей организацией от бурового подрядчика. Именно скважине с этой конструкцией присваивается идентификационный номер и она принимается на учет как основное средство недропользователя.

Согласно пунктам 4.1.1 и 4.1.2 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ от 05 июня 2003 года N 56, реконструкция скважин при проводке нового ствола связана с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.). Данными Правилами не предусмотрена обязательность замены эксплуатационной колонны, изменение ее диаметра и толщины стенки при реконструкции скважины. Следовательно, реконструкция скважины не обязательно связана с проведением данных работ. Ни Правилами охраны недр, утвержденными постановлением Госгортехнадзора от 06 июня 2003 года N 71, ни Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденными постановлением Госгортехнадзора РФ от 05 июня 2003 года N 56, не предусмотрена обязательность полной замены эксплуатационной колонны скважины при ее реконструкции.

Кроме того, в соответствии с пунктом 14 указанной выше "Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03" боковой ствол скважины обсаживается эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 144.3, 101.6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде "хвостовика" подвешивается и цементируется в оставшейся части "старой" эксплуатационной колонны.

Таким образом, при зарезке бокового ствола происходит замена эксплуатационной колонны в части: колонна скважины ниже вырезанного окна не используется (ликвидируется) и достраивается новая часть эксплуатационной колонны в виде хвостовика.

Обществом в рамках проведения выездной налоговой проверки и в материалы дела представлены документы, подтверждающие возникновение новых качеств у скважины, на

которой проведены работы по зарезке бокового ствола, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется.

Капитальный ремонт скважин - это комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, продуктивного пласта различными технологическими операциями и повышению нефтеотдачи. Он включает в себя работы по восстановлению или замене отдельных частей скважин или целых конструкций, деталей и инженерно-технического оборудования на более долговечные и экономичные, улучшающие их эксплуатационные показатели по повышению нефтеотдачи пластов, изменению объекта эксплуатации скважин.

Реконструкция скважин определяется как комплекс работ (в том числе проходка новых стволов в законсервированных или ликвидированных скважинах) по восстановлению работоспособности бездействующего фонда скважин, связанный с существенным изменением их конструкции. Ни целью, ни результатом проведения указанных работ не являются замена изношенных и подтвержденных поломке комплектующих на новые, устранение неисправностей в элементах сооружения.

Следовательно, затраты на зарезке бокового ствола не могут быть учтены как расходы на капитальный ремонт.

С учетом вышеизложенного суд первой инстанции пришёл к выводу о том, что произошло изменение устройства скважины в строительстве нового ствола с установкой дополнительного оборудования и цементного ликвидационного моста в старом стволе. Согласно письму (ответу) Российского Государственного Университета нефти и газа им. Губкина от 16 сентября 2008 года (запрос N 10-01-14/015397 от 18 сентября 2008 года) проводка (забуривание) нового ствола из уже пробуренной скважины (действующей, временно простаивающей, законсервированной или ликвидированной) всегда является изменением первоначальной конструкции скважины, то есть реконструкцией. Следовательно, как следует из ответа, проводка (забуривание) нового ствола из уже пробуренной скважины (действующей, временно простаивающей, законсервированной или ликвидированной) является изменением первоначальной конструкции скважины, то есть ее реконструкцией. Операция "по забуриванию новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным приложением" в состав комплекса работ по капитальному ремонту скважин не входит.

В письме Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан N 20941/06 от 29 октября 2008 года (ответ на запрос N 10-01-14/015396 от 18 сентября 2008 года) указано, что: "п.4.1.1 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 предполагает, что в результате проводки (забуривания) нового (бокового) ствола происходит изменение конструкции скважины и ее назначение".

ООО "МНКТ" подтверждает, что конструкция скважины изменена частично.

Таким образом, в результате данных работ произошло существенное изменение конструкции объекта основных средств - реконструкция скважины, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, из которого и осуществляется добыча полезного ископаемого. Часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется.

По утверждению налогоплательщика, основной целью проводимых на скважине работ являлся вывод скважины из бездействия и перевод ее в действующий фонд (стр.4 заявления). Согласно РД 08-625-03 Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующего нефтегазовых скважин методом строительства наклонно направленного или горизонтального ствола скважины, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 27 декабря 2002 года N 69, данные работы производятся методом строительства ствола скважины, а не в результате капитального ремонта скважины.

Согласно представленному заявителем ответу Ростехнадзора от 29 октября 2010 года N 25120/06 Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв.постановлением Госгортехнадзора РФ от 05 июня 2003 года N 56) забуривание новых

ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным проложением и т.п., также отнесено к капитальному ремонту скважин (п.4.1.1).

Налоговым органом также представлен ответ от 29 октября 2008 года N 20941/06 Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан на запрос N 10-01-14/015396 от 18 сентября 2008 года, согласно которому "п.4.1.1 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ 08 -624-03 предполагает, что в результате проводки (забуривания) нового (бокового) ствола происходит изменение конструкции скважины и ее назначение".

Таким образом, в материалах дела имеются два противоположных ответа Ростехнадзора со ссылкой на п.4.1.1 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, согласно одному из них забуривание нового (бокового) ствола является реконструкцией; в соответствии с другим - забуривание новых ответвлений отнесено к капитальному ремонту скважин.

В связи с изложенным данные письма не позволяют достоверно определить, к какому же виду работ - к реконструкции или к капитальному ремонту отнесено забуривание новых ответвлений (стволов).

Ссылка заявителя на решение Арбитражного суда Республики Татарстан по делу N А65-8031/2007-СА2-41 судом первой инстанции обоснованно отклонена, поскольку в данном судебном акте судом сделан вывод о том, что отнесение налоговым органом повышения дебита нефти по скважине (иной скважине) в результате проведения работ к повышению производственных мощностей и технико -экономических показателей скважины неправомерно, поскольку основной целью проведенных на скважине работ было избежать вывод скважины из эксплуатации в бездействие в результате прорыва нижних вод, не поддающихся изоляции, а не увеличить дебит нефти. Более того, с 2008-2009 года сложилась судебная практика по именно аналогичному вопросу отнесения действий по зарезке бокового ствола к реконструкции, а не к капитальному ремонту.

Ссылку заявителя на постановление Федерального арбитражного суда Поволжского округа от 26 июня 2009 года N А65-23087/2008 суд также обоснованно отклонилоснованной, поскольку в данном деле рассматривался вопрос о переводе скважин из добывающих в нагнетательные (перевод скважины на другой способ эксплуатации является видом текущего ремонта скважин).

Ссылка на постановление ФАС Московского округа от 09 февраля 2010 года N КА-А40/191-10 по делу N А40-12621/09-76-42 и постановление Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 24 августа 2010 года по делу N А65-7118/2009 судом также не могла быть принята, так как в данном деле рассматривалась иная ситуация. По указанным делам налоговый орган не учел дебит нефти на дату ввода в эксплуатацию (налоговый орган указал дебит нефти до проведения работ по зарезке бокового ствола и после проведения работ). В данном же случае при проведении проверки заявителя налоговым органом на с.40 решения указано на дебит нефти на дату 30 ноября 1996 года (на дату ввода в эксплуатацию).

При таких обстоятельствах суд первой инстанции пришёл к выводу о том, что в нарушение п.2 ст.257, п.5 ст.270 Налогового кодекса Российской Федерации ООО "МНКТ" включило в состав прочих расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, затраты на реконструкцию основных средств в виде зарезки бокового ствола скважины. Затраты общества на работы по зарезке бокового ствола на скважине являются расходами на реконструкцию и должны быть отнесены на увеличение стоимости объектов основных средств, которая включается в расходы по налогу на прибыль путем амортизационных отчислений, в связи с чем в удовлетворении требования заявителя в данной части отказал.

Высшим Арбитражным Судом Российской Федерации принято постановление от 01 февраля 2011 года N 11495/10, которым установлены критерии разграничения между реконструкцией нефтедобывающих скважин и их капитальным ремонтом при зарезке бокового ствола.

Президиум ВАС РФ указал, что увеличение суточного объема добычи нефти само по себе не является достаточным и определяющим критерием для квалификации упомянутых работ в качестве капитального ремонта или реконструкции.

Из содержания пункта 4.1.2 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 05 июня 2003 года N 56, усматривается, что забуривание новых (боковых) стволов производится в случаях ликвидации сложных аварий, возникших в процессе эксплуатации скважин или при проведении ремонтных работ; вскрытия дополнительных продуктивных мощностей из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин; восстановления бездействующего фонда скважин, в том числе законсервированных или ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья.

В качестве капитального ремонта названные работы проводят в случаях, если применение методов ремонтно-изоляционных работ (отключение обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной) технически невозможно (пункты 4.2, 4.3 Классификатора ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утвержденного приказом Минэнерго России от 22 октября 2001 года N 297).

Восстановление бездействующего фонда скважин проводится посредством таких же работ в отношении ранее ликвидированных или законсервированных скважин (Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденная постановлением Госгортехнадзора России от 27 декабря 2002 года N 69).

Работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Также следует отнести к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения (раздел 3.4 Правил разработки месторождений).

Работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

Содержащееся в указанном постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации толкование правовых норм является общеобязательным и подлежит применению при рассмотрении арбитражными судами аналогичных дел.

Материалами настоящего дела не подтверждается, что работы, проведенные заявителем в бездействующей скважине N 85, были вызваны предельной обводненностью пластов, образовавшейся именно в результате прорыва пластовых вод, связанного с аварией.

Сама по себе "откачка" в составе нефтепродуктов значительного количества воды не свидетельствует исключительно о предельной обводненности пластов, поскольку это обстоятельство может быть вызвано и истощением запасов нефти на данном конкретном участке пласта и подъемом нижележащего водонасыщенного пласта горизонта.

Как видно из материалов дела, скважина N 85 была переведена в бездействующий фонд с апреля 2005 года и с этого времени находилась в бездействующем фонде. Основной целью проведенных обществом работ на скважине N 85 явился вывод скважины из бездействия и перевод ее в действующий фонд.

Каких-либо доказательств, подтверждающих создание аварийной ситуации на данной скважине, что повлекло прорыв воды в скважину, в материалы дела не представлено. Скважина бездействовала на протяжении нескольких лет. Доводы общества о возникновении на скважине N 85 сложной аварии, что потребовало ее капитального ремонта, документально не подтверждены. Представленные обществом планы работ и составленные по результатам этих работ акты не свидетельствуют о возникновении сложной аварии.

Кроме того из заключения, составленного Институтом проблем экологии и недропользования академии наук РТ от 24 мая 2010 года N 183/01, представленного обществом в материалы дела, следует, что вследствие относительно низкого уровня нефтенасыщенности пласта и гидродинамической связи с нижележащим водонасыщенным пластом радаевского горизонта, в апреле 2005 года среднесуточные дебиты составили 0,03 т/сут. и обводненность добываемой жидкости выросла до 99,6%, что сделало невозможной дальнейшую эксплуатацию скважины.

Следовательно, имело место естественное истощение запасов нефти на данном участке месторождения.

При таких обстоятельствах оснований для признания произведенных обществом работ по зарезке бокового ствола на скважине N 85 капитальным ремонтом не имеется. Затраты на указанные работы являются расходами на реконструкцию и относятся на увеличение стоимости объектов основных средств.

В указанной части арбитражный апелляционный суд соглашается с выводами суда первой инстанции и с учетом правовой позиции Президиума ВАС РФ, изложенной в постановлении от 01 февраля 2011 года N 11495/10.

Как следует из текста оспариваемого решения (в части пункта 1.1.2), основанием для доначисления 7 17 .649 руб. налога на прибыль за 2008 год послужило неправомерное, по мнению налогового органа, применение к основной норме амортизации основных средств, непосредственно задействованных в процессе нефтедобычи, специального коэффициента 2.

По мнению налогового органа, нефтяные объекты (скважины, насосы, штанги, арматуры), используемые в процессе нефтедобычи, соответствуют государственным стандартам его производства и эксплуатации, следовательно, использование нефтяных объектов в агрессивной среде является обычной рабочей средой; заявителем документально не подтвержден факт эксплуатации нестандартного, не предназначенного для эксплуатации в опасной производственной среде, оборудования, либо факт его эксплуатации в режиме, не предусмотренном технической документацией производителя.

Кроме того, налоговый орган считает, что рабочая среда оборудования, используемого в процессе нефтедобычи на Актанышском месторождении заявителя, независимо от концентрации содержащихся в ней обычных активных веществ (серы, сероводорода, углекислого газа) не содержат принципиально новых агрессивных компонентов, которые могли бы существенно повлиять на безопасность процесса нефтедобычи либо значительно снизить срок службы используемого оборудования.

Согласно п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации (в ред. Федерального закона от 29 мая 2002 года N 57-ФЗ) в отношении амортизируемых основных средств, используемых для работы в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, к основной норме амортизации налогоплательщик вправе применять специальный коэффициент, но не выше 2. Данные положения не распространяются на основные средства, относящиеся к первой, второй и третьей амортизационным группам, в случае, если амортизация по данным основным средствам начисляется нелинейным методом.

Налогоплательщики, использующие амортизируемые основные средства для работы в условиях агрессивной среды и (или) повышенной сменности, вправе использовать специальный коэффициент, указанный в настоящем пункте, только при начислении амортизации в отношении указанных основных средств. В целях настоящей главы под агрессивной средой понимается совокупность природных и (или) искусственных факторов, влияние которых вызывает повышенный износ (старение) основных средств в процессе их эксплуатации. К работе в агрессивной среде приравнивается также нахождение основных средств в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

По смыслу указанной нормы, основанием для применения повышающего коэффициента являются два различных фактора: воздействие агрессивной среды, под которой понимается совокупность природных и (или) искусственных факторов, влияющих на основные средства, и воздействие агрессивной технологической среды, то есть нахождение основных средств в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой.

Следовательно, в целях применения п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации степень изначальной (по техническим параметрам) адаптированности основного средства к воздействию агрессивной технологической среды значения не имеет.

Как видно из материалов дела, в соответствии с п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации был издан приказ директора ООО "Татнефть-МНКТ" N 14 от 29 декабря 2007 года "Об утверждении положений по учетной и налоговой политике на 2008 год". Согласно приказу предприятие в 2008 году применило к основной норме амортизации основных средств, непосредственно задействованных в процессе нефтедобычи, специальный коэффициент 2. Этим приказом был закреплен в учетной политике для целей налогообложения линейный метод начисления амортизации. Данный метод не изменялся в связи с применением коэффициента ускоренной амортизации, т.к. этот коэффициент применялся к уже определенной предприятием по линейному методу норме амортизации. Применение специального коэффициента 2 является не изменением метода амортизации, а реализацией предусмотренного п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации ускоренного порядка начисления уже существующей нормы амортизации - увеличения суммы расходов текущего налогового периода с учетом коэффициента.

Приказом директора ООО "МНКТ" N 15 от 29 декабря 2007 года "Об установлении перечня основных средств" был установлен перечень основных средств, работающих в контакте с агрессивной средой, по которым в налоговом учете применяется коэффициент 2, в который были включены следующие группы: система добычи и сбора нефти; система поддержания пластового давления (ППД); система подготовки, переработки и передачи нефти, нефтепродуктов, газа и воды.

ООО "МНКТ" применило коэффициент ускоренной амортизации не ко всему оборудованию, включенному в эти группы, а только к непосредственно контактирующему с агрессивной средой - нефтесодержащей жидкостью (нефтью и пластовой водой). В бухгалтерском учете основные средства, входящие в вышеуказанные группы, сведены в группу основных средств (согласно государственного реестра опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан А43-04391 от 17 апреля 2006 года), а именно: площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак вместе с УПСВ (установкой предварительного сброса воды), площадка дожимной насосной станции - ДНС-2Ак, фонд скважин (включая эксплуатационный фонд нефтяных скважин, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин, экологическая, наблюдательная скважины).

Согласно положениям абз.2 п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации налогоплательщик применяет специальный коэффициент в связи с тем, что основное средство находится в контакте с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая является причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

С учетом изложенного суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что заявитель обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к нефтедобывающим скважинам (штангам насосным, штангам, трубам НКТ, арматуре устьевой, арматуре качалок, пакерам) как к нефтепромысловому оборудованию, непосредственно контактирующему с нефтью, которая является взрыво -, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, более того, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации. Нефтедобывающие скважины (штанги насосные, штанги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок) заявителем (шестая амортизационная группа) отнесены к опасным производственным объектам согласно: 1. свидетельства о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан А43-04391 от 17 апреля 2006 года сроком действия до 08 апреля 2011 года, и карте учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (Приложение N 1 к свидетельству о регистрации, (т.1, л.д.93-96).

Согласно карте учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов в этот реестр включен объект - фонд скважин Актанышского месторождения - 87 единиц (в т.ч. нефтедобывающие скважины - 70 единиц. Признаки опасности объекта: а) получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных производственных объектов, указанных в приложении N 1 к Федеральному закону N116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"; б) использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа.

Технологической схемой разработки Актанышского местрождения нефти, утвержденной Роснедра письмом исх. N ПС-03-31/1459 от 14 марта 2006 года, подтверждается работа нефтедобывающих скважин в режиме высокого давления (свыше 0,07 МПа) - 3,5-4,2 мПа.

Согласно ГОСТ 51858-2002 "НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ. ГОСТ Р 51858-2002" (утв. постановлением Госстандарта РФ от 08 января 2002 года N 2-ст) (ред. от 16.08.2005) нефть является природным жидким токсичным продуктом (п.6.1.), нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433 (п.6.6). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом - IIА-Т3 по ГОСТ 51330.11. Температура самовоспламенения нефти согласно ГОСТ Р51330.5 выше 250 С.

Нефтедобывающие скважины работают в круглосуточном режиме (отчеты за август 2008 года Татинтек (правопреемник ТатАСУнефть) графа 21. Время работы (час) - 744 часа в месяц, т.е. 24 часа в сутки).

Согласно письму Министерства финансов РФ от 13 февраля 2007 года N 03-03-06/1/78: "В отношении Опасных производственных объектов, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее: сроки полезного использования по основным средствам согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной постановлением Правительства РФ от 01 января 2002 года N 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2".

В ООО "Росгосстрах-Татарстан" застрахован риск ответственности за причинение вреда третьим лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - фонд скважин Актанышского месторождения нефти - 87 ед. (в т.ч. 70 нефтедобывающих скважин) (согласно требований п.1. ст.9 Федерального закона N 116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").

Для профилактики возникновения аварийных ситуаций и готовности по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на эксплуатируемых (нефтедобывающих) и скважинах ППД (поддержания пластового давления, то есть. нагнетательных) ООО "Татнефть-МНКТ" заключен договор N 07\16 от 27 ноября 2007 года сроком действия до с 01 января 2008 года до 31 декабря 2008 года с Альметьевским военизированным отрядом - филиалом ФГУ "Аварийно-спасательное формирование "Северо-Восточная противофонтанная часть" МЧС России (основание: п.10 ст.24 Закона РФ от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" и ст.10 Федерального закона N 116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").

Заявитель обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к площадке дожимной насосной станции ДНС-1 Ак вместе с УПСВ (входит емкостное оборудование: ОГ-100П, Д-1600, КДФ-1, ЕП-16 с насосом, РВС-2000, БКНС, отстойник ОГ-100П, газосепаратор, Емкости Е-15, Е-16, Е-17, резервуар Е-18, а также факельный оголовок ДУ-100мм, установка для подачи реагента на ДНС-1, путевой подогреватель ПНПТ, путевой подогреватель ПП, насосная технологическая, подпорная насосная станция), площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак (в ходит емкостное оборудование: Аппарат 1-100-1.0 (буферная емкость БЕ-1), Аппарат 1-100-1.0 (буферная емкость БЕ-2), конденсаторосборник, насос мультифазный), как к нефтепромысловому оборудованию, непосредственно контактирующему с нефтью, пластовой водой, которые являются взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации. На площадке дожимной насосной станции ДНС -1 Ак с УПСВ и площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак происходит отделение нефтесодержащей добываемой жидкости на нефть и пластовую воду. Далее нефть идет на подготовку, компаундирование и поступает в систему магистральных нефтепроводов ОАО АК Транснефть, а пластовая вода - закачивается обратно в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.

Факт отнесения площадки дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ и площадки дожимной насосной станции ДНС-2 Ак (пятая амортизационная группа) к опасным производственным объектам подтверждает 1) свидетельство о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан N А43-04391 от 17 апреля 2006 года сроком действия до 08 апреля 2011 года, и карта учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (приложение N 1 к свидетельству ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"). В карту учета объектов в государственном реестре опасных производственных объектов включены объекты: площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. N А43-04391-002 и площадка дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. N А43-04391-003. (признаки опасности объекта: получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных производственных объектов, указанных в приложении N 1 к Федеральному закону N116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"; использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа).

В Актанышском филиале ООО Росгосстрах-Татарстан застрахован риск ответственности за причинение вреда 3-м лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. N А43-04391-002 и площадка дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. N А43-04391-003. (согласно требований п.1. ст.9 Федерального Закона 116-ФЗ от 21.07.1997г. "О промышленной безопасности опасных производственных объектов";

Оборудование на площадке дожимной насосной станции ДНС-1 Ак рег. N А43- 04391-002 и площадке дожимной насосной станции ДНС-2 Ак рег. N А43-04391-003 работает в круглосуточном режиме. Во-первых, исходя из круглосуточного режима работы нефтяных и нагнетательных скважин (согласно отчетов за август 2008 года ТатАСУнефть графа 21. Время работы (час) - 744 часа в месяц, то есть 24 часа в сутки), на подготовку поступает круглосуточно добываемая нефтесодержащая жидкость, происходит отделение нефти от пластовой воды, ежесуточно закачивается в нагнетательные скважины пластовая вода. Во-вторых, согласно графиков выхода на работу операторов ДНГ ЦДНГ ОАО "МНКТ" в авг.2008г., табелем учета рабочего времени от 28 августа 2008 года, разделом 5 правил внутреннего трудового распорядка ОАО "МНКТ", утвержденных приказом генерального директора ОАО "МНКТ", договором возмездного оказания услуг N 95 от 01 января 2008 года (операторы ДНГ ЦДНГ ОАО "МНКТ" оказывали операторские услуги ООО "Татнефть-МНКТ"), режим работы операторов круглосуточный.

Согласно письму Министерства финансов РФ от 13 февраля 2007 года N 03-03-06/1/78 перечень основных средств, которые могут быть отнесены к категории основных средств, работающих в условиях агрессивной среды, определяется налогоплательщиком самостоятельно. В отношении ОПО, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее. Сроки полезного использования по основным средствам согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной постановлением Правительства РФ от 01 января 2002 года N 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2.

Агрессивность среды, в непосредственном контакте с которой работают нефтедобывающие скважины (штанги насосные, штанги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок, пакеры) и площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ, площадка дожимной насосной станции ДНС-2Ак Актанышского месторождения была подтверждена исследованиями следующих научно-исследовательских институтов, согласно которым нефть Актанышского месторождения ООО "МНКТ" относится к классу 3 - высокосернистая нефть, что подтверждает наряду с вышеуказанными высокими содержаниями коррозионно-активных компонентов в газе повышенный уровень агрессивности среды.

Использование нефтяных объектов в агрессивной среде является обычной рабочей средой, заключениями подтверждено, что нефть Актанышского месторождения относится к высокосернистой нефти, а сера относится к коррозионно-активным элементам. Кроме того, нефть Актанышского месторождения содержит газ и пластовую воду, которые также относятся к коррозионно-активным элементам.

Таким образом, заявителем (правопреемник ООО "Татнефть-МНКТ") подтвержден факт работы нефтепромыслового оборудования в условиях повышенной сменности (круглосуточно) и повышенного уровня агрессивности среды, которая может послужить причиной (источником) инициирования аварийной ситуации.

Довод налогового органа о том, что нефтепромысловое оборудование заявителя изначально имеет определенную степень защиты для работы в условиях агрессивной среды, поскольку заявитель применял ингибиторы коррозии, уменьшающие коррозионную активность продукции, судом обоснованно не приняты во внимание.

Судом установлено, что нефтепромысловое оборудование заявителем было приобретено согласно действующим ГОСТ, ТУ (технических условий). На запросы заявителя (правопреемник ООО "Татнефть-МНКТ") представлены ответы поставщиков, что нефтепромысловое оборудование, поставленное согласно ГОСТам, ТУ, не имело специального антикоррозионного покрытия. Заявитель в производственной деятельности использовал трубы насосно-компрессорные трубы (НКТ) производства ОАО "Первоуральский новотрубный завод". Согласно серти фиката качества N НК - 705932/04 от 31 октября 2008 года, выданного ОАО "Первоуральский новотрубный завод", трубы НКТ соответствуют ГОСТ 633-80 исполнение А.

Согласно п.2.11 ГОСТ 633-80 "Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним" по требованию потребителя допускается изготовление труб и муфт без окраски или с покрытием нейтральной смазкой. По требованию потребителя трубы исполнения А должны изготовляться с защитными покрытиями внутренней поверхности, предотвращающими отложения парафина и коррозию. Покрытия выполняют в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

Ответами поставщиков подтверждается отсутствие письменных требований со стороны заявителя на изготовление и поставку нефтепромыслового оборудования со специальным защитным покрытием внутренней поверхности, предотвращающим коррозию.

Согласно акту лабораторных исследований ОАО "НИИнефтепромхим" защитного действия ингибиторов коррозии марки СНПХ в пластовой воде Актанышского месторождения ООО "Татнефть-МНКТ" от 14 декабря 2006 года ингибиторы коррозии существенно снижают агрессивность пластовой воды, но полностью защиту нефтепромыслового оборудования не обеспечивают (защитный эффект при удельных расходах 30-50 г/ м3 СНПХ-6030Б 87-90 %, СНПХ-6201Б 85-90%).

Эксплуатация в нефтегазодобывающей отрасли основных средств, имеющих контакт с нефтью, осуществляется также в условиях контакта с коррозийно-агрессивными веществами, что подтверждается "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 05 июня 2003 года N 56, согласно которым: "Технологическое оборудование и трубопроводы, предназначенные для эксплуатации в условиях контакта с коррозионно-агрессивными веществами, должны быть оснащены приборами и устройствами для контроля за коррозией и коррозионным растрескиванием (п.3.3.19); трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы, транспортирующие коррозионно-агрессивные агенты, должны быть в коррозионностойком исполнении (п. 3.5.4.177); оборудование, аппаратура, трубопроводы, а также внутрискважинное оборудование, бурильные, обсадные и лифтовые трубы, подверженные воздействию сероводорода, должны выбираться с учетом параметров технологических процессов и характеристики коррозионно-агрессивной среды (п.6.7.3); для защиты от коррозии технологического оборудования и трубопроводов систем добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, эксплуатационной и лифтовой колонн, внутрискважинного и другого оборудования, эксплуатируемого в условиях воздействия сероводорода, должны применяться ингибиторы коррозии, специальные покрытия и технологические методы уменьшения коррозионной активности продукции (п.6.7.6).

С учетом изложенного нефтепромысловое оборудование заявителя (нефтедобывающие скважины Актанышского месторождения (штанги насосные, штан ги, трубы НКТ, арматура устьевая, арматура качалок, пакеры), площадка дожимной насосной станции ДНС-1 Ак с УПСВ; площадка дожимной насосной станции ДНС-2Ак) изначально не имело определенную степень защиты оборудования исключительно в условиях агрессивной среды. Более того, если бы оборудование заявителя изначально имело степень защиты от коррозии, то предприятию не было необходимости дополнительно приобретать ингибиторы коррозии для его антикоррозионной защиты, которые полную защиту от коррозии нефтепромыслового оборудования они не обеспечивают. Следовательно, такое основное средство работает в агрессивной среде, и наличие повышенного износа (старения) основного средства в процессе его эксплуатации в качестве обязательного условия в таком случае закон также не предусматривает.

Основным условием в таком случае является угроза возникновения аварийной ситуации. Из представленных в материалы дела доказательств следует, что, применяя специальный коэффициент в отношение основных средств, заявителем соблюдены требования НК РФ. Обратное налоговым органом не доказано.

С учетом изложенного суд первой инстанции сделал правильный вывод о том, что налоговый орган необоснованно доначислил заявителю (правопреемник ООО "Татнефть-МНКТ") налог на прибыль за 2008 год в размере 6 692 524 руб. (27 885 518,04 х 24 %) и пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год.

Как следует из текста оспариваемого решения (по пункту 1.1.3), в ходе выездной налоговой проверки налоговым органом установлено, что заявитель необоснованно применил повышающий коэффициент к норме амортизации по оборудованию (сооружениям), используемым в процессе нефтедобычи, ссылаясь на агрессивный характер рабочей среды (добываемая нефтесодержащая жидкость), указанной в соответствующем заключении об агрессивном характере сред, контактирующих с основными средствами ООО "Татнефть-МНКТ", утвержденном генеральным директором заявителя от 29 декабря 2007 года. В указанном перечне оборудования (сооружений) перечислены также объекты, которые не имеют непосредственного контакта с в нефтесодержащей жидкостью, а именно: нагнетательные и пьезометрические скважины.

Налоговый орган считает, что нагнетательные скважины N N 97, 123, 120, 103, экологическая 3а, наблюдательная 4а не имеют контакта с данной нефтесодержащей жидкостью, а именно добыча нефти по ним не осуществляется, а также при нагнетании на данных скважинах используется сточная вода, очищенная от нефти и механических примесей, следовательно, применение коэффициента 2 (как использование в агрессивной среде) необоснованно. Ввиду этого налоговый орган делает вывод, что заявитель (как правопреемник ООО "Татнефть-МНКТ") допустил нарушение п.п.1 п.1 ст.23 и ст.287 Налогового кодекса Российской Федерации, выразившееся в неполной уплате налога на прибыль за 2008 год в размере 312 578 руб. (1 302 412,04 х 24 %) вследствие занижения налоговой базы по налогу на прибыль в результате нарушения п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации.

Согласно п.1.2.6 "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденных Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п.IV, нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Таким образом, нагнетательные скважины очень схожи по своей структуре и назначению с добывающими, участвуют в едином технологическом процессе добычи нефти; в данном случае в ходят в единый Фонд скважин Актанышского месторождения.

Исследовав представленные в материалы дела документы, суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что общество обоснованно применил коэффициент ускоренной амортизации 2 к вышеуказанным скважинам, относящимся к шестой амортизационной группе, как к оборудованию, являющемуся опасным производственным объектом, на основании следующего.

Согласно свидетельству о регистрации производственного объекта в государственном реестре опасных производственных объектов с приложением, выданных Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Республике Татарстан N А43-04391 от 17 апреля 2006 года сроком действия до 08 апреля 2011 года, и карте учета объекта в государственном реестре опасных производственных объектов (приложение N 1 к свидетельств у о регистрации) к опасным производственным объектам отнесен фонд скважин Актанышского месторождения - 87 единиц (в том числе нагнетательные скважины - 7 единиц, экологическая 3а, наблюдательная 4а).

Признаки опасности объекта: а) получение, использование, переработка, образование, хранение, транспортирование, уничтожение опасных производственных объектов, указанных в приложении N 1 к Федеральному закону N116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"; б) использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа.

Работа нагнетательных скважин в режиме высокого давления подтверждается технологической схемой разработки Актанышского местрождения нефти, утвержденной Роснедра письмом исх.N ПС-03-31/1459 от 14 марта 2006 года (давление 9,3-9,7 МПа); отчетом о работе нагнетательных скважин за авг.2008г. по данным ТатАСУнефть. Графа 18. Давление на устье скважин - 31-71 атм., что соответствует 3,7 - 7,1 мПа.

Нагнетательные скважины работают в круглосуточном режиме (отчеты ТатАСУнефть за август 2008 года, время работы - 744 часа в месяц, то есть 24 часа в сутки).

Согласно письму Минфина РФ от 13 февраля 2007 года N 03-03-06/1/78 в отношении опасных производственных объектов, эксплуатируемых в условиях повышенной сменности, необходимо учитывать следующее: сроки полезного использования по основным средствам согласно классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной постановлением Правительства РФ от 01 января 2002 года N 1, установлены исходя из режима нормальной работы оборудования в 2 смены. Следовательно, при 3-х сменной или круглосуточной работе организация вправе использовать повышенный коэффициент амортизации к основной норме, но не выше 2.

В Актанышском филиале ООО "Росгосстрах-Татарстан" застрахован риск ответственности за причинение вреда 3-м лицам и окружающей природной среде. Объект страхования - фонд скважин Актанышского местрождения нефти - 87 ед. (в том числе нагнетательные скважины 97, 123, 120, 103, экологическая 3а, наблюдательная 4а), согласно требованиям п.1. ст.9 Федерального закона N 116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов".

Для профилактики возникновения аварийных ситуаций и готовности по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов на эксплуатируемых (нефтедобывающих) и скважинах ППД (поддержания пластового давления, то есть нагнетательных скважинах) ООО "Татнефть-МНКТ" заключен договор N 07\16 от 27 ноября 2007 года сроком действия с 01 января 2008 года до 31 декабря 2008 года с Альметьевским военизированным отрядом - филиалом ФГУ "Аварийно-спасательное формирование "Северо-Восточная противофонтанная часть" МЧС России (основание: п.10 ст.24 Закона РФ от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" и ст.10 Федерального закона 116-ФЗ от 21 июля 1997 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").

Заявитель обоснованно определил рабочую среду в вышеуказанных скважинах как агрессивную на основании исследований следующих научно-исследовательских институтов, в том числе: заключения института ТатНИПИнефть о физико-химическом составе и агрессивности пластовых и закачиваемых вод от 09 июня 2010 года на запрос ООО "МНКТ" исх.N 280 от 14 мая 2010 года; акта лабораторных исследований ОАО "НИИнефтепромхим" защитного действия ингибиторов коррозии марки СНПХ в пластовой воде Актанышского месторождения ООО "Татнефть-МНКТ" от 14 декабря 2006 года на запрос заявителя исх. N 444/1 от 17 ноября 2006 года. Заключениями подтверждено, что указанные скважины находятся в непосредственном контакте с пластовыми и закачиваемыми водами Актанышского месторождения. Пластовые и закачиваемые воды Актанышского месторождения являются высокоминерализованными рассолами с содержанием агрессивных компонентов H2S и CO2, относятся к высококоррозионной группе. Кроме того, пластовые воды содержат в своем составе механические примеси и агрессивный компонент - высокосернистую нефть.

Налоговым органом не доказано, что скважины 97, 123, 120, 103, 3а, 4а изначально

имели определенную степень защиты, как и не доказано, что вышеуказанное оборудование не имеет непосредственный контакт с взрыво-, пожароопасной, токсичной или иной агрессивной технологической средой, т.к. это оборудование само является опасным производственным объектом, работающим под высоким давлением (свыше 0,07 Мпа) и в условиях повышенной сменности (круглосуточно), в непосредственном контакте с агрессивной средой - пластовой водой, отделяемой от нефти и используемой для закачки в пласт через нагнетательные скважины.

В связи с изложенными обстоятельствами суд первой инстанции пришел к правомерному выводу о том, что заявителем подтвержден факт работы вышеуказанного нефтепромыслового оборудования в условиях агрессивной среды и повышенной сменности, им обоснованно применена норма, предусмотренная п.7 ст.259 Налогового кодекса Российской Федерации. Следовательно, налоговый орган необоснованно доначислил заявителю (правопреемник ООО "Татнефть-МНКТ") налог на прибыль за 2008 год в размере 312 578 руб. (1 302 412 х 24 %) и пени за несвоевременную уплату налога на прибыль за 2008 год. В связи с этим требования заявителя в данной части судом обоснованно удовлетворены.

Приведенные в апелляционной жалобе доводы не являются основанием для отмены или изменения обжалуемого решения арбитражного суда по основаниям, предусмотренным статьёй 270 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

На основании изложенного решение суда от 27 декабря 2010 года следует оставить без изменения, а апелляционные жалобы ООО "МНКТ" и Межрайонной ИФНС по КНП по Республике Татарстан - без удовлетворения.

Судебные расходы по уплате государственной пошлины за подачу апелляционной жалобы согласно статье 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации относятся на ООО "МНКТ".

Судебные расходы по уплате государственной пошлины за подачу апелляционной жалобы согласно статье 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации относятся на Межрайонную ИФНС по КНП по Республике Татарстан, однако взысканию не подлежат на основании подпункта 1.1 пункта 1 статьи 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации.

Руководствуясь статьями 269-271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда Республики Татарстан от 27 декабря 2010 года по делу N А65-20407/2010 оставить без изменения, апелляционные жалобы ООО "МНКТ", Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Республике Татарстан - без удовлетворения.

Постановление вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в двухмесячный срок в Федеральный арбитражный суд Поволжского округа.

Председательствующий

Е.Г.Филиппова

Судьи

В.Е.Кувшинов Е.Г.Попова