Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 28 июля 2010 г. N 09АП-15359/2010

Город Москва

N 09АП-15359/2010-АК

Резолютивная часть постановления объявлена 21 июля 2010 года.

Полный текст постановления изготовлен 28 июля 2010 года

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Н.Н. Кольцовой

судей В.Я. Голобородько, Р.Г. Нагаева

при ведении протокола судебного заседания секретарем А.Н. Красиковой,

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.04.2010

по делу N А40-152373/09-13-1210, принятое судьей Высокинской О.А.

по заявлению ООО "Газпром добыча Уренгой"

к МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2

о признании незаконным решения

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Чимидова Г.С. по дов. от 04.12.2009 N РС/38-1119, Григорьев А.А. по дов. от 25.01.2010 N РС/38-70, Акчурина Г.М. по дов. от 25.01.2010 N РС/38-69, Аносов В.А. по дов. от 02.02.2009 N РС/38-93, Прошута М.И. по дов. от 04.12.2009 N РС/38-116

от заинтересованного лица - Грибков И.С. по дов. от 28.06.2010 N 04-17/026760, Люлинский М.Д. по дов. от 20.07.2010 N 04-17/029629

УСТАНОВИЛ:

ООО "Газпром добыча Уренгой" (далее - общество, заявитель, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2 (далее - инспекция, заинтересованное лицо, налоговый орган) о признании незаконным решения от 31.12.2008 N 507/13 "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", с учетом изменений, внесенных решением ФНС России от 21.10.2009 N 9-1-08/00285@, в части п.4.1 резолютивной части решения в части предложения уплатить налог на прибыль в размере 148 496 686,50 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.1.1, 1.3, 1.4, 1.5, 1.7, 1.11 мотивировочной части решения; НДС в размере 14 298 418,10 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.2.1, 2.2 мотивировочной части решения; НДПИ в размере 688 948 321,41 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.5.1 мотивировочной части решения; п.1 и 4.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п.1. ст.122 НК РФ (далее - Кодекс), и предложения уплатить соответствующие налоговые санкции по налогу на прибыль, по налогу на добавленную стоимость; п.1 и 4.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст.126 Кодекса, и предложения уплатить налоговые санкции в размере 350 руб.; п.3 и 4.3 резолютивной части решения в части предложения уплатить соответствующие пени по налогу на прибыль, НДС, НДПИ.

Решением суда от 27.04.2010 заявленные требования удовлетворены. Суд признал незаконным решение инспекции 31.12.2008 N 507/13 в части п.4.1 резолютивной части решения и предложения уплатить налог на прибыль в размере 148 496 686,50 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.1.1, 1.3, 1.4, 1.5, 1.7, 1.11 мотивировочной части решения; НДС в размере 14 298 418,10 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.2.1, 2.2 мотивировочной части решения; НДПИ в размере 688 948 321,41 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в п.5.1 мотивировочной части решения; п.1 и 4.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п.1. ст.122 Кодекса, и предложения уплатить соответствующие налоговые санкции по налогу на прибыль в размере 20 609 192,49руб., НДС 357 916,68руб.; п.1 и 4.2 резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной ст.126 Кодекса, и предложения уплатить налоговые санкции в размере 350 руб.; п.3 и 4.3 резолютивной части решения в части предложения уплатить соответствующие пени по налогу на прибыль в размере 5 973 572,80 руб., НДС 257 445,76 руб., НДПИ в размере 170 660 562,61 руб.

Не согласившись с принятым решением, заинтересованное лицо обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, принять новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных требований, указывая на то, что судом при принятии решения неправильно применены нормы материального права.

Заявитель представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором, не соглашаясь с доводами жалобы, просит оставить решение суда без изменения, а апелляционную жалобу инспекции - без удовлетворения.

Законность и обоснованность принятого решения проверены апелляционной инстанцией в порядке ст.ст.266, 268 АПК РФ.

Изучив представленные в деле доказательства, заслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством РФ о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы, исходя из следующего.

Как следует из материалов дела, инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по вопросам правильности соблюдения законодательства о налогах и сборах за период с 01.01.2005 по 31.12.2005, по результатам которой составлен акт от 18.09.2008 N 379/13 и вынесено решение от 31.12.0008 N 507/13, в соответствии с которым общество привлечено к налоговой ответственности, предусмотренной п.1 ст.122, ст.123, ст.126 Кодекса в виде штрафа в сумме 21 028 826,01 руб.; начислены пени по налогу на прибыль, НДС, НДФЛ, НДПИ в сумме 176 980 282,97 руб.; предложено уплатить недоимку по налогу на прибыль, НДС, ЕСН, НДПИ в сумме 851 857 469,93 руб., штраф, пени, внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового учета, удержать и перечислить НДФЛ в сумме 29 536,25 руб., представить сведения по форме 2-НДФЛ.

Не согласившись с вынесенным решением, общество обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой, по результатам рассмотрения которой ФНС России решением от 21.10.2009 N 9-1-08/00285@ изменило оспариваемое решение путем отмены в резолютивной части доначисления НДС за июль 2005 г. в размере 41 737,35 руб., за август 2005 г. в размере 49 521,64 руб. и соответствующих сумм пени и штрафов; привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п.1 ст.126 Кодекса, в виде взыскания штрафа в размере 500 руб. В остальной части решение инспекции оставлено без изменения.

Арбитражный апелляционный суд, исследовав и оценив представленные в деле доказательства в их совокупности и взаимной связи, считает, что судом первой инстанции полно и всесторонне установлены обстоятельства по делу и им дана надлежащая правовая оценка.

В апелляционной жалобе инспекция приводит доводы, аналогичные содержащимся в оспариваемом решении и заявленным в суде первой инстанции. Инспекция не указала обстоятельств, являющихся в соответствии со ст.270 АПК РФ основаниями для отмены или изменения решения суда первой инстанции.

По пункту 1.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что выполненные обществом работы по водоизоляции скважин, восстановлению забоя скважин и аварийно-восстановительные работы на скважинах относятся не к капитальному ремонту, а к техническому перевооружению.

Все работы, проведенные на скважинах, наряду с работами по замене насосно-компрессионных труб и фонтанных арматур, носят характер технического перевооружения, поскольку основной целью проведения работ по капитальному ремонту и техническому перевооружению на газовых скважинах является замена насосно-компрессорных труб, а на нефтяных скважинах - замена фонтанных арматур, и после проведения комплекса работ по замене насосно-компрессорных труб увеличился среднесуточный дебит скважин.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

Как усматривается из материалов дела и правильно установлено судом первой инстанции, фактически в проверяемом периоде обществом проводились работы по водоизоляции, восстановлению забоя, аварийно-восстановительные работы, учитываемые в качестве затрат на капитальный (текущий) ремонт скважин.

В процессе проведения ремонтных работ производился подъем скважинного оборудования и его ревизия. По результатам ревизии при выявлении соответствующей необходимости принималось решение по замене элементов скважинного оборудования (насосно-компрессорная труба, фонтанная арматура).

Если в результате замены элементов оборудования изменялись его технико-экономические показатели, то затраты передавались в ОАО "Газпром" и увеличивали стоимость такого оборудования, а не скважины.

Работы по водоизоляции скважин, восстановлению забоя (интенсификации) и аварийно-восстановительные работы на скважинах в соответствии с требованиями нормативно технической документации прямо отнесены к работам по капитальному ремонту скважин.

Скважина и скважинное оборудование (насосно-компрессорные трубы и фонтанная арматура) являются отдельными основными средствами. Работы в отношении скважин производились в связи с неисправностями с целью восстановления работоспособности скважины, в то время как работы в отношении скважинного оборудования производились с целью его замены.

В результате выполнения спорных работ технико-экономические показатели скважины не изменились, спорные работы были направлены на восстановление исправного состояния скважин.

Суд апелляционной инстанции, исследовав представленные в материалы дела документы, согласен с выводом суда первой инстанции о том, что квалификация спорных работ по капитальному ремонту скважин в качестве технического перевооружения противоречит положениям Налогового кодекса РФ, нормативным техническим актам, устанавливающим понятие капитального ремонта скважин и виды ремонтных работ

В соответствии с п.2 ст.257 Кодекса 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.

Таким образом, для квалификации работ в качестве технического перевооружения необходимо повышение технико-экономических показателей объекта основных средств.

Между тем, работы по водоизоляции, восстановлению забоя и аварийно-восстановительные работы, которые проводились на спорных скважинах, являются работами по капитальному ремонту скважин, поскольку направлены на устранение неисправностей в работе скважин.

В соответствии с Классификатором ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утвержденным приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297, капитальным ремонтом скважин является комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями.

Согласно п.15 Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин РД-13-07-2007, утвержденных приказом Ростехнадзора России от 23.04.2007 N 279, под реконструкцией скважин понимается комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции.

В соответствии с п.15 данных Методических указаний восстановление технических характеристик цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации, восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента, воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами прямо отнесены к капитальному ремонту скважин.

Материалами дела подтверждено, что именно указанные виды работ проведены обществом на спорных скважинах и правомерно квалифицированы в качестве капитального ремонта.

Как следует из материалов дела, капитальный ремонт спорных скважин общество производило в течение 2005 г. согласно планам работ по капитальному ремонту скважин (т.6 л.д.40-150).

Ряд работ на скважинах проводился собственными силами УИРС общества, а также с привлечением подрядчиков ООО "Уренгойремстройдобыча", ЗАО НПЦ "Нефтемаш-наука", ООО "Тюмгазкамко лимитед" (т.7 л.д.1-20).

В соответствии с требованиями п.2.1.3 Правил ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97 перед проведением капитального ремонта скважины общества проведены исследования в скважинах с целью определения текущего состояния скважины, результаты которых отражены в Планах работ по капитальному ремонту скважин (т.6 л.д.40-150, т.13 л.д.93-97).

Из анализа совокупности представленных документов следует, что скважины находились в бездействующем фонде либо в ограниченной работе в связи с поступлением пластовой воды в скважину либо в результате аварий, произошедших в период эксплуатации скважины (т.6 л.д.40-150), и в результате произведенного капитального ремонта скважины, находившиеся в бездействии либо в ограниченном использовании, пущены в эксплуатацию.

Таким образом, целью ремонта являлась водоизоляция (ликвидация водопритоков) для вывода скважины из бездействия, т.е. устранение неисправностей в работе скважины.

Материалами дела установлено, что ремонтно-изоляционные работы проведены обществом на скважинах N N 141, 225, 325, 394, 3162, 3163, 992, 1093, 1042, 1064, 12141, 12151, 15382, 15273, 15134, 15272, 15216, 5332, 2113, 12134, 12135, 1358, 1391, 20362, о чем свидетельствуют планы работ по капитальному ремонту скважин, акты о приемке выполненных работ (т.6 л.д.40-150, т.7 л.д.21-149, т.8 л.д.1-149, т.9 л.д.1-131).

В соответствии Классификатором ремонтных работ в скважинах, утвержденным приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297, ремонтно-изоляционные работы относятся к капитальному ремонту скважин.

Согласно п.4.1.1 Правил Безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56, изоляция водопритоков (стволов) является капитальным ремонтом скважины.

В силу п.4.2 Правил ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утвержденных Минтопэнерго России 18.08.1997, ремонтно-изоляционные работы проводятся следующими методами: отключение пластов или их отдельных интервалов; исправление негерметичности цементного кольца; наращивание цементного кольца за обсадной колонной.

Именно данные работы (установка цементного моста), как следует из планов и актов о приемке выполненных работ по капитальному ремонту, выполнены обществом на скважинах в процессе водоизоляции.

Поскольку, согласно планам на проведение капитального ремонта, ряд скважин находился в бездействующем фонде или в ограниченной работе в связи с авариями, произошедшими в ходе эксплуатации скважин, целью ремонта являлось проведение аварийно-восстановительных работ, в том числе ревизия оборудования, для вывода скважины из бездействия.

Материалами дела установлено, что аварийно-восстановительные работы проведены обществом на скважинах N N 141, 394, 1093, 11283, 15134, 15216, 5332, 773, 29, 20336, что подтверждается планами работ по капитальному ремонту скважин, актами о приемке выполненных работ по капитальному ремонту скважин (т.6 л.д.40-150, т.7 л.д.21-149, т.8 л.д.1-149, т.9 л.д.1-131).

Согласно п.4.5 Правил ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утвержденных Минтопэнерго России 18.08.1997, аварийно-восстановительные работы по извлечению оборванных насосно-компрессорных труб и других предметов, находящихся в забое или стволе скважины, отнесены к капитальному ремонту скважин.

Поскольку в ряде скважин обнаружена негерметичность эксплуатационной колонны, целью работ являлась ликвидация ее негерметичности.

Работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны проводились на скважинах N N 20425, 1358, 1391, 20362, что подтверждается планами на проведение капитального ремонта, актами о приемке выполненных работ.

В соответствии с Классификатором ремонтных работ в скважинах, утвержденным приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297, устранение негерметичности эксплуатационной колонны является капитальным ремонтом скважины.

В силу Правил ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утвержденных Минтопэнерго России 18.08.1997, ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны осуществляется с целью устранения дефектов, имеющихся в скважине, и не может являться техническим перевооружением скважины.

Из плана на проведение капитального ремонта скважин следует, что целью работ являлась интенсификация притока газа (нефти), улучшение приемистости.

Работы по интенсификации проведены на скважинах N 141, 225, 325, 394, 3162, 3163, 992, 1093, 1042, 1064, 12141, 12151, 15382, 15273, 15134, 15272, 15216, 345, 5332, 2113, 20336, 20422, 201350, 20425, 12134, 12135, 29, 380, 61, 25, 630, 20, 1358, 1391, 19, 20362, 24248, что подтверждается планами работ по капитальному ремонту скважин, актами о приемке выполненных работ по капитальному ремонту (т.6 л.д.40-150, т.7 л.д.21-149, т. 8 л.д.1-149, т.9 л.д.1-131).

В соответствии с Классификатором ремонтных работ в скважинах, утвержденным приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297, работы по обработке призабойной зоны продуктивного пласта скважины и вызов притока относятся к капитальному ремонту скважин.

В силу п.4.9, п.4.9.2.1Правил ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утвержденных Минтопэнерго России 18.08.1997, работы по восстановлению забоя скважин направлены на непосредственное воздействие на пласт (недра), соответственно, не изменяют (не повышают) технико-экономические показатели скважины, в связи с чем не могут быть квалифицированы как техническое перевооружение скважины.

Учитывая изложенное, целью спорных работ (водоизоляция, восстановление забоя, аварийные работы) является восстановление исправного состояния скважин, при этом не происходит повышения технико-экономических показателей скважин. При производстве работ какого-либо внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства не происходило. Все спорные работы прямо отнесены к ремонту.

Объединение инспекцией различных по своему целевому назначению, порядку проведения и регламентирующей их технической документации, видов работ в единый комплекс противоречит требованиям законодательства.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что спорные работы связаны с заменой насосно-компрессорных труб и фонтанной арматуры. Работы, выполненные в отношении скважин, и работы, выполненные в отношении скважинного оборудования, должны квалифицироваться как единый комплекс и соответственно, учитываться для целей налогообложения одинаково.

Данный довод был исследован судом первой инстанции и не нашел своего подтверждения, поскольку спорные работы (водоизоляция, восстановление забоя, аварийные работы) проводились обществом в отношении скважин, которые являются самостоятельным объектом основных средств, тогда как насосно-компрессорные трубы и фонтанная арматура, в отношении которых обществом также выполнялись работы, являются самостоятельным объектом основных средств (скважинное оборудование), отличным от скважин.

В соответствии с п.1 ст.257 Кодекса под основными средствами понимается часть имущества, используемого в качестве средств труда для производства и реализации товаров (выполнения работ, оказания услуг) или для управления организацией.

Согласно постановлению Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы" скважинное оборудование относится к коду 14 2928000 (третья амортизационная группа со сроком полезного использования от 3 до 5 лет) и учитывается в качестве отдельного основного средства.

В материалы дела общество представило инвентарные карточки учета основных средств на скважинное оборудование (т.10 л.д.101-150, т.11 л.д.1-30).

При таких обстоятельствах, работы, выполненные в отношении насосно-компрессорных труб и фонтанной арматуры, квалифицируются как ремонтные либо работы капитального характера только применительно к этому объекту (скважинное оборудование), поэтому работы на скважинах не будут влиять на изменение технических характеристик скважинного оборудования.

Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 от 01.01.2002 скважины отнесены к коду ОКОФ 12 4521332 (Скважина газовая для эксплуатационного бурения), в отношении них установлен срок полезного использования свыше 10 лет до 15 лет включительно.

Скважины представляют собой сооружения (горная выработка и обсадные колонны) и являются самостоятельными объектами основных средств.

В материалы дела представлены инвентарные карточки учета основных средств на скважины (т.10 л.д.21-100).

Работы, выполненные в отношении скважин, будут квалифицироваться для целей налогообложения только применительно к этому объекту (скважина).

Инспекцией не принято во внимание, что скважина и скважинное оборудование являются отдельными объектами основных средств, имеющими различные технико-экономические показатели, работы по капитальному (текущему) ремонту, проводимые на соответствующих скважинах, не могут привести к увеличению технико-экономических показателей скважинного оборудования.

В качестве капитальных затрат общество правомерно учитывало только затраты на замену оборудования, учитываемого в качестве самостоятельного объекта основных средств.

В результате произведенных работ по капитальному ремонту технико-экономические показатели скважины не изменились.

В соответствии с ГЭСН 81-02-04-2001, утвержденным постановлением Госстроя России от 12.01.2001 N 7 (действовавшими в проверяемый период времени), техническими характеристиками скважины является количество, глубина спуска и диаметр эксплуатационной колонны, состоящей из обсадных труб.

Аналогичные положения содержатся в Государственных сметных нормативах, утвержденных приказом Министерства регионального развития РФ от 18.11.2008 N 253, принятых взамен утратившего силу ГЭСН 81-02-04-2001

Данные характеристики отражаются в технических паспортах скважин, представленных обществом (т.12 л.д.72-149, т.13 л.д.1-91).

Кроме того, согласно п.2.3.1, 2.3.2, 2.3.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности, должны обеспечиваться за счет оптимального количества обсадных колонн, глубины их спуска и диаметра, позволяющего беспрепятственно осуществить спуск колонны до проектной глубины, поэтому только в случае изменения (увеличения) указанных характеристик за счет новейших технологий или разработок, может идти речь о переквалификации работ в техническое перевооружение.

При этом согласно данным инвентарных карточек учета объектов ОС на скважины, технико-экономические характеристики скважин в результате выполнения спорных работ не изменились (т.10 л.д.21-100).

Нормативно обоснованных доказательств, позволяющих определить дебит скважины в качестве ее технической характеристики, инспекцией не представлено.

Кроме того, инспекцией не принят во внимание тот факт, что ряд скважин являются поглощающими и нагнетальными, о чем свидетельствуют представленные технические паспорта на скважины (т.12 л.д.72-149, т.13 л.д.1-91), которые в соответствии с п.1.2.6 и 1.2.10 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV, предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов, а поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты, и данные скважины не направлены на извлечение полезных ископаемых из пласта.

При таких обстоятельствах, ссылка инспекции на то, что все работы на скважинах проводились с целью повышения технико-экономических показателей работы скважины, несостоятельна. Общество правомерно включило в расходы в целях налогообложения прибыли затраты по ремонту скважин.

По п.1.3 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что порядок признания расходов на строительство (бурение) скважин на месторождении нефти и газа, которые оказались непродуктивными, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этих скважин, а также на последующую ликвидацию, установлен только в отношении разведочных скважин.

Налоговым законодательством не предусмотрен порядок признания расходов на строительство (бурение) скважин на месторождениях нефти и газа, которые оказалась непродуктивными, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этих скважин, а также на их последующую ликвидацию, в случаях, если они были ликвидированы по технологическим и техническим причинам согласно Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

В соответствии с п.1 ст.252 Кодекса расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, оценка которых выражена в денежной форме. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством РФ. Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Согласно п.3.1 Устава (т.1 л.д.133-150), основными целями деятельности общества является рациональная и эффективная разработка газовых и нефтяных месторождений, обеспечение на договорной основе поставок газа, газового конденсата, нефти и продуктов их переработки, получение прибыли.

В соответствии с п.9 ст.22 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" и соответствующими лицензионными соглашениями (т.14 л.д.29-64) пользователь недр, в том числе, обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию.

Таким образом, расходы на строительство (бурение) скважин, геолого-поисковые работы и ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, являются экономически обоснованными.

В силу п.1 ст.261 Кодекса расходами на освоение природных ресурсов признаются расходы налогоплательщика на геологическое изучение недр, разведку полезных ископаемых, проведение работ подготовительного характера. К расходам на освоение природных ресурсов, в частности, относятся расходы на поиски и оценку месторождений полезных ископаемых (включая аудит запасов), разведку полезных ископаемых и (или) гидрогеологические изыскания, осуществляемые на участке недр в соответствии с полученными в установленном порядке лицензиями или иными разрешениями уполномоченных органов, а также расходы на приобретение необходимой геологической и иной информации у третьих лиц, в том числе в государственных органах.

В соответствии с п.2.4 и 2.6 Временной классификации скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей), утвержденной приказом МПР РФ от 07.02.2001 N 126 "Об утверждении временных положения и классификаций" бурение (строительство) поисковых и разведочных скважин является основным видом работ по освоению природных ресурсов.

Согласно п.3 ст.325 Кодекса, при проведении геолого-поисковых работ и геолого-разведочных работ по разведке полезных ископаемых сумма осуществленных налогоплательщиком расходов определяется на основании актов выполненных работ по договорам с подрядчиками, а также на основании сумм фактически осуществленных налогоплательщиком затрат, относимых к расходам на освоение природных ресурсов в соответствии с положениями настоящей статьи. Налогоплательщик организует налоговый учет указанных расходов по каждому договору и каждому объекту, связанному с освоением природных ресурсов.

В силу п.5 ст.325 Кодекса в случае, если скважина оказалась (признана) непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по ликвидации такой скважины, относятся также в состав расходов, учитываемых по данному объекту в налоговом учете, в порядке, установленном ст.261 Кодекса.

Согласно позиции Минфина России, изложенной в письме от 12.11.2008 N 03-03-06/1/626, расходы налогоплательщика на освоение природных ресурсов, учитываемые в соответствии со ст.261 Кодекса, включают в себя расходы налогоплательщика на строительство и ликвидацию всех скважин, связанных с проведением геолого-разведочных работ на нефть и газ в соответствии с указанным Положением (включая поисково-оценочные и разведочные скважины), ликвидируемых в соответствии с Инструкцией N 22.

Таким образом, затраты на строительство (бурение) скважины на месторождениях нефти и газа, геологические работы, а также на последующую ликвидацию непродуктивной скважины являются расходами на освоение природных ресурсов и учитываются в порядке ст.261 Кодекса, исходя из характера произведенных работ.

В апелляционной жалобе инспекция также указывает на то, что общество неправомерно учитывало расходы на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию поисковой скважины N 210 Песцовой площади, которая ликвидирована как выполнившая свое назначение, в порядке п.4 ст.261 Кодекса, поскольку указанный порядок установлен только в отношении разведочных скважин.

Данный довод отклоняется апелляционным судом как необоснованный, поскольку согласно п.4 ст.261 Кодекса порядок признания расходов на освоение природных ресурсов применяется также к расходам на строительство (бурение) разведочной скважины на месторождениях нефти и газа, которая оказалась непродуктивной, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этой скважины, а также на последующую ликвидацию такой скважины.

Вместе с тем расходы на строительство, геологические работы, а также на последующую ликвидацию поисковой скважины подлежат включению в налоговую базу по налогу на прибыль в общем порядке, установленном п.1 и 2 ст.261 Кодекса.

Учитывая изложенное, общество правомерно отражало произведенные затраты в качестве расходов на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых.

Довод инспекции о непредставлении уведомления о принятии решения о признании поисковой скважины непродуктивной несостоятелен, поскольку требование о предоставлении уведомления в налоговый орган установлено только в отношении разведочных скважин, которые ликвидируются в порядке п.4 ст.261 Кодекса.

Как усматривается из материалов дела, поисковая скважина N 210 Песцовой площади ликвидирована как выполнившая свое назначение, при этом расходы на освоение природных ресурсов Песцовой площади безрезультатными не являются, в связи с чем инспекция неправомерно отказала обществу в признании расходов на освоение природных ресурсов.

Согласно письму Минфина России от 12.11.2008 N 03-03-06/1/626, расходы налогоплательщика на строительство и ликвидацию поисковых и разведочных скважин подлежат включению в состав расходов на освоение природных ресурсов в порядке ст.261 Кодекса.

Материалами дела установлено, что изоляционно-ликвидационные работы проведены в соответствии с Планом работ на ликвидацию поисковой скважины (т.14 л.д.65-71) подрядчиком ДООО Буровая компания "БУРГАЗ" Филиал "Тюменбургаз". Согласно п.5.5 указанного Плана по окончанию работ подрядчик обязан составить акт.

Акт "О фактическом выполнении изоляционно-ликвидационных работ в поисковой скважине N 210 Песцовой площади" составлен 27.04.2005 (т.14 л.д.72).

Скважина ликвидирована на основании акта "О ликвидации поисковой скважины 210 Песцовой площади" от 29.04.2005 N 7-ОН и в соответствии с актом "О непродуктивности поисковой скважины N 210 Песцовой площади" (т.14 л.д.73-76)

Таким образом, затраты на строительство (бурение), геолого-поисковые и изоляционно-ликвидационные работы в поисковой скважине общество правомерно включило в расходы по налогу на прибыль.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что положениями ст.261 Кодекса не предусмотрен порядок признания расходов на строительство (бурение) скважины на месторождениях нефти и газа, которая оказалась непродуктивной, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этой скважины, а также на последующую ликвидацию такой скважины, в случае, если она ликвидирована согласно категориям IV "в", III "в" Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22.

Данный довод не может быть принят и подлежит отклонению.

Согласно п.5 ст.325 Кодекса, в случае, если скважина оказалась (признана) непродуктивной, то расходы налогоплательщика, осуществляемые по ликвидации такой скважины, относятся в состав расходов, учитываемых по данному объекту в налоговом учете, в порядке, установленном ст.261 Кодекса, при этом расходы на ликвидацию непродуктивных разведочных скважин учитываются в соответствии с п.4 ст.261 Кодекса.

Инструкция N 22, на которую ссылается инспекция, не является актом налогового законодательства, предусмотренные в ней основания ликвидации скважин (категории) определены в целях соблюдения законодательства об охране и использовании недр и не могут использоваться для решения вопроса о соответствии понесенных налогоплательщиком расходов положениям ст.ст.261 и 325 Кодекса.

Целью Инструкции является установление порядка и технических требований по переводу консервируемых и ликвидируемых скважин в состояние, обеспечивающее сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей природной среды, зданий и сооружений в зоне влияния консервируемых (ликвидируемых) объектов, а при консервации - также сохранность скважин на все время консервации.

При этом Кодекс не предусматривает каких-либо специальных требований к категории ликвидации скважины для признания расходов по п.4 ст.261 Кодекса.

Непродуктивной является скважина, посредством которой невозможно (является экономически нецелесообразным) осуществление добычи нефти или газа в промышленном количестве.

Скважины, на которые указывает инспекция, данному критерию соответствуют. Осуществление через эти скважины добычи в промышленных масштабах обществом не осуществлялось и осуществлять не планировалось.

Кроме того, указанные скважины ликвидированы как выполнившие свое геологическое назначение и признаны обществом непродуктивными по согласованию с Государственным инспектором по охране недр Новоуренгойского отдела УТО ГГТН, что подтверждается актом от 27.05.2004 N 16-ОН "О ликвидации скважины N 93 Северо-Уренгойского месторождения", актом о непродуктивности скважины, планом изоляционно-ликвидационных работ, протоколом совместного геолого-технического совещании ЗАО НПО "УренгойГеоРесурс" и ООО "Уренгойгазпром" по ликвидации разведочной скважины N 93 Северо-Уренгойской площади" (т.14 л.д.83, 87-93), актом от 22.07.2004 N 25-ОН "О ликвидации скважины N 731 Уренгойского месторождения", актом о непродуктивности скважины, планом изоляционно-ликвидационных работ (т.14 л.д.94-101).

Указанные скважины признаны обществом непродуктивными и ликвидированы как выполнившие свое геологическое назначение.

По п.1.4 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что расходы общества по договору от 07.07.2005 N 812/05, заключенному с ООО "ВАСКО", являются расходами на научные исследования и опытно-конструкторские разработки и должны были включаться в состав прочих расходов в течение трех лет, а не единовременно.

Поскольку назначением работы являлась разработка технических предложений (с технико-экономическим обоснованием) по обеспечению эффективности работы УКПГ-ПВ, а целью работы - разработка рекомендаций, направленных на улучшение работы с УКПГ-ПВ Ен-Яхинского НГКМ, расходы общества направлены на усовершенствование производимой продукции (товаров, работ, услуг), в связи с чем расходы, связанные с оплатой работ ООО "ВАСКО", должны быть включены в состав прочих расходов в порядке, установленном ст.262 Кодекса.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

Согласно п.1 ст.262 Кодекса расходами на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки признаются расходы, относящиеся к созданию новой или усовершенствованию производимой продукции (товаров, работ, услуг).

Для отнесения произведенных затрат к расходам на НИОКР, указанные расходы должны отвечать следующим критериям: работы должны являться научными исследованиями и (или) опытно-конструкторскими разработками; работы должны быть направлены на создание новой или усовершенствование производимой продукции.

Между тем понесенные обществом расходы не отвечают указанным критериям, поскольку работы проводились на уже существующей установке комплексной подготовки газа - 11В (УКПГ-11В); предусматривали анализ и описание уже используемых на установке режимов работы оборудования, предусмотренных техническим регламентом; заключались в выборе оптимального, из уже имеющихся, режима эксплуатации оборудования; не привели к получению новых знаний; не привели к созданию новой или усовершенствованию производимой продукции (товаров, работ, услуг); в результате работ не было создано каких-либо изобретений.

Работы по своему содержанию не являются научными исследованиями и (или) опытно-конструкторскими разработками, поскольку содержание работ представляет собой анализ технологических режимов работы УКПГ-11В и возможные режимы работы, не выходящие за пределы, предусмотренные техническим регламентом.

Согласно справке о необходимости и целесообразности заключения договора от 06.05.2005, целью проведения работ являлась оптимизация существующего технологического режима работы УКПГ-11В (т.14 л.д.102).

В связи с этим между обществом и ООО "ВАСКО" заключен договор от 07.07.2005 N 812/05, предметом которого являлась работа: "Оптимизация режима работы УКПГ-11В Ен-Яхинского НГКМ".

Работа исполнителем выполнена, что подтверждается актом от 29.12.2005 N 1 (т.14 л.д.103-112, 113).

Как следует из материалов дела, анализ сводился к описанию работы УКПГ-11В, а также его составной части, предусмотренной технологическим регламентом, - десорбера-сепаратора при различных схемах работы. Исполнителем производились расчеты расхода метанола в системе подготовки газа УКПГ-11В при различных схемах подачи метанола, различной концентрации метанола. Произведенные расчетные модели могли использоваться в прогнозных расчетах (т.14 л.д.119-128). Кроме того, проектом УКПГ-11В предусмотрены определенные режимы работы.

При этом при осуществлении работ не использовались какие-либо новые научные методы проведения испытаний, не применялись новые технологии введения метанола, не были разработаны какие-либо новые, ранее не известные, режимы работы УКПГ-11В.

ГОСТ 15.101-98 "Порядок выполнения научно-исследовательских работ", на который ссылается инспекция, предусматривает проведение экспериментальных исследований для создания (модернизации) продукции, т.е. получения новой продукции.

Положения ст.769 ГК РФ также предусматривают получение нового изделия, конструкторской документации на него или новой технологии.

Получение информации о том, каким образом работает оборудование в определенных условиях, с учетом того, что работа в этих условиях предусмотрена технологическим регламентом на оборудование, нельзя отнести к получению или применению новых (ранее неизвестных) знаний о работе оборудования.

Поскольку работы не были направлены на создание новой или усовершенствование производимой продукции (товаров, работ, услуг), довод инспекции о том, что работы представляли собой научно-техническую деятельность и направлены на усовершенствование производимой продукции (товаров, работ, услуг), необоснован.

Доказательством того, что работы не были направлены на улучшение производимой продукции - природного газа, служат показатели качества газа, которые ни на момент заключения договора, ни в результате его исполнения не изменились, что подтверждается представленными паспортами качества за июнь и январь 2005 г. (т.14 л.д.133-134).

Учитывая изложенное, работы по договору от 07.07.2005 N 812/05 не направлены на получение новой или усовершенствование производимой продукции (работ, услуг), в связи с чем расходы общества по договору не могут быть отнесены к расходам на НИОКР.

По п.1.5 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что расходы общества по договору от 07.07.2005 N 813/05, заключенному с ООО "ВАСКО", являются расходами на научные исследования и опытно-конструкторские разработки и должны были включаться в состав прочих расходов в течение трех лет, а не единовременно.

Поскольку назначением работы являлась разработка технических предложений с технико-экономическим обоснованием по обеспечению эффективной работы валанжинских систем сбора, а целью работы являлась разработка рекомендаций, направленных на улучшение работы систем сбора продукции газоконденсатных скважин, данные расходы направлены на усовершенствование производимой продукции, расходы, связанные с оплатой работ ООО "ВАСКО", и должны быть включены в состав прочих расходов в порядке, установленном ст.262 Кодекса.

Данный довод является необоснованным.

Согласно п.1 ст.262 Кодекса расходами на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки признаются расходы, относящиеся к созданию новой или усовершенствованию производимой продукции (товаров, работ, услуг).

Для отнесения произведенных затрат к расходам на НИОКР, указанные расходы должны отвечать следующим критериям: работы должны являться научными исследованиями и (или) опытно-конструкторскими разработками; работы должны быть направлены на создание новой или усовершенствование производимой продукции

Однако понесенные обществом расходы не отвечают указанным критериям, поскольку работы по своему содержанию не являются научными исследованиями и (или) опытно-конструкторскими разработками; выполненные работы по проведению технологических расчетов не были направлены на создание новой или усовершенствование производимой продукции (товаров, работ, услуг).

Материалами дела установлено, что между ООО "Уренгойгазпром" и ООО "ВАСКО" заключен договор от 07.07.2005 N 813/05, предметом которого являлись "Технологические расчеты для прогнозирования и оптимизации режимов эксплуатации систем сбора УКПГ валанжинских залежей" на примере УКПГ-1АВ (т.15 л.д.59-67).

Необходимость заключения договора вызвана тем, что при разработке любого месторождения пластовое давление снижается по мере отбора газа, а влажность газа увеличивается. При этом влажность газа изменяется в зависимости от давления и температуры при движении газа в системе сбора продукции газоконденсатных скважин.

Для предупреждения гидратообразования и разрушения образовавшихся гидратов в процессе работы УКПГ технологическим регламентом предусмотрена централизованная подача ингибитора гидратообразования - метанола (т.15 л.д. 69-73).

Количество подаваемого метанола рассчитывается автоматически в зависимости от перепада давления и температуры. Увеличение гидратообразования приводит к увеличению расхода метанола.

Согласно справке-обоснованию от 06.05.2005 о необходимости заключения договора на проведение технологических расчетов целью проведения работ являлась оптимизация режима работы валанжинских газосборных сетей и системы автоматизированной подачи метанола на УКПГ-1АВ в период падающей добычи при наличии осложнений, влекущих увеличение расхода метанола (т.15 л.д.58).

Материалами дела подтверждается, что фактически исполнителем проводился анализ различных методик расчета показателей, методик обработки получаемых данных, а также возможности использования различных программных продуктов с целью определения наиболее эффективных методик расчета указанных показателей.

Получение информации о том, какие показатели необходимо дополнительно учитывать, каким образом обрабатывать полученные показатели, какой программный продукт наиболее подходит для этих целей, не может рассматриваться как получение новых или применение новых знаний о работе систем сбора продукции газоконденсатных скважин.

Таким образом, довод инспекции о том, что расходы общества направлены на научно-техническую деятельность, является необоснованным.

Работы, выполненные исполнителем по договору, производились в отношении газосборных систем (коллекторов), УКПГ - 1АВ.

В соответствии с актом от 29.12.2005 N 1 исполнителем проанализированы технологические осложнения, возникающие в газосборных системах, разработана программа по сбору данных работы газосборных коллекторов (т.15 л.д.68).

В результате произведенных технологических расчетов не была получена новая продукция или улучшена производимая продукция - газ.

Учитывая, что показатели газа не изменились, работы, выполненные по договору, не привели и не могли привести к улучшению транспортировки газа по трубопроводам.

По п.1.7 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что общество документально не подтвердило расходы по договорам на НИОКР в размере в размере 81 194,21 руб., поскольку не представило техническое задание и календарный план по договору от 02.03.1998 N 161, а также календарный план, калькуляцию, расшифровки статей калькуляции по договору от 06.08.1997 N Ш/13.

Данный довод является необоснованным и подлежит отклонению, поскольку спорные расходы подтверждены материалами дела.

Так, в ходе налоговой проверки общество представило в инспекцию первичные документы, подтверждающие расходы общества на выполнение НИОКР, а именно: регистр-расчет налогового учета "Определение суммы расходов на НИОКР, подлежащих включению в расходы по производству и реализации отчетного периода" за период с 01.01.2005 по 31.12.2005 (т.15 л.д.80-83), договоры и дополнительные соглашения, акты выполненных работ, акты использования результатов НИОКР (т.15 л.д.84-87).

Согласно п.2 ст.262 Кодекса в редакции, действовавшей в проверяемый период, расходы налогоплательщика на НИОКР признавались для целей налогообложения после завершения этих исследований или разработок (завершения отдельных этапов работ) и подписания сторонами акта сдачи-приемки.

Указанные расходы равномерно включались налогоплательщиком в состав прочих расходов в течение трех лет при условии использования указанных исследований и разработок в производстве и (или) при реализации товаров (выполнении работ, оказании услуг) с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором завершены такие исследования (отдельные этапы исследований).

На основании указанной нормы первичными учетными документами, служащими основанием для признания расходов на НИОКР, являются акт сдачи-приемки выполненных работ, и документ, подтверждающий использование исследований и разработок в производстве.

В соответствии с п.1 ст.252 Кодекса под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством РФ.

На основании п.2 ст.9 Федерального закона "О бухгалтерском учете" первичные учетные документы принимаются к учету, если они составлены по форме, содержащейся в альбомах унифицированных форм первичной учетной документации, а документы, форма которых не предусмотрена в этих альбомах, должны содержать следующие обязательные реквизиты: наименование документа, дату составления документа, наименование организации, от имени которой составлен документ, содержание хозяйственной операции, измерители хозяйственной операции в натуральном и денежном выражении, наименование должностей лиц, ответственных за совершение хозяйственной операции и правильность ее оформления, личные подписи указанных лиц.

Первичные учетные документы (акты сдачи-приемки научно-технической продукции, акты использования научно-технической разработки), представленные в инспекцию, отвечают указанным требованиям. Доказательств обратного апелляционному суду не представлено.

В соответствии с договором от 02.03.1998 N 161, заключенному между обществом и Башкирским междисциплинарным отделением РАЕН, на создание (передачу) научно-технической продукции, предметом которого являлась "Разработка технологии предупреждения самоглушения газоконденсатных скважин и повышения эффективности работы газосборных коллекторов на поздней стадии эксплуатации газоконденсатных месторождений", результат работ сдан обществу на основании акта сдачи-приемки научно-технической продукции по договору от 30.03.2002 (т.15 л.д.88-91)

Факт внедрения результата работ в производство подтвержден актом использования научно-технической разработки от 15.05.2003. При этом затраты общества, принимаемые в качестве расходов на НИОКР, составили 20 858 руб. (т.15 л.д.92).

Согласно регистру-расчету налогового учета "Определение суммы расходов на НИОКР, подлежащих включению в расходы по производству и реализации отчетного периода за 2005 г.", сумма расходов на НИОКР, списанных в 2005 г. составила 2 844,29 руб.

По договору от 06.08.1997 N Ш/13, заключенному между обществом и НПО "Нефтегазавтомат", сторонами заключено дополнительное соглашение от 13.12.2001 N 8, предметом которого являлось наращивание информационно-управляющей системы кустов нефтяных скважин (т.15 л.д.93-95).

По дополнительному соглашению N 8 результат работ сдан обществу на основании акта сдачи-приемки научно-технической продукции от 04.11.2003 (т.15 л.д.96-97).

Факт внедрения результата работ в производство подтвержден актом использования научно-технической разработки от 11.11.2003. При этом затраты общества, принимаемые в качестве расходов на НИОКР, составили 235 049,83 руб. (т.15 л.д.98).

Согласно регистру-расчету налогового учета "Определение суммы расходов на НИОКР, подлежащих включению в расходы по производству и реализации отчетного периода за 2005 г.", сумма расходов на НИОКР, списанных в 2005 г. составила 78 349,92 руб.

Таким образом, в ходе налоговой проверки в инспекцию представлены все первичные учетные документы, подтверждающие произведенные обществом затраты.

Ссылка инспекции на непредставление технического задания и календарного плана согласно разделу 1 договора от 02.03.1998 N 161, а также календарного плана, калькуляции, расшифровки статей калькуляции согласно п.6.3 договора от 06.08.1997 N Ш/13, необоснованна, поскольку указанные документы на основании ст.9 Федерального закона "О бухгалтерском учете" не являются первичными учетными документами, и в силу положений п.8 ст.23 Кодекса срок хранения указанных документов, датированных 1997 г. и 1998 г., на момент проведения выездной налоговой проверки истек, в связи с чем у общества отсутствовала обязанность по их представлению.

Истребуемые инспекцией документы представлены обществом в отдел выездных налоговых проверок (т.15 л.д.84-87).

Привлекая общество к ответственности по ст.126 Кодекса, инспекция не указала, какие документы, из представленных обществом при подаче возражений на акт налоговой проверки, не представлены в ходе проверки, не указала, за непредставление каких конкретно документов (наименование) общество привлечено к ответственности.

По п.1.11 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно включило в состав внереализационных расходов за 2005 г. суммы безнадежной к взысканию дебиторской задолженности ООО "Иско-шанс" в размере 1 224 016 руб., списанной на основании приказа от 15.11.2005 N 711.

Данный довод был исследован судом первой инстанции и не нашел своего подтверждения.

В соответствии со ст.266 Кодекса безнадежными долгами (долгами, нереальными ко взысканию) признаются те долги перед налогоплательщиком, по которым истек установленный срок исковой давности, а также те долги, по которым в соответствии с гражданским законодательством обязательство прекращено вследствие невозможности его исполнения, на основании акта государственного органа или ликвидации организации.

В силу п.77 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в РФ, утвержденного приказом Минфина России от 29.07.1998 N 34н, дебиторская задолженность, по которой срок исковой давности истек, списывается по каждому обязательству на основании: данных проведенной инвентаризации, письменного обоснования, приказа (распоряжения) руководителя организации.

Для отнесения безнадежной задолженности к убыткам в силу ст.ст.265, 266 Кодекса долг должен быть признан нереальным к взысканию в силу одного из оснований, предусмотренных законом (истечение срока исковой давности для взыскания задолженности, прекращение обязательства вследствие невозможности его исполнения, на основании акта государственного органа, ликвидации организации); соблюдение порядка списания безнадежного долга.

Материалами дела установлено, что у общества имелась дебиторская задолженность ООО "Иско-шанс", которая образовалась в результате нарушения контрагентом своих обязательств по договору поставки от 20.01.2000 N 18, согласно которому ООО "Иско-Шанс" (поставщик) должен был исполнить обязательства по поставке продукции в срок до 31.12.2000 включительно (4 квартал 2000 г.) (т.15 л.д.127-133).

Общество обязательства по оплате выполнило в полном объеме. ООО "Иско-Шанс" 31.12.2000 свои обязательства в полном объеме не выполнило (т.15 л.д.13-138).

Вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 03.05.2001 по делу N А40-11009/01-67-137 в пользу общества с ООО "Иско-шанс" подлежала взысканию сумма 1 224 015,79 руб., сложившихся из суммы основного долга в размере 1 206 383,87 руб. и расходов по оплате государственной пошлины в размере 17 631,92 руб. (т.15 л.д.139).

Таким образом, сумма дебиторской задолженности в размере 1 224 015,79 руб. подтверждена вступившим в законную силу судебным актом.

Тот факт, что общество неоднократно предпринимало меры по взысканию указанной задолженности, подтвержден постановлением о возбуждении исполнительного производства от 26.10.2001, постановлением о возвращении исполнительного документа в связи с невозможностью взыскания от 26.12.2001, постановлением о возвращении исполнительного документа от 23.04.2004 (т.15 л.д.140-142).

Вследствие отсутствия организации-должника по месту его государственной регистрации и информации об имуществе, принадлежащем ООО "Иско-шанс", взыскание оказалось невозможным.

При этом общество утратило возможность взыскать задолженность в порядке исполнительного производства в связи с истечением срока на повторное предъявление исполнительного документа.

Кроме того, общество обращалось в правоохранительные органы с целью розыска должника и его имущества.

В 2005 г. обществом получено уведомление органов внутренних дел об отказе в возбуждении уголовного дела от 24.01.2005 N 78/20-417, в соответствии с которым безнадежность взыскания долга стала очевидной для общества (т.15 л.д.143).

Учитывая изложенное, совокупность представленных доказательств свидетельствует о том, что дебиторская задолженность ООО "Иско-шанс" правомерно признана обществом безнадежным долгом в 2005 г.

Также обществом соблюден порядок списания безнадежной задолженности в 2005 г.

В соответствии с п.77 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в РФ дебиторская задолженность, по которой срок исковой давности истек, списывается по каждому обязательству на основании: данных проведенной инвентаризации, письменного обоснования, приказа (распоряжения) руководителя организации.

В соответствии с Приказом выявленная дебиторская задолженность с истекшим сроком исковой давности подлежала рассмотрению специально создаваемой в обществе комиссией по непроизводительным расходам, в порядке, предусмотренном Положением о комиссии (т.16 л.д.82).

Согласно акту инвентаризации расчетов N 5 по филиалу Управление материально-технического снабжения и комплектации "Уренгойгазснабкомплект" от 20.01.2005 выявлена дебиторская задолженность ООО "Иско-шанс" с истекшим сроком исковой давности (т.16 л.д.83-84).

Результаты инвентаризации согласно Положению о комиссии подлежали первичному рассмотрению на заседании комиссии по непроизводительным расходам филиала, а затем представлены на рассмотрение комиссии по непроизводительным расходам в целом по обществу с целью подготовки обоснования списания задолженности, что подтверждается протоколами заседаний комиссий от 29.07.2005 и от 28.09.2005 (т.16 л.д.85-89).

На основании обоснования, изложенного в Протоколе N 6 заседания комиссии по непроизводительным расходам от 28.09.2005, руководителем общества издан приказ от 15.11.2005 N 711 (т.16 л.д.90-92).

В соответствии с Приказом безнадежная к взысканию дебиторская задолженность в размере 1 244 015,79 руб. списана на финансовый результат деятельности общества.

В силу ст.252 Кодекса расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты (а в случаях, предусмотренных ст.265 НК РФ, убытки), осуществленные (понесенные) налогоплательщиком. Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством РФ.

В соответствии п.12 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в РФ, утвержденного приказом Минфина России от 29.07.1998 N 34н, все хозяйственные операции, проводимые организацией, должны оформляться оправдательными документами. Эти документы служат первичными учетными документами, на основании которых ведется бухгалтерский учет.

Первичными документами для списания дебиторской задолженности, в силу п.77 Положения по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в РФ, являются акт инвентаризации, письменное обоснование и приказ руководителя.

Учитывая установленную в обществе процедуру списания дебиторской задолженности, безнадежная к взысканию дебиторская задолженность не могла быть списана ранее издания акта инвентаризации, письменного обоснования в виде протоколов комиссий по непроизводительным расходам, и приказа руководителя о списании дебиторской задолженности.

Поскольку указанные документы, а приказ руководителя, датированы 2005 г., общество правомерно отнесло безнадежную задолженность к внереализационным расходам в 2005 г.

Ссылка инспекции на отсутствие первичных бухгалтерских документов, подтверждающих дебиторскую задолженность, неправомерна, поскольку в материалах дела представлены все первичные документы, подтверждающие сумму дебиторской задолженности (т.15 л.д.127-139).

В соответствии с требованием N 1 о предоставлении документов от 03.12.2007 у общества истребованы приказы об образовании резерва по сомнительным долгам, а также акты инвентаризации дебиторской задолженности на начало и конец 2005 г. с отражением даты образования задолженности с приложением последних актов сверки с дебиторами (т.17 л.д.29-34). Данные документы обществом представлены (т.17 л.д.35-36).

Доказательств направления иных запросов в соответствии со ст.93 Кодекса о предоставлении документов в отношении ООО "Иско-шанс" инспекцией не представлено.

По п.2.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество неправомерно отнесло в июле и августе 2005 г. на вычеты по внутреннему рынку суммы НДС в размере 2 074 066,16 руб., которые, по мнению инспекции, относятся к реализации дистиллята газового конденсата, реализованного обществом на экспорт в данные периоды.

Данный довод отклоняется судом, поскольку операции по реализации на экспорт дистиллята газового конденсата обществом отражены в налоговой декларации по ставке 0% за декабрь 2005 г., когда собран полный пакет документов, предусмотренный ст.165 Кодекса.

При этом по результатам камеральной проверки указанной налоговой декларации инспекцией решением от 19.04.2006 N 35 подтвердила правомерность применения ставки 0% в отношении реализации дистиллята газового конденсата на экспорт, НДС в сумме 2 074 066,16 руб. относится к реализации на экспорт дистиллята газового конденсата (т.17 л.д.52-64)

Задолженность перед бюджетом по НДС в размере 2 074 066,16 руб. у общества отсутствует. Доказательств обратного апелляционному суду не представлено.

В соответствии с п.1 ст.173 Кодекса сумма НДС, подлежащая уплате в бюджет по операциям реализации товаров (работ, услуг), указанных в пп.1-8 п.1 ст.164 Кодекса, определяется по итогам каждого налогового периода как уменьшенная на сумму налоговых вычетов, установленных п.3 ст.172 Кодекса, сумма налога, исчисляемая на основании п.6 ст.166 Кодекса.

При этом п.2 ст.173 Кодекса предусмотрена возможность возмещения налогоплательщику положительной разницы между суммой налоговых вычетов и суммой налога, исчисленной по правилам ст.166 Кодекса, за исключением случаев, когда налоговая декларация подана налогоплательщиком по истечении трех лет после окончания соответствующего налогового периода.

Условия и порядок возмещения НДС определены в ст.176 Кодекса.

Факт экспорта, общая сумма входного НДС, предназначенного к вычету, инспекцией не оспаривается, поскольку срок принятия рассматриваемых вычетов и срок, предлагаемый инспекцией, охватываются одной выездной проверкой.

В связи с этим в случае пересчета инспекцией экспортного НДС и НДС по внутреннему рынку общая сумма НДС к вычету, также, как и общая сумма НДС, подлежащая к уплате в бюджет, по итогам проверенного выездной проверкой периода не изменится.

Учитывая изложенное, у инспекции отсутствовали основания для доначисления НДС.

Само по себе неотражение спорной суммы НДС в декларации не может служить основанием для вывода о неуплате налога и отказа в возмещении НДС по экспортным операциям.

Довод инспекции о том, что налогоплательщик обязан заявлять к вычету суммы НДС, которые относятся к товарам (работам, услугам), приобретенным для осуществления операций облагаемых налоговой ставкой 0%, в налоговой декларации по налоговой ставке 0% с соблюдением особенностей, предусмотренных ст.165 Кодекса, о том, что применяемая обществом учетная политика позволяет ему предъявлять к вычету НДС, относящийся к производству экспортной продукции, в декларации по внутреннему рынку, также отклоняется апелляционным судом.

У общества возникло право принять к вычету НДС в сумме 2 074 066,16 руб., в связи с чем задолженность перед бюджетом по НДС в указанном размере у общества отсутствует. Таким образом, доначисление спорной суммы НДС, соответствующих сумм пени неправомерно.

Кроме того, у инспекции отсутствовали основания для применения расчетного метода исчисления налогов, поскольку согласно пп.7 п.1 ст.31 Кодекса налоговый орган вправе определять суммы налогов расчетным путем в случае ведения учета с нарушением установленного порядка, приведшего к невозможности исчислить налоги.

Расчет инспекции недостоверен, поскольку не основан на суммах НДС, относящихся к товарам (работах, услугах), приобретенным обществом для производства экспортной продукции. В регистрах бухгалтерского и налогового учета общества имелась необходимая информация о суммах НДС, которые относятся к производству в июле и августе 2005 г. дистиллята газового конденсата, реализованного на экспорт (т.17 л.д.65-150, т.18 л.д.1-90), что не было учтено инспекцией.

Обществом произведен анализ периода оплаты каждого предъявленного в июле-августе 2005 г. счета-фактуры. Данные по каждому счету-фактуре, отраженному в журналах учета полученных счетов-фактур, сопоставлены с данными книг покупок за период июль, август 2005 г. Каких-либо возражений по данному расчету инспекцией не заявлено.

Из проведенного анализа следует, что всего за июль и август 2005 г. сумма "входного" НДС, относящаяся к продукции, реализованной на экспорт, могла бы составить 271 628,78 руб. (т.18 л.д.91-142).

В апелляционной жалобе инспекцией не приведены доводы, опровергающие выводы суда первой инстанции о том, что произведенный им расчет неуплаченной суммы налога является недостоверным.

Решением от 19.04.2006 N 35 инспекция подтвердила правильность ведения обществом раздельного учета "входного" НДС, относящегося к операциям, облагаемым по налоговой ставке 0%.

Ни о каких нарушениях, кроме отсутствия данных о платежно-расчетном документе в одном счете-фактуре, инспекция обществу по результатам проверки не сообщала, не истребовала у общества дополнительные пояснения.

Ссылка инспекции в жалобе на постановления Президиума ВАС РФ от 14.03.2006 N 12797/05, от 19.10.2004 N 4356/04 несостоятельна, поскольку в указанных судебных актах установлены иные фактические обстоятельства. Общество не заявляло в декларации по ставке 0% суммы налога, полученные уже после осуществления экспортных операций.

По п.2.2 решения.

В апелляционной жалобе инспекция утверждает, что общество неправомерно включило в состав налоговых вычетов НДС в сумме 12 224 351,94 руб., предъявленный ЗАО "Нефтемаш-наука", ООО "Уренгойремстройдобыча" и ООО "Тюмгазкамко".

В обоснование своей позиции инспекция ссылается на п.4.2.2 и 4.3.2 договора аренды от 28.12.2004 N 08/1600-Д-31/2004, заключенного обществом с ОАО "Газпром", согласно которым работы по техническому перевооружению должны были производиться за счет собственных средств арендодателя, а арендатор имеет право после прекращения договора аренды потребовать от арендодателя возмещения стоимости неотделимых без вреда для арендованного имущества улучшений, которые были произведены арендатором за свой счет и с согласия арендодателя.

Данный довод был исследован судом первой инстанции и не нашел своего подтверждения, поскольку обществом соблюдены требования ст.ст.171, 172 Кодекса для принятия налога к вычету.

Материалами дела установлено, что в 2005 г. обществом проводились работы на скважинах, как за счет собственных средств - капитальный ремонт скважин, так и за счет средств ОАО "Газпром" - техническое перевооружение скважинного оборудования.

Доказательств того, что спорные расходы по капитальному ремонту в дальнейшем перевыставлялись или каким-либо образом компенсировались ОАО "Газпром", апелляционному суду не представлено.

В силу п.4.4.5 договора аренды от 28.12.2004 N 08/1600-Д-31/2004 арендатор (общество) производит за свой счет профилактическое обслуживание, текущий и капитальный ремонт арендованного имущества (т.19 л.д.1-6).

Обществом заключены договоры на выполнение ремонтных работ с ЗАО "Нефтемаш-наука" от 01.01.2005 N 83/08-05, ООО "Уренгойремстройдобыча" от 01.01.2005 N 83/07-05 и ООО "Тюмгазкамко" от 01.01.2005 N 83/06-05.

Спорные работы выполнены и представляют собой работы по капитальному (текущему) ремонту арендованного имущества.

Право арендатора на применение вычетов НДС по расходам на неотделимые улучшения в арендованное имущество не зависит от порядка исполнения договора аренды. Арендатор вправе применить вычеты по расходам на неотделимые улучшения в арендованное имущество в общем порядке на основании п.1 ст.172 Кодекса.

В соответствии с п.1 ст.172 Кодекса (в редакции, действовавшей в проверяемый период) для применения вычета сумм НДС необходимо: суммы налога должны быть предъявлены налогоплательщику и уплачены им при приобретении товаров (работ, услуг); продавцом в адрес покупателя должен быть выставлен счет-фактура; товары (работы, услуги) должны быть приняты на учет; данные суммы НДС должны быть уплачены при приобретении товаров (работ, услуг), которые приобретаются для осуществления операций, признаваемых объектом налогообложения НДС.

Претензии к представленным счетам-фактурам инспекцией не заявлены (т.19 л.д.7-17). Товары (работы, услуги) приняты на учет, все объекты, в отношении которых произведены спорные работы, эксплуатируются обществом в рамках деятельности, облагаемой НДС, что инспекцией не оспаривается.

Таким образом, обществом выполнены предусмотренные законом условия для применения налоговых вычетов.

Налоговым законодательством установлено, что право на вычет сумм НДС, уплаченных налогоплательщиками подрядным организациям, имеет не только лицо, которое осуществляет постановку на учет объектов завершенного капитального строительства, регистрирует право собственности на этот объект и, следовательно, начисляет суммы амортизации объектов основных средств.

Учитывая изложенное, арендатор вправе принять к вычету НДС по расходам на неотделимые улучшения в арендованное имущество.

По п.5.1 решения.

В апелляционной жалобе инспекция указывает на то, что общество применило неправильную цену при исчислении налогооблагаемой базы по НДПИ по газовому конденсату. Общество должно уплачивать налог со стоимости реализации стабильного газового конденсата, установленной в договорах на реализацию стабильного газового конденсата.

Данный довод не может быть принят судом и подлежит отклонению.

В силу п.1 и 2 ст.337 Кодекса 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. Видами полезного ископаемого являются газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

Таким образом, получение стабильного газового конденсата является переработкой добытого полезного ископаемого, в связи с чем стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 не может быть признан объектом обложения НДПИ.

Не может быть признано добываемым полезным ископаемым вещество по ТУ 51-05751745-09-97, полученное в результате смешивания стабильного газового конденсата по ОСТ 51.65-80 и нефти, поскольку нефть является самостоятельным добываемым полезным ископаемым и цена такого вещества (смеси) не может быть применена для целей исчисления НДПИ по газовому конденсату.

Между тем инспекцией применена цена не добываемого полезного ископаемого - газового конденсата, а цена продукции по ТУ 51-05751745-09-97, представляющей собой смесь конденсата газового стабильного по ОСТ 51.65-80 (продукта переработки добываемого конденсата) и нефти. При этом товарная нефть является самостоятельным добываемым полезным ископаемым.

Стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 и стабильный газовый конденсат, компаундированный нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97 не являются идентичными веществами, о чем свидетельствует содержание технических условий 51-05751745-09-97 (т.19 л.д.71-76), заключение компетентной организации "ВНИИОЭНГ" Министерства энергетики РФ (т.23 л.д.31-45).

Данные вещества различаются по компонентному составу, поскольку в составе стабильного конденсата, компаундированного нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97 имеется нефть, а в составе стабильного конденсата по ОСТ 51.65-80 нефть отсутствует.

Из материалов дела усматривается, что получение стабильного газового конденсата по ТУ 51-05751745-09-97 или ОСТ 51.65-80 не входит в технологический цикл добычи конденсата, применяемый обществом.

В апелляционной жалобе инспекция ссылается на то, что в налоговых декларациях, в форме 6-ГР, в эксплуатационных рапортах (МЭР), акте на списание запасов полезных ископаемых, письмах общество указывало сведения о количестве стабильного конденсата по ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" или ТУ 51-05751745-09-97 "Конденсат газовый стабильный, компаундированный нефтью".

Данный довод необоснован и противоречит фактическим обстоятельствам и представленным доказательствам (т.19 л.д.82-89, т.23 л.д.31-45).

Вследствие особенностей эксплуатируемых обществом месторождений из скважин извлекается нефтегазоконденсатная смесь (т.19 л.42-70, стр. 45).

Добываемым полезным ископаемым на Уренгойском и Ен-Яхинском месторождениях является газовый конденсат на выходе из УКПГ. При этом газовый конденсат на выходе из УКПГ находится в нестабильном состоянии.

На нестабильный газовый конденсат, который общество получает на выходе из УКПГ, обществом разработаны технические условия 575174-02-88 "Конденсат газовый нестабильный", с учетом изменений введенных ТУ 0271-002-05751745-2003 "Конденсат газовый нестабильный в смеси с попутной нефтью".

Стабильный газовый конденсат является третьим конденсатом, соответствующим нормативно-техническим документам, указанным в п.1 ст.337 Кодекса. Стабильный конденсат, соответствующий ОСТ 51.65.80 или ТУ 51-05751745-09-97, не является добываемым полезным ископаемым.

Конденсат газовый по ОСТ 51.65.80 и конденсат газовый, компаундированный нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97, относятся к стабильным конденсатам (т.19 л.д.42-70).

При этом стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65.80 и стабильный газовый конденсат, компаундированный нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97 являются различными веществами, в том числе, по компонентному составу (т.19 л.д.42-70). Данные конденсаты также различаются по фракционному составу, количественному содержанию на один кубометр пластового газа, физическим свойствам.

У общества имеется техническая возможность для получения стабильного конденсата, компаундированного нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97. Общество фактически вырабатывало и реализовывало данный конденсат в 2004 г. (т.19 л.д.42-70).

Стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65.80 (ТУ 51-05751745-09-97) не числится на государственном балансе запасов полезных ископаемых, не указывается в форме 6-ГР и в эксплуатационных рапортах (т.19 л.д.42-70).

Нефтегазоконденсатная смесь, цену которой применяло общество для определения налоговых обязательств, является первым товарным продуктом, вырабатываемым из добываемого нестабильного конденсата, который наиболее близок по составу к нестабильному конденсату (т.19 л.д.42-70).

Согласно п.1 ст.337 Кодекса (в редакции Федерального закона от 29.05.2002 N 57-ФЗ) полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено п.3 ст.337 Кодекса), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Видами полезного ископаемого являются газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

Данное положение закона полностью согласуется с требованиями п.1 ст.337 Кодекса.

Учитывая изложенное, получение стабильного газового конденсата является переработкой добытого полезного ископаемого. В соответствии с п.1 ст.337 Кодекса не может быть признана полезным ископаемым и объектом обложения НДПИ продукция, полученная при переработке газового конденсата.

При таких обстоятельствах, стабильный газовый конденсат не может быть признан добываемым полезным ископаемым для целей налогообложения.

Налоговое законодательство обязывает определять добытое полезное ископаемое как продукт, в отношении которого были осуществлены все технологические операции, относящиеся к добыче полезного ископаемого. При определении технологических операций по добыче полезного ископаемого налогоплательщик обязан руководствоваться техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

Вследствие специфики месторождений в процессе добычи и переработки, осуществляемых обществом, категорией "газовый конденсат" охватываются газоконденсатная смесь, нестабильный конденсат, деэтанизированный конденсат, стабильный конденсат.

Как следует из "Уточненного проекта разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Уренгойского месторождения" (т.20 л.д.1-11), в соответствии с техническим проектом разработки данного месторождения добываемым полезным ископаемым является нестабильный газовый конденсат. При этом проект различает понятия "товарная продукция" и добываемый конденсат.

Добываемым конденсатом признается "нестабильный конденсат", а товарной продукцией - газ сепарации и деэтанизированный конденсат.

Согласно разделу 4.7.2 Проекта Принципиальной технологической схемы УКПГ, технологический цикл добычи завершается именно на выходе из УКПГ.

Аналогичные положения содержатся в "Коррективах проекта разработки нижнемеловых залежей Ен-Яхинского месторождения". В соответствии с проектом разработки данного месторождения добываемым полезным ископаемым признается нестабильный газовый конденсат. Стабильный же газовый конденсат в проекте указан как продукт переработки и один из товарных продуктов общества.

Стабильный конденсат, цену которого требует применить инспекция, является третьим, а не первым по своему качеству конденсатом, соответствующим нормативно-техническим документам, указанным в п.1 ст.337 Кодекса, следовательно, стабильный конденсат, соответствующий ТУ 51-05751745-09-97, ОСТ 51.65-80, не может являться добываемым полезным ископаемым.

В проверяемом периоде общество реализовывало конденсат газовый стабильный, компаундированный нефтью по ТУ 51-05751745-09-97. В проверяемый налоговый период общество не реализовывало стабильный газовый конденсат по ОСТ.

Конденсат газовый стабильный, компаундированный нефтью, как следует из ТУ 51-05751745-09-97 (т.19 л.д.71-76), представляет собой смесь конденсата газового стабильного и нефти.

Как следует из п.2.1 договоров на реализацию спорного товара, по договору может поставляться стабильный конденсат одного из двух видов: по ТУ 51-05751745-09-97 "Конденсат газовый стабильный, компаундированный нефтью" или по ОСТ 51.95-80 "Конденсат газовый стабильный".

Таким образом, из счетов-фактур, в которых указано "стабильный конденсат", нельзя установить конкретный вид стабильного конденсата, реализуемого о

Ссылка инспекции на счет-фактуру, как на документ, в соответствии с которым определяется вид поставляемого товара по договору, несостоятельна, поскольку в соответствии со ст.169 Кодекса счет-фактура применяется исключительно для целей применения вычетов по НДС.

Конкретный вид конденсата устанавливается на основании паспортов качества и писем покупателей, из которых следует, что обществом реализовывался стабильный газовый конденсат, компаундированный нефтью (в смеси с нефтью).

При этом паспорта качества являются обязательными для составления документами, подтверждающими качество продукта. Данные паспорта также обязательны для приемки конденсата покупателем.

Каких-либо паспортов качества на стабильный конденсат по ОСТ, подтверждающих реализацию такого стабильного конденсата, инспекцией в материалы дела не представлено.

Ссылка инспекции на то, что стабильный конденсат, компаундированный нефтью, по ТУ 51-05751745-09-97 и стабильный конденсат по ОСТ 51-65.80 являются идентичными веществами, неправомерна.

Как следует из описания и физико-химических свойств продукции, конденсат газовый компаундированный нефтью, является смесью двух продуктов: нефти - полезного ископаемого, являющегося одновременно товарной продукцией, и иной товарной продукции "стабильный конденсат". Следовательно, данные конденсаты различаются по компонентному составу. Непротиворечие технических документов на разные по компонентному составу стабильные конденсаты также не может являться основанием для признания их идентичными.

Довод инспекции о том, что реализуемый стабильный конденсат не имеет в своем составе нефти, необоснован, поскольку в силу особенностей эксплуатируемых обществом месторождений (т.19 л.д.90-95) из них добывается газ, конденсат и нефть. В этой связи на УКПГ, где вырабатывается стабильный конденсат, нестабильный конденсат уже сам по себе поступает в смеси с нефтью.

Наличие примеси нефти в продукции газоконденсатных скважин установлено при разработке месторождения, что отражено в геологическом отчете. При этом в отчете указано расчетное содержание примеси нефти 4,6 - 35,7%. Наличие примеси нефти в 2005 г. также подтверждается результатами анализа проб газоконденсатной смеси, извлекаемой из недр.

Поскольку сырьем для производимого УПКТ конденсата служил конденсат газовый нестабильный, добываемый в силу особенностей нефтегазоконденсатных месторождений общества вместе с нефтью, то в получаемой на УПКТ продукции после процесса стабилизации также присутствовала нефть.

Инспекция не представила доказательств того, что обществом в 2005 г. не реализовывался стабильный газовый конденсат, компаундированный нефтью по ТУ 51-05751745-09-97.

Согласно письму Федерального агентства по недропользованию от 03.07.2009 N ПС-03-31/5530 (т.44 л.д.11-12) в геологии к добываемому попутно с газом полезному ископаемому "газовый конденсат" также нередко применяется термин "стабильный конденсат", поскольку при стандартных физических условиях конденсат находится в жидком состоянии. Между тем использование в данном случае термина "стабильный" не дает оснований отождествлять его с газовым конденсатом, соответствующем ОСТ 51.65-80 или ТУ 51-0571745-09-97, получаемым в процессе переработки добытого газового конденсата.

Довод инспекции о том, что общество само в графе декларации определило количество стабильного газового конденсата, соответствующего ОСТ 51.65-80, ТУ 51-05751745-09-97, является необоснованным.

В соответствии со ст.339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется исходя из того, какой продукт признается в соответствии со ст.337 Кодекса добываемым полезным ископаемым.

Согласно п.7 ст.339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено п.8 настоящей статьи, 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.

Добываемым полезным ископаемым является газовый конденсат на выходе из УКПГ. Газовый конденсат на выходе из УКПГ находится в нестабильном состоянии.

В оспариваемом решении инспекции претензии к количеству добываемого полезного ископаемого отсутствуют.

Между тем в налоговой декларации, в форме 6-ГР, в учетной политике, в эксплуатационных рапортах, в письмах сотрудников общества отсутствует указание на стабильный газовый конденсат, соответствующий ТУ 51-05751745-09-97 или ОСТ 51.65-80 (т.20 л.д.65-150, т.21 л.д.1-138).

Согласно разъяснениям компетентных государственных органов стабильный конденсат, соответствующий ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" или ТУ 51-05751745-09-97 "Конденсат газовый стабильный, компаудированный нефтью", не числится на государственном балансе запасов полезных ископаемых; конденсат, числящийся в государственном балансе запасов полезных ископаемых и списывающийся с государственного баланса запасов полезных ископаемых за счет добычи, не соответствует "стабильному конденсату" ОСТ 51.65-80 или ТУ 51-05751745-09-97; полезное ископаемое газовый конденсат (С5+в) не идентичен понятию "стабильный газовый конденсат", являющийся продуктом переработки (т.19 л.д.82, 84-86, 88-89, т.20 л.д.20, т.23 л.д.31-45).

Факт того, что в декларациях по НДПИ не отражаются сведения по ОСТ 51.65-80 или ТУ 51-05751745-09-97, также подтвержден материальным балансом УПКТ (т.27 л.д.102-103), в котором указаны объемы стабильного газового конденсата, производимого обществом в 2005 г.

Ссылка инспекции на то, что проектная документация общества предусматривает определение потенциального содержания стабильного газового конденсата, соответствующего ОСТ, уже на стадии разработки месторождения, является необоснованной.

Добываемым полезным ископаемым согласно проектам разработки Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений является конденсат в нестабильном состоянии (т.19 л.д.42-70), что также подтверждается разработчиком проектов ТюменНИИгипрогаз (т.20 л.д.20).

Ни в одном из проектов разработки месторождений общества не указан конденсат по ОСТ 51.65.80 и ТУ 51-05751745-09-97 в каком-либо веществе.

Довод инспекции о том, что в налоговых декларациях по НДПИ в части газового конденсата налогооблагаемая база должна определяться обществом по ценам реализации стабильного газового конденсата, указанным в договорах на реализацию стабильного конденсата, неправомерен, поскольку цена стабильного конденсата, компаундированного нефтью, не может быть признана ценой добываемого полезного ископаемого - газового конденсата.

Согласно п.1 ст.340 Кодекса оценка стоимости добытых полезных ископаемых определяется налогоплательщиком самостоятельно одним из следующих способов: исходя из сложившихся у налогоплательщика за соответствующий налоговый период цен реализации; исходя из расчетной стоимости добытых полезных ископаемых.

Оценка стоимости полезного ископаемого, исходя из сложившихся у налогоплательщика цен реализации, возможна только в случае реализации налогоплательщиком продукции, признаваемой в соответствии со ст.337 Кодекса полезным ископаемым.

Инспекция применила метод определения цены газового конденсата по цене реализации.

Однако в проверяемых налоговых периодах отсутствовали факты реализации конденсата по ОСТ 51.65-80. Документальных доказательств обратного не представлено.

В проверяемом периоде общество при исчислении НДПИ применило цену более дорогого продукта, чем добываемый газовый конденсат, что не привело к занижению налогооблагаемой базы по НДПИ и не может являться основанием для доначисления спорного налога.

Добываемым полезным ископаемым для общества является газовый конденсат в нестабильном состоянии, однако данный конденсат общество не реализует, в связи с чем для целей определения стоимости добытого полезного ископаемого должны применяться расчетные цены стоимости данного конденсата.

При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции считает, что приведенные в апелляционной жалобе доводы не могут являться основанием к отмене принятого судом решения.

Обстоятельства по делу судом первой инстанции установлены полно и правильно, им дана надлежащая правовая оценка.

Нарушений норм процессуального права судом не допущено.

На основании изложенного и руководствуясь статьями 176, 266, 268, 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.04.2010 по делу N А40-152373/09-13-1210 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.

Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда вступает в законную силу со дня его принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления постановления в полном объеме в Федеральном арбитражном суде Московского округа.

Председательствующий судья

Н.Н. Кольцова

Судьи

В.Я. Голобородько Р.Г. Нагаев