Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 8 ноября 2010 г. N А40-26609/10-20-195

Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 8 ноября 2010 г. N 09АП-26484/2010

г. Москва

Дело N А40-26609/10-20-195

"08" ноября 2010 г.

N 09АП-26484/2010-АК

Резолютивная часть постановления объявлена "28" октября 2010 года.

Постановление изготовлено в полном объеме "08" ноября 2010 года

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи Румянцева П.В.,

судей Солоповой Е.А., Сафроновой М.С.,

при ведении протокола судебного заседания секретарем Чайка Е.А.

Рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 2

на решение Арбитражного суда города Москвы от 27.08.2010

по делу N А40-26609/10-20-195, принятое судьей Бедрацкой А.В.,

по заявлению Общества с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (ООО "Газпром добыча Ямбург")

к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 2

о признании незаконным решения от 30.09.2009 N 9-1-08/0116@ в части,

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Григорьевой Т.А. по дов. N 5-С/10 от 14.01.2010, Григорьева А.А. по дов. N 4-С/10 от 14.01.2010, Исаевой М.В. по дов. N 1-13/6123 от 31.08.2009, Прокофьевой Е.В. по дов. N 1-13/6121 от 31.08.2009, Прошута М.И. по дов. N 7-С/10 от 14.01.2010, Ломизе А.С. по дов. N 6-С/10 от 14.01.2010;

от заинтересованного лица - Грибкова И.С. по дов. N 04-17/026760 от 28.06.2010, Еленина А.Г. по дов. N 04-17 от 31.03.2010, Бирюк Д.Б. по дов. N 04-17/000523 от 15.01.2010, Быченя А.В. по дов. N 04-17/026941 от 29.06.2010,

УСТАНОВИЛ

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" обратилось в Арбитражный суд города Москвы с заявлением о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 2 от 30.09.2009 N 465/15 "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", оставленного без изменения решением Федеральной налоговой службы от 08.02.2010 N 9-1-08/0116@, в части: пункта 4.1. резолютивной части решения в части предложения уплатить: налог на прибыль в размере 920 997 409 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в пунктах 1.1., 1.2., 1.3., 1.4., 1.5., 1.6. мотивировочной части решения, налог на добавленную стоимость в размере 94 978 917,70 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в пунктах 2.1., 2.2., 2.3. мотивировочной части решения, налог на добычу полезных ископаемых в размере 83 514 574 руб., доначисленный по нарушениям, установленным в пунктах 3.1, 3.2., 3.3., 3.4., 3.5. мотивировочной части решения; пунктов 2 и 4.2. резолютивной части решения в части привлечения к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1. ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации, и предложения уплатить налоговые санкции в размере, приходящемся на соответствующие суммы налогов; пунктов 3 и 4.3. резолютивной части решения в части предложения уплатить пени, в размере, приходящемся на соответствующие суммы налогов.

Решением Арбитражного суда города Москвы от 27.08.2010 требования заявителя удовлетворены.

Не согласившись с принятым решением, инспекция обратилась с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда первой инстанции и принять по делу новый судебный акт об отказе заявителю в удовлетворении требований в полном объеме, указывая на нарушение судом норм материального и процессуального права.

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

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

При исследовании обстоятельств дела установлено, что инспекцией проведена выездная налоговая проверка общества по вопросам правильности соблюдения законодательства о налогах и сборах за период с 01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой составлен акт от 29.07.2009 N 356/15 (т. 13 л.д. 1-150, т. 14 л.д. 1-100) и, с учетом представленных обществом возражений на него (т. 12 л.д. 81-146), принято решение от 30.09.2009 N 465/15 "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" (т. 2 л.д. 21-150, т. 3 л.д. 1-150, т. 4 л.д. 1-80).

Решением Федеральной налоговой службы от 08.02.2010 N 9-1-08/0116@ (т. 5 л.д. 4-33) поданная обществом апелляционная жалоба (т. 4 л.д. 81-150, т. 5 л.д. 1-3) на решение инспекции оставлена без удовлетворения, решение инспекции утверждено и признано вступившим в силу.

Изучив материалы дела, оценив в совокупности все представленные по делу доказательства, выслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции пришел к выводу, что суд первой инстанции принял судебный акт на основании всесторонне исследованных обстоятельств, которые с достаточной полнотой изложены в решении и им дана надлежащая оценка.

При рассмотрении дела Арбитражным судом г. Москвы не допущено нарушения норм материального и процессуального права, влекущих отмену или изменение состоявшегося решения.

Решение суда не подлежит отмене, а доводы налогового органа, изложенные в апелляционной жалобе, - удовлетворению, по следующим основаниям.

Налог на прибыль

По пункту 1.1. решения инспекции - расходы на освоение природных ресурсов - строительство, геологическое изучение и ликвидация поисковых и разведочных скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявитель неправомерно включил в состав расходов по налогу на прибыль в 2006-2007 расходы на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию поисковых и разведочной скважин: в 2006 году: поисково-оценочной скважины N 90 Тазовской площади в сумме 113 036 141 руб.; разведочной скважины N 101 Заполярной площади в сумме 12 545 197 руб.; поисково-оценочной скважины N113 Заполярной площади в сумме 105 488 874 руб.; части ствола поисковой скважины N458 Северо-Ямбургской площади в сумме 128 784 845 руб.; поисково-оценочной скважины N 112 Заполярной площади в сумме 208 218 040 руб.; поисково-оценочной скважины N 91 Тазовской площади в сумме 94 666 955 руб.; в 2007 году: поисково-оценочной скважины N 113 Заполярной площади в сумме 105 488 874 руб.; части ствола поисковой скважины N 458 Северо-Ямбургской площади в сумме 180 298 783 руб.; поисково-оценочной скважины N 91 Тазовской площади в сумме 132 533 737 руб.; поисково-оценочной скважины N 112 Заполярной площади в сумме 41 643 606 руб.

В связи с этим налоговым органом доначислен налог на прибыль в размере 159 057 613 руб. за 2006 год и в размере 110 391 600 руб. за 2007 год, а также соответствующие пени и штрафные санкции по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации.

Основаниями для доначисления послужили доводы инспекции о том, 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.

Таким образом, налоговый орган полагает, что поскольку в ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации расходы по поисково-оценочным скважинам прямо не поименованы, то они не могут уменьшать налогооблагаемую базу по налогу на прибыль.

Инспекция ссылается на то, что ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации не предусмотрен порядок признания расходов 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, в случае, если она была ликвидирована по основаниям, указанным в п. IV "а" "Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 N 22.

Таким образом, налоговый орган полагает, что указанные выше расходы по разведочным скважинам не могут признаваться для целей налогообложения, если ликвидация скважины произведена по основаниям, указанным в п. IV "а" "Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов".

Данные доводы были предметом исследования суда первой инстанции и правомерно отклонены как не соответствующие законодательству о налогах и сборах, позиции Минфина Российской Федерации и сложившейся судебно-арбитражной практике, в том числе постановлению Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 09.03.2010 N 14754/09.

Так, как правильно указал суд первой инстанции, расходы на строительство скважин, геологические работы и последующую ликвидацию скважин соответствуют требованиям ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации и подлежат включению в расходы в целях налогообложения прибыли.

Кроме того, указанные затраты представляют собой расходы на освоение природных ресурсов и подлежат учету в соответствии с положениями ст.ст. 261, 325 Налогового кодекса Российской Федерации, расходы на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию поисковых скважин подлежат включению в состав расходов по налогу на прибыль в общем порядке, установленном п.п. 1, 2 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Федеральная налоговая служба указала, что в целях учета при налогообложении прибыли расходов на ликвидацию скважин п. 5 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации не устанавливает каких-либо ограничений по видам скважин (поисковая, разведочная, опорная, параметрическая и т.д.), следовательно, 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 Налогового кодекса Российской Федерации (т. 55 л.д. 1-8).

Кроме того, расходы на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию разведочных скважин подлежат включению в состав расходов по налогу на прибыль в специальном порядке, установленном п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации. При этом Налоговый кодекс Российской Федерации не предусматривает каких-либо специальных требований к категории ликвидации скважины для признания расходов по п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 по делу N А40-42787/09-117-250, оставленным без изменения постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10, с участием тех же лиц по аналогичному спору по выездной налоговой проверке общества за 2005 позиция налогового органа признана не соответствующей законодательству о налогах и сборах (т. 55 л.д. 9-86).

Так, в постановлении от 26.03.2010 указано, что суды правомерно указали на то, что общество учитывало спорные расходы в соответствии с требованиями ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку данными нормами установлен специальный порядок учета расходов на освоение природных ресурсов, в том числе связанный со строительством (бурением) и последующей ликвидацией непродуктивных поисковых и разведочных скважин, геологическими работами (т. 55 л.д. 9-29).

Судами при исследовании представленных сторонами доказательств установлено, что общество правомерно учитывало затраты на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию поисковых скважин в порядке, предусмотренном п.п. 1, 2 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, а также затраты на разведочные скважины в порядке п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

В частности, суды подтвердили правомерность признания в 2005 году затрат на строительство, геологические работы и последующую ликвидацию поисково-оценочной скважины N 90 Тазовской площади и разведочной скважины N 101 Заполярной площади, расходы на которые признаны в целях налогообложения прибыли равномерно в течение 12 месяцев с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором эти скважины ликвидированы.

При этом часть расходов правомерно учтена обществом в 2005 году, что признано вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250, оставшаяся часть расходов по указанным скважинам на том же основании включена в состав расходов для целей налогообложения прибыли в 2006 году.

По мнению налогового органа, расходы на освоение природных ресурсов неправомерно признаны заявителем в целях налогообложения прибыли в 2006, 2007 годах по тем же основаниям, которые изложены в решении инспекции по итогам проверки за 2005 год. Арбитражным судом г. Москвы решение налогового органа в указанной части признано недействительным.

Таким образом, в решении Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 по делу N А40-42787/09-117-250, правомерность которого подтверждена постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10, установлено, что общество правомерно признавало расходы на освоение природных ресурсов в целях налогообложения прибыли (т. 55 л.д. 9-86).

Суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что общество правомерно учитывало затраты в целях исчисления налога на прибыль, руководствуясь положениям ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации.

Так, в соответствии с п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации 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 Российской Федерации. Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Согласно п. 3.1. Устава заявителя целью деятельности общества является получение прибыли посредством рациональной и эффективной разработки газовых, газоконденсатных, газонефтеконденсатных и нефтяных месторождений в соответствии с лицензиями на разработку и с соблюдением необходимых природоохранных мер (т. 2 л.д. 2-20).

В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" и соответствующими лицензионными соглашениями пользователь недр, в том числе обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию (т. 5 л.д. 128-132).

Таким образом, расходы на строительство (бурение) скважин, геолого-поисковые работы и ликвидацию скважин, не подлежащих использованию, являются экономически обоснованными, поскольку осуществлялись обществом в силу императивных требований законодательства.

Данный вывод соответствует правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной, в частности, в постановлениях Президиума от 09.03.2010 N 14754/09 и от 28.04.2009 N 17070 (т. 5 л.д. 49-54).

Также суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что спорные расходы правомерно учитывались заявителем в соответствии с требованиями ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации.

Так, налоговым законодательством установлен специальный порядок учета расходов на освоение природных ресурсов, в том числе, связанных со строительством (бурением) и последующей ликвидацией непродуктивных поисковых и разведочных скважин, геолого-поисковыми работами.

Нормы, установленные ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации, являются специальными по отношению к требованиям ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации, при этом не предусматривают возможность единовременного списания расходов на ликвидацию непродуктивной скважины, и применяются в тех случаях, когда скважина не используется как эксплуатационная и не отражается в налоговом учете в качестве амортизируемого имущества.

В силу п. 1 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации 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.п. 2.4, 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" (т. 5 л.д. 101-103): поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных к поисковым работам, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости. В поисково-оценочных скважинах производятся исследования с целью получения информации о геологическом строении и оценки нефтегазоносности вскрытого разреза отложений.

Комплекс исследований и работ в поисковых скважинах, в том числе включает опробование и испытание в процессе бурения перспективных нефтегазоносных комплексов (пластоиспытателями на бурильных трубах с геофизическим сопровождением и локализацией продуктивных пластов приборами на каротажном кабеле) с отбором проб пластовых флюидов; разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно - промышленной эксплуатации) залежи.

При бурении разведочных скважин проводят: отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем достаточное освещение коллекторских свойств; геолого-технологические и геохимические исследования в процессе бурения (при необходимости); промыслово-геофизические исследования и т.д.

Таким образом, бурение (строительство) поисковых и разведочных скважин является основным видом работ по освоению природных ресурсов (поискам и оценке месторождений, разведке полезных ископаемых).

Следовательно, включение спорных затрат в состав расходов для целей исчисления налогооблагаемой базы по прибыли прямо предусмотрено ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, т.к. данные затраты отнесены к расходам по освоению природных ресурсов.

В соответствии с п. 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации 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 Налогового кодекса Российской Федерации 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 Налогового кодекса Российской Федерации.

В целях учета при налогообложении прибыли расходов на ликвидацию скважин п. 5 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации не устанавливает каких-либо ограничений по видам скважин (поисковая, разведочная, опорная, параметрическая и т.д.). При этом указанная норма содержит отсылку к ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, устанавливающей порядок признания расходов на освоение природных ресурсов, в зависимости от характера произведенных затрат.

Аналогичной позиции по данному вопросу придерживается Минфин Российской Федерации, в частности, в письмах от 12.11.2008 N 03-03-06/1/626 (т. 5 л.д. 104), от 20.03.2009 N 03-03-06/1/170, от 14.09.2009 N 03-03-06/1/581 (т. 5 л.д. 105-107).

Правомерность изложенной позиции также подтверждается судебно-арбитражной практикой, сложившейся непосредственно в отношении дочерних обществ ОАО "Газпром" (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 30.10.2009 N КА-А40/11455-09 по делу N А40-91919/08-97-457 - т. 5 л.д. 43-48).

Более того, правомерность действий общества подтверждена вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 по делу N А40-42787/09-117-250, вынесенным по спору между заявителем и инспекцией, предметом рассмотрения которого являлись выводы налогового органа о необоснованном списании в 2005 году расходов по ликвидированным поисково-оценочной скважине N 90 Тазовской площади и разведочной скважине N 101 Заполярной площади (т. 55 л.д. 30-86).

При таких обстоятельствах суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что 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 Налогового кодекса Российской Федерации, исходя из характера произведенных работ (поиск и оценка месторождений, разведка полезных ископаемых и др.).

По мнению налогового органа, общество не вправе учесть расходы по поисково-оценочным скважинам в порядке п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку указанный порядок (признания расходов на строительство (бурение) скважин на месторождениях нефти и газа, которые оказались непродуктивными, проведение комплекса геологических работ и испытаний с использованием этой скважины, а также на последующую ликвидацию), установлен только в отношении разведочных скважин.

Вместе с тем, как правильно указал суд первой инстанции, в решении налоговый орган неверно квалифицировал указанные расходы по п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку 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.п. 1, 2 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Следовательно, ссылка налогового органа на письма Минфина Российской Федерации по применению п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации несостоятельна.

Инспекция указывает, что общество произвело ликвидацию поисково-оценочных скважин, расходы на ликвидацию которых не включены в перечень расходов на освоение природных ресурсов, установленный п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Между тем положения п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации не содержат перечня расходов на освоение природных ресурсов.

Перечень данных расходов предусмотрен п. 1 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, где, в том числе перечислены расходы на поиск и оценку, разведку месторождений полезных ископаемых.

При этом положения п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации определяют специальный порядок признания расходов на освоение природных ресурсов применительно к разведочным скважинам.

Так, в соответствии с п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации порядок признания расходов на освоение природных ресурсов для целей налогообложения, предусмотренный настоящей статьей, 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.

Из указанной нормы следует, что порядок, приведенный в п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, применяется в отношении основного комплекса работ по разведке полезных ископаемых (бурение (строительство) и ликвидация разведочных скважин, геологическое изучение месторождений полезных ископаемых).

Вместе с тем, п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации не исключает применение общих положений п.п. 1 и 2 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации к работам по поиску и оценке месторождений полезных ископаемых (в т.ч. геолого-поисковые работы, строительство (бурение) и ликвидация поисково-оценочных скважин), поскольку подобный подход прямо противоречит абз. 3 п. 1 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Кроме того, специальный характер п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации непосредственно следует из указанной нормы.

Более того, необходимо учитывать, что расходы на строительство (бурение) и ликвидацию поисковых скважин, а также геологическое изучение месторождения представляют собой основной комплекс работ по поиску и оценке месторождения.

Таким образом, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что общество, руководствуясь положениями п.п. 1 и 2 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, правомерно отражало произведенные затраты в качестве расходов на поиск и оценку месторождений полезных ископаемых, с учетом положений п.п. 3, 5 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации.

Довод налогового органа о необходимости уведомления в порядке п. 3 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации федерального органа управления государственным фондом недр или его территориального подразделения о прекращении дальнейших геолого-поисковых, геолого-разведочных, и иных работ на участке недр в связи с их бесперспективностью в целях возможности признания понесенных обществом расходов на освоение природных ресурсов, необоснован по следующим основаниям.

Как правильно указал суд первой инстанции, к данным правоотношениям не может применяться п. 3 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку указанная норма предусматривает специальный порядок списания расходов на освоение природных ресурсов в случае признания соответствующих геолого-поисковых и геолого-разведочных работ безрезультатными по соответствующему участку недр.

В соответствии с п. 3 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, если расходы на освоение природных ресурсов по соответствующему участку недр оказались безрезультатными, указанные расходы признаются для целей налогообложения с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором налогоплательщик уведомил федеральный орган управления государственным фондом недр или его территориальное подразделение о прекращении дальнейших геолого-поисковых, геолого-разведочных и иных работ на этом участке в связи с их бесперспективностью.

При этом безрезультатными признаются геолого-поисковые, геолого-разведочные и иные работы, по результатам которых налогоплательщик принял решение о прекращении дальнейших работ на соответствующей части участка недр в связи с бесперспективностью выявления запасов полезных ископаемых либо в связи с невозможностью или нецелесообразностью строительства и (или) эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Порядок, предусмотренный указанным пунктом, применяется к расходам на освоение природных ресурсов, относящимся к части территории (акватории), предусмотренной соответствующей лицензией.

Таким образом, установленные п. 3 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации требования регламентируют порядок включения в состав прочих расходов затрат налогоплательщика по безрезультатным геолого-поисковым, геолого-разведочным и иным работам на соответствующем участке недр.

Исходя из целей строительства и назначения поисковых скважин, а также оснований для их ликвидации, определяемых Инструкцией N 22, ликвидация поисковых скважин не свидетельствует о бесперспективности выявления запасов полезных ископаемых на соответствующем участке недр и прекращении дальнейших геологоразведочных работ на данном участке.

В данном случае поисково-оценочные скважины ликвидированы как выполнившие свое назначение, при этом расходы на освоение природных ресурсов безрезультатными не являются.

Таким образом, отказ налогового органа в признании расходов на освоение природных ресурсов (строительство (бурение) и ликвидацию поисково-оценочных скважин, а также геологическое изучение месторождения), является незаконным.

Данный вывод соответствует сложившейся судебно-арбитражной практике (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10, от 30.10.2009 N КА-А40/11455-09, от 30.05.2008 N КА-А40/3955-08-П - т. 5 л.д. 34-48, 55-64), а также позиции Минфина Российской Федерации (письма от 12.11.2008 N 03-03-06/1/626, от 14.09.2009 N 03-03-06/1/581 и от 20.03.2009 N 03-03-06/1/170 - т. 5 л.д. 104-107).

Таким образом, руководствуясь указанными требованиями налогового законодательства, общество правомерно учитывало указанные расходы в целях налогообложения прибыли в следующем порядке:

По поисково-оценочной скважине N 90 Тазовской площади изоляционно-ликвидационные работы проведены в соответствии с планом изоляционно-ликвидационных работ в поисково-оценочной скважине N 90 Тазовской площади (согласован 04.05.2005) подрядчиком ДООО Буровая компания "БУРГАЗ" Филиал "Тюменбургаз" (т. 5 л.д. 128-132). Скважина ликвидирована на основании акта "О ликвидации поисково-оценочной скважины N 90 Тазовской площади" от 24.05.2005 N 13-ОН и в соответствии с актом "О непродуктивности скважины N 90 Тазовской площади" (т. 5 л.д. 133-138).

По поисково-оценочной скважине N 91 Тазовской площади изоляционно-ликвидационные работы проведены в соответствии с планом изоляционно-ликвидационных работ в поисково-оценочной скважине N 91 Тазовской площади (т. 5 л.д. 139-142). Скважина ликвидирована на основании акта "О ликвидации поисково-оценочные скважины N 91 Тазовской площади" от 28.07.2006 N 24-ОН и в соответствии с актом "О непродуктивности скважины N 91 Тазовской площади" (т. 5 л.д. 143-147).

По поисково-оценочной скважине N 112 Заполярной площади изоляционно-ликвидационные работы проведены в соответствии с планом изоляционно-ликвидационных работ в поисково-оценочной скважине N 112 Заполярной площади (согласован 28.12.2005) подрядчиком ДООО "БУРГАЗ" Филиал "Тюменбургаз" (т. 5 л.д. 147-150). Скважина ликвидирована на основании акта "О ликвидации поисково-оценочной скважины N 112 Заполярной площади" от 28.02.2006 N 3 и в соответствии с актом "О непродуктивности скважины N 112 Заполярной площади" (т. 6 л.д. 1-5).

По поисково-оценочной скважине N 113 Заполярной площади изоляционно-ликвидационные работы проведены соответствии с планом на ликвидацию поисково-оценочной скважине N 113 Заполярной площади (согласован 02.04.2006) подрядчиком ООО "БУРГАЗ" Филиал "Тюменбургаз" (т. 6 л.д. 6-9). Скважина ликвидирована на основании акта "О ликвидации поисково-оценочной скважины Заполярной площади" от 16.06.2006 N 14-ОН и в соответствии с актом "О непродуктивности скважины N 113 Заполярной площади" (т. 6 л.д. 10-14).

По поисковой скважине N 458 Северо-Ямбургской площади изоляционно-ликвидационные работы проведены на основании в соответствии с планом на ликвидацию части ствола в интервале 4200-1500 поисковой скважины N 458 Северо-Ямбургской площади (согласован 26.04.2006) подрядчиком ООО "БУРГАЗ" Филиал "Тюменбургаз (т. 6 л.д. 15-19). Часть ствола скважины ликвидирована на основании акта N 18-ОН "О ликвидации части ствола поисковой скважины N 458 Северо-Ямбургской площади" от 29.06.2006 и в соответствии с актом "О непродуктивности скважины N 458 Северо-Ямбургской площади" (т. 6 л.д. 20-24).

Таким образом, затраты на строительство (бурение), геолого-поисковые и изоляционно-ликвидационные работы в поисково-оценочных скважинах общество правомерно включило в расходы по налогу на прибыль в порядке, предусмотренном ст.ст. 261 и 325 Налогового кодекса Российской Федерации.

По мнению налогового органа, ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации 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 была ликвидирована согласно категории IV "а" Инструкции N 22.

Однако, как правильно указал суд первой инстанции, указанные выводы налогового органа в отношении разведочной скважины N 101 Заполярной площади не соответствуют нормам закона и признаны необоснованными вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250 от 17.08.2009 между заявителем и инспекцией.

В соответствии с п. 5 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации 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 Налогового кодекса Российской Федерации.

Включение расходов по ликвидации непродуктивных поисковых скважин осуществляется в общем порядке, предусмотренном ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации, расходы на ликвидацию непродуктивных разведочных скважин учитываются в соответствии с п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

При этом Налоговый кодекс Российской Федерации не предусматривает каких-либо специальных требований к категории ликвидации скважины для признания расходов по п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации.

Предусмотренные Инструкцией N 22 основания ликвидации скважин (категории) определены в целях соблюдения законодательства об охране и использовании недр и выбора порядка ликвидации в зависимости от геологических, технологических, экологических и других особенностей объекта.

К категории IV, установленной Инструкцией N 22, относятся скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

Минфин Российской Федерации в письме от 14.09.2009 N 03-03-06/1/581 прямо указал на то, что поскольку отраслевой Инструкцией установлен порядок ликвидации скважин по технологическим, экологическим и другим причинам и данные расходы соответствуют условиям п. 1. ст. 252 Кодекса, налогоплательщик может учитывать расходы на строительство и ликвидацию таких разведочных скважин в соответствии с положениями ст. 261 Кодекса (т. 5 л.д. 106-107).

Данная позиция подтверждается сложившейся судебно-арбитражной практикой (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа N КА-А40/11455-09 от 30.10.2009 - т. 5 л.д. 43-48, 95-100).

В силу абз. 2 п. 4 ст. 261 Налогового кодекса Российской Федерации решение о признании соответствующей скважины непродуктивной принимается налогоплательщиком один раз и в дальнейшем изменению не подлежит.

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

Судом установлено, что разведочная скважина N 101 Заполярной площади данному критерию соответствуют, строительство (бурение) скважины осуществлялось в целях геологического изучения недр в соответствии с лицензией на право пользования недрами N СЛХ 00739 НЭ. Осуществление через указанную скважину добычи в промышленных масштабах обществом не производилось и не планировалось.

Кроме того, разведочная скважина N 101 Заполярной площади закончена строительством и выполнила свое геологическое назначение. Указанная скважина признана обществом непродуктивной и ликвидирована по согласованию с Управлением Ростехнадзора по ЯНАО, что подтверждается: Планом работ по ликвидации разведочной скважины N 101 Заполярного месторождения, актом от 28.07.2005 N 30-ОН "О ликвидации разведочной скважины N 101 Заполярного НГКМ", актом о непродуктивности скважины N 101 Заполярной площади (т. 6 л.д. 25-31).

Более того, правомерность учета обществом расходов по разведочной скважине N 101 Заполярной площади, ликвидированной в 2005 году, подтверждена решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 по делу N А40-42787/09-117-250, оставленным без изменения постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа N КА-А40/2651-10 от 26.03.2010 (т. 55 л.д. 9-86).

Таким образом, доначисление налога на прибыль в размере 159 057 613 руб. за 2006 год и в размере 110 391 600 руб. за 2007 год, соответствующих пени, а также привлечение общества к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации является неправомерным.

По пункту 1.2. решения инспекции - расходы на капитальный ремонт и проведение ГРП бездействующих скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявителем в нарушение п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации для целей налогообложения прибыли неправомерно учтены расходы, понесенные в связи с проведением ремонтных работ на бездействующих скважинах N 8103, N 12206, N 21106, N 30806, N 30801, N 30301, N 20802 Ямбургского ГКМ в сумме 278 328 822,54 руб. В связи с этим доначислен налог в размере 66 798 917 руб., а также соответствующие пени и штрафные санкции.

Основаниями для доначисления налога послужили доводы инспекции о том, что скважины, на которых производились ремонтные работы, находились в бездействии и не использовались заявителем в производственной деятельности в течение проверяемого периода. Цели ремонтных работ достигнуты не были. Скважины, по которым производились ремонтные работы, приняты заявителем от арендодателя в состоянии, непригодном для использования, договор аренды не может предусматривать обязанность арендатора по устранению недостатков непригодного для использования арендованного имущества.

Данные доводы судом апелляционной инстанции отклоняются исходя из следующих обстоятельств.

Судом установлено, что в соответствии с п. 3.1 Устава общества (т. 2 л.д. 2-20) целью деятельности заявителя является получение прибыли посредством рациональной и эффективной разработки газовых, газоконденсатных, газонефтеконденсатных и нефтяных месторождений в соответствии с лицензиями на разработку и с соблюдением необходимых природоохранных мер.

Право пользование недрами Ямбургского ГКМ предоставлено заявителю на основании лицензии СЛХ N 00738 НЭ и в соответствии с положениями лицензионного соглашения (т. 6 л.д. 32-45).

В силу п. 6.5 лицензионного соглашения в редакции дополнения (регистрационный N 289) владелец лицензии обязуется применять современную технологию работ, обеспечивающую рациональное освоение месторождения с соблюдением природоохранных норм.

В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" пользователь недр обязан обеспечить сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях.

Кроме того, согласно п. 108 "Правил охраны недр", утв. постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71 (т. 6 л.д. 46-66), требования к разработке месторождений нефти и газа предусматривают проведение работ по текущему и капитальному ремонту скважин.

В целях исполнения возложенных действующим законодательством Российской Федерации на пользователей недр обязанностей заявитель в проверяемом периоде предпринял все возможные действия для сохранения указанных скважин и выведения их из бездействия на основе современной технологии ведения ремонтных работ.

Таким образом, расходы общества на проведение ремонта скважин являются экономически обоснованными и понесены в силу императивных требований законодательства, предъявляемых к пользователям недр.

Данный вывод соответствует правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в постановлении Президиума от 19.04.2005 N 13591/04 (т. 6 л.д. 67-68).

Налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности для оценки обоснованности расходов

Статьей 252 Налогового кодекса Российской Федерации установлены обязательные критерии, которым должны соответствовать расходы, уменьшающие налоговую базу по налогу на прибыль, а именно, обоснованность (экономическая оправданность) затрат и их документальное подтверждение.

В определениях от 04.06.2007 N 320-О-П (т. 6 л.д. 69-71) и N 366-О-П (т. 6 л.д. 72-74) Конституционный Суд Российской Федерации разъяснил, что обоснованность расходов, учитываемых при расчете налоговой базы, должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской или иной экономической деятельности. При этом речь идет именно о намерениях и целях (направленности) этой деятельности, а не о ее результате. Налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности, а потому обоснованность расходов, уменьшающих в целях налогообложения полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения их целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата.

Из этого же исходит и Пленум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, указавший в постановлении от 12.10.2006 N 53 "Об оценке арбитражными судами обоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды" (т. 6 л.д. 75-76), что обоснованность расходов, учитываемых при расчете налоговой базы, должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской или иной экономической деятельности. При этом речь идет именно о намерениях и целях (направленности) этой деятельности, а не о ее результате.

Судом первой инстанции установлено, что выполнение заявителем ремонтных работ связано с восстановлением работоспособности бездействующих скважин. Затраты на выполнение указанных работ обоснованы намерениями заявителя получить экономический эффект от использования в будущем выведенных из бездействия скважин в результате осуществления экономической деятельности.

Не признавая расходы по ремонту имущества в связи с тем, что принятые заявителем от арендодателя бездействующие скважины возвращены арендодателю также в бездействующем состоянии, налоговый орган фактически оценивает порядок и условия ведения заявителем финансово-хозяйственной деятельности и квалифицирует обоснованность расходов в зависимости от результатов отдельных этапов ремонтных работ.

Однако из содержания п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 260 Налогового кодекса Российской Федерации следует, что факт использования имущества заявителем непосредственно до проведения ремонта для оценки обоснованности (экономической оправданности) соответствующих расходов не имеет правового значения.

Таким образом, ссылка налогового органа на бездействие скважин до проведения ремонтных работ противоречит содержанию и смыслу ремонтных работ, поскольку ремонт того или иного имущества, как правило, направлен на поддержание или восстановление первоначальных показателей объекта. В основании расходов на ремонт лежит заведомо объективная экономическая цель - устранение неисправностей, дефектов, восстановление работоспособности, исправности используемого имущества.

При таких обстоятельствах доводы инспекции о необоснованности расходов на капитальный ремонт арендованных скважин, находящихся в бездействии, являются несостоятельными.

Данный вывод соответствует судебно-арбитражной практике (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 09.02.2010 N КА-А40/191-10).

Также является необоснованным довод налогового органа о том, что цели выполненных работ не достигались, поскольку скважины не выведены на рабочий режим.

Судом установлено и подтверждается материалами дела, что заявителем выполнены работы по капитальному ремонту скважин N 8103, N 12206, N 21106, N 30806, N 30801, N 30301, N 20802 Ямбургского ГКМ.

Как пояснил заявитель, при выполнении работ обществом ставились различные цели - промежуточные, способствующие достижению главной цели проведения ремонтных работ - выведения скважин на рабочий режим. Последовательное достижение промежуточных целей обеспечивало возможность выведения скважин на рабочий режим, но при этом это, в силу технических особенностей ремонта скважин, не гарантировало, что при достижении таких целей скважина в обязательном порядке будет выведена на рабочий режим. Учитывая особый технологический характер производства ремонтных работ и уникальность каждого ремонтируемого объекта (скважины), в ходе достижения поставленных промежуточных целей заявителем анализировались показатели работы скважин после ремонта, возможность их запуска в эксплуатацию. В случаях, когда после проведенных исследований скважин показатели исследования не соответствовали показателям, необходимым для выведения скважины на рабочий режим, заявителем определялись дальнейшие возможные пути выведения скважин из бездействия, вследствие чего корректировались планы дальнейшего производства ремонтных работ.

Так, в период с 22.06.2006 по 09.08.2006 обществом проведены работы по капитальному ремонту скважины N 8103, что подтверждается актом на выполненные объемы по капитальному ремонту скважины N 8103 ЯГКМ, утвержденным 25.08.2006 (т. 6 л.д. 77-79). Согласно акту целями проведения ремонтных работ по скважине N 8103 в период с 22.06.2006 по 09.08.2006 являлись: водоизоляция; вывод скважины из бездействия.

Данный акт содержит полный перечень проведенных заявителем ремонтных работ на скважине N 8103. По завершении ремонтных работ проведено исследование скважины, в результате чего дано итоговое заключение о достигнутом результате в ходе проведения ремонтных работ, что отражено в акте.

Таким образом, из акта следует, что в результате проведения ремонтных работ достигнута промежуточная цель работ - водоизоляция.

Достижение главной цели - вывода скважины из бездействия, стало невозможным вследствие того, что показатель давления (Рраб.гол.) соседних скважин куста (64,64 атм по скважине N 8102) превышал показатель давления (Рст.) на скважине N 8103 (60,92 атм по скважине N 8103), что свидетельствует о невозможности подключения скважины к шлейфу и о возможности ее работы после изменения (увеличения) режима отбора газа в зимний период. Данный факт подтверждается актом о результатах исследования скважины N 8103 по состоянию на 08.08.2006 (т. 6 л.д. 80).

В ноябре 2006 года по данным акта о результатах исследования скважины N 8103 по состоянию на 11.11.-12.11.2006 (т. 6 л.д. 81) проведены дополнительные гидродинамические исследования на данной скважине, скважина запущена в технологию, однако на утро следующего дня скважина закрыта для проведения на ней дополнительных исследований по причине низких устьевых параметров.

Судом установлено, что представленные документы свидетельствуют о том, что заявителем прилагались все возможные усилия для выведения скважины N 8103 на рабочий режим. Однако по результатам проведенных исследований, работы по выводу скважины из бездействия на момент проверяемого периода (2006-2007 годы) не завершены в полном объеме, поскольку необходимо проведение дополнительных исследований на данной скважине, а также дополнительных работ по выведению ее на рабочий режим.

Таким образом, суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что проведенные заявителем ремонтные работы в период (2006-2007 годы) по бездействующим скважинам не могут считаться полностью законченными, поскольку в процессе осуществления ремонта указанных скважин главная цель выполнения работ - выведение скважин из бездействия, в силу особой специфики работы каждой скважины, может быть достигнута только путем проведения дополнительных мероприятий по ремонту. Учитывая трудоемкость ремонтных работ, сезонный характер возможности проведения ремонтных работ и прочие факторы, выведение скважин из бездействия может быть осуществлено в течение нескольких налоговых периодов.

Так, например, в октябре 2009 года скважина N 30801 выведена из бездействия и переведена в действующий фонд, что подтверждается: актом на сдачу из капитального ремонта скважины N 30801 ЯГКМ от 20.10.2009 (т. 6 л.д. 82); описанием выполненных работ по капитальному ремонту скважины N 30801 ЯГКМ (т. 6 л.д. 83-84).

Таким образом, период проведения ремонтных работ по выведению данной скважины из бездействия составил 4 года, с ноября 2005 года по октябрь 2009 года. После проведения дополнительного объема ремонтных работ главная цель - выведение скважины из бездействия, достигнута, и в 2009 году скважина переведена в действующий фонд для использования в производственной деятельности с целью получения дохода.

При таких обстоятельствах вывод налогового органа о том, что при проведении ремонтных работ заявителем не достигались поставленные цели, а также ссылка на то обстоятельство, что после проведения вышеперечисленных ремонтных работ скважины продолжали находиться в бездействующем фонде, являются несостоятельными.

Данный вывод соответствует судебно-арбитражной практике (постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 06.06.2007 N КА-А40/4744-07 - т. 6 л.д. 85-99).

Довод инспекции о несостоятельности ссылки суда первой инстанции на решение Арбитражного суда г. Москвы от 24.11.2006 по делу N А40-5428/06-80-33, оставленное без изменения постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 06.06.2007 N КА-А40/4744-07, судом апелляционной инстанции отклоняется, поскольку в указанном деле рассматривались схожие обстоятельства дела и доводы налогового органа.

Вывод налогового органа о том, что устранение недостатков непригодного для использования арендованного имущества не может быть квалифицировано в качестве исполнения обязательств арендатора по капитальному ремонту арендованного имущества, противоречит фактическим обстоятельствам.

Судом установлено, что в аренду передавалось имущество, полностью соответствующее условиям договоров аренды и пригодное для эксплуатации.

В соответствии со ст. 606 Гражданского кодекса Российской Федерации по договору аренды арендодатель обязуется предоставить арендатору имущество за плату во временное владение и пользование или во временное пользование.

Согласно п. 1 ст. 611 Гражданского кодекса Российской Федерации арендодатель обязан предоставить арендатору имущество в состоянии, соответствующем условиям договора аренды и назначению имущества.

Пунктом 1.1 договоров аренды, заключенных заявителем с ОАО "Газпром", установлено, что арендодатель обязуется предоставить арендатору (заявителю) за плату во временное владение и пользование принадлежащее ему на праве собственности имущество в состоянии пригодном для нормальной его эксплуатации (т. 6 л.д. 100-116).

В соответствии с п. 104 "Правил охраны недр", утв. постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71 (т. 6 л.д. 46-66), пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

Исходя из положений указанного нормативного акта, бездействующий фонд скважин относится к эксплуатационному фонду.

Таким образом, передаваемые арендодателем в аренду бездействующие скважины находились в состоянии пригодном для эксплуатации.

Судом установлено, что в целях осуществления контроля за разработкой нефтяных залежей в проверяемый период на бездействующих скважинах проводились гидродинамические исследования, в частности, гидродинамические исследования проводились по скважине N 8103, что подтверждается актами о результатах исследования скважины (т. 6 л.д. 80-81).

В соответствии с п. 4.3.3 "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", утв. совместным приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации N 323 и Министерства топлива и энергетики Российской Федерации N 445 от 28.12.1999, гидродинамические исследования в скважинах - геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах, а также гидродинамических связях пластов, включающие измерение давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюида в стволе скважины с использованием аппаратуры, спускаемой в скважину на каротажном кабеле (т. 6 л.д. 117-147).

Комплекс гидродинамических исследований на бездействующем фонде скважин, выведенным в бездействие по геологическим причинам, проводился для более полного анализа возможности вывода данной скважины из бездействия и разработки планов проведения ремонтных работ.

Таким образом, использование бездействующих скважин для указанных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, т.е. для основной деятельности заявителя.

Кроме того, необходимо учитывать, что обстоятельством, свидетельствующим о непригодности скважины для эксплуатации, может являться только факт ее ликвидации в порядке, установленном действующим законодательством.

При таких обстоятельствах суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что доводы налогового органа о том, что указанные скважины переданы арендодателем (ОАО "Газпром") в пользование арендатора (ООО "Газпром добыча Ямбург") в состоянии непригодном для эксплуатации, не соответствуют фактическим обстоятельствам.

Данный вывод подтверждается судебно-арбитражной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.05.2010 N КА-А40/4965-10, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б - т. 7 л.д. 1-17).

Кроме того, как правильно указал суд первой инстанции, отдельные недостатки в работе эксплуатационных скважин не могут быть препятствием для аренды указанных объектов пользователем недр.

Перечисленные выше скважины арендовались у собственника имущества непрерывно на протяжении многих лет. При этом изначально данные скважины арендовались заявителем как действующие, на которых велась добыча газа. Остановка работы скважин произошла во время их эксплуатации арендатором (заявителем).

Таким образом, при перезаключении договоров аренды заявителю были заранее известны все недостатки арендуемого имущества.

В соответствии с п. 2 ст. 612 Гражданского кодекса Российской Федерации арендодатель не отвечает за недостатки сданного в аренду имущества, которые были им оговорены при заключении договора аренды или были заранее известны арендатору либо должны были быть обнаружены арендатором во время осмотра имущества или проверки его исправности при заключении договора или передаче имущества в аренду.

Согласно п. 1 ст. 616 Гражданского кодекса Российской Федерации арендодатель обязан производить за свой счет капитальный ремонт переданного в аренду имущества, если иное не предусмотрено законом, иными правовыми актами или договором аренды.

Судом установлено, что условиями договоров аренды, заключенных с ОАО "Газпром", предусмотрена обязанность арендатора (заявителя) нести расходы по содержанию и эксплуатации имущества. В частности, в соответствии с п. 4.4.3 договора аренды имущества от 25.05.2006 N 01/1600-Д-40/2006 арендатор обязан: нести расходы по содержанию и эксплуатации имущества; производить за свой счет диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, профилактическое обслуживание, все виды ремонтов, включая текущий и капитальный ремонт арендованного имущества в объемах и сроки, утвержденные арендодателем, и обеспечивающих его надлежащее техническое состояние и безопасную эксплуатацию. Арендодатель не возмещает арендатору понесенные затраты, включая затраты по капитальному ремонту (т. 6 л.д. 100-105).

Аналогичные положения содержатся в п.п. 4.4.4 договоров аренды имущества от 09.01.2007 N 01/1600-Д-149/2007 и от 31.10.2007 N 01/1600-Д-67/2008 (т. 6 л.д. 106-116).

Таким образом, в соответствии с нормами Гражданского кодекса Российской Федерации, а также условиями договоров аренды, именно на заявителя возложена обязанность осуществления затрат по капитальному ремонту арендованного имущества.

В связи с этим выводы инспекции о доначислении налога на прибыль за 2006-2007 годы в сумме 66 798 917 руб., а также соответствующих сумм пеней и штрафов, являются необоснованными и не соответствующими законодательству Российской Федерации.

По пункту 1.3. решения инспекции - переквалификация работ по капитальному ремонту скважин в техническое перевооружение

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что выполненные заявителем работы по капитальному ремонту скважин, а именно: по водоизоляции, гидроразрыву пласта в целях интенсификации притока газа, восстановлению забоя, а также аварийно-восстановительные работы на скважинах относятся не к капитальному ремонту скважин, а к техническому перевооружению. В связи с этим налоговым органом доначислен налог на прибыль за 2006 год в размере 187 887 335 руб. и за 2007 год в размере 136 011 205 руб., соответствующие суммы пени, а также общество привлечено к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации.

По мнению инспекции, все работы, проведенные на скважинах, наряду с работами по замене НКТ (насосно-компрессорных труб), являются мероприятием по повышению технико-экономических показателей скважин.

Данные выводы были предметом рассмотрения суда первой инстанции и правомерно отклонены по следующим основаниям.

Судом установлено, что работы по водоизоляции скважин, гидроразрыву пласта в целях интенсификации притока газа, восстановлению забоя и аварийно-восстановительные работы на скважинах в соответствии с требованиями нормативно технической документации прямо отнесены к работам по капитальному ремонту скважин (например, Правила ведения ремонтных работ в скважинах РД 153-39-023-97, утв. приказом Минэнерго Российской Федерации от 18.08.1997, Классификатор ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утв. приказом Минэнерго Российской Федерации от 22.10.2001 N 297, Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. постановлением Ростехнадзора от 05.06.2003 N 56); в результате выполнения спорных работ технико-экономические показатели скважины не изменились, спорные работы направлены на восстановление исправного состояния скважин; правомерность отнесения спорных работ к капитальному ремонту подтверждается также вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 NА40-42787/09-117-250, предметом рассмотрения которого являлась переквалификация налоговым органом выполненных в 2005 году ООО "Газпром добыча Ямбург" аналогичных работ по капитальному ремонту скважин в техническое перевооружение (т. 7 л.д. 18-32).

Указанные выводы подтверждены также судебно-арбитражной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 09.02.2010 N КА-А40/191-10, от 16.04.2009 N КА-А40/2929-09, от 06.09.2007 N КА-А40/9075-07, от 01.04.2008 N КА-А40/14376-07 - т. 7 л.д. 33-40, 55-58, 64-73).

Кроме того, Федеральная налоговая служба, рассматривая апелляционную жалобу дочернего общества ОАО "Газпром" на решение МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2 по аналогичным претензиям, согласилась с доводами дочерних обществ ОАО "Газпром" о том, что для квалификации работ в качестве технического перевооружения необходимо повышение технико-экономических показателей объекта основных средств. Между тем основания для квалификации налоговым органом спорных работ (работ по водоизоляции, интенсификации, аварийно-восстановительных работ) как работ по техническому перевооружению скважин отсутствуют (т. 55 л.д. 1-8).

Как правильно указал суд первой инстанции, квалификация спорных работ по капитальному ремонту скважин в качестве технического перевооружения прямо противоречит нормативно техническим актам, устанавливающим понятие капитального ремонта скважин и виды ремонтных работ.

Так, в соответствии с п. 2 ст. 257 Налогового кодекса Российской Федерации к техническому перевооружению относится комплекс мероприятий по повышению технико-экономических показателей основных средств или их отдельных частей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным.

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

Вместе с тем основания для квалификации налоговым органом спорных работ как работ по техническому перевооружению скважин отсутствуют. Работы по водоизоляции, гидроразрыву пласта в целях интенсификации притока газа, 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).

Налоговый кодекс Российской Федерации не содержит определения понятия "капитальный ремонт", поэтому в соответствии с п. 1 ст. 11 Налогового кодекса Российской Федерации следует использовать значения, придаваемые этому понятию другими отраслями законодательства.

В соответствии с Классификатором ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утв. приказом Минэнерго Российской Федерации от 22.10.2001 N 297, капитальным ремонтом скважин является комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации; ликвидация аварий; спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт; воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами; изоляция одних и приобщение других горизонтов; исследование скважины (т. 7 л.д. 98).

Аналогичное понятие капитального ремонта содержится в п. 15 Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин РД-13-07-2007, утв. приказом Ростехнадзора Российской Федерации от 23.04.2007 N 279, в котором также установлено понятие реконструкции скважины, где под реконструкцией скважин понимается комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств) (т. 7 л.д. 121-123).

Таким образом, определение понятия ремонта и отнесение выполненных заявителем работ к ремонтным работам, исходя из отраслевых нормативных актов, соответствует налоговому законодательству.

Судом установлено, что капитальный ремонт спорных скважин общество производило в течение 2006-2007 годов согласно планов работ по капитальному ремонту скважин (т. 23 л.д. 10-145, т. 24 л.д. 1-110).

В соответствии с требованиями п. 2.1.3 Правил ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97, перед проведением капитального ремонта скважины заявителем проведены исследования в скважинах с целью определения текущего состояния скважины и оснований проведения капитального ремонта, результаты которых отражены в Планах работ по капитальному ремонту скважин (т. 8 л.д. 41-48).

Согласно указанным документам 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. Данный факт подтверждает сам налоговый орган в апелляционной жалобе (абз. 10 стр. 13 апелляционной жалобы).

В результате произведенного капитального ремонта скважины, находившиеся в бездействии либо в ограниченном использовании, пущены в эксплуатацию, что подтверждается актами на сдачу скважин из капитального ремонта (т.т. 25-30).

Как следует из планов на проведение капитального ремонта скважин, нарядов-заданий, работы, которые выполняло общество на спорных объектах, в силу прямого указания в приведенных выше нормативных актах, являются капитальным ремонтом.

Исходя из планов на проведение капитального ремонта, до проведения ремонта большинство скважин находилось в бездействующем фонде в связи с обводнением (поступлением пластовой воды в ствол скважины) (в том числе, например, планы работ на капитальный ремонт скважин N 5141, N 6113, N 4142 - т. 23 л.д. 20-23, 47-50, 55-57).

Таким образом, целью ремонта, как следует из планов на проведение капитального ремонта, являлась водоизоляция (ликвидация водопритоков) для вывода скважины из бездействия, т.е. устранение неисправностей в работе скважины.

Данный факт подтвержден в акте выездной налоговой проверки (абз. 7 стр. 47) и решении налогового органа (абз. 12 стр. 123).

Из материалов дела усматривается, что ремонтно-изоляционные работы проведены обществом на следующих скважинах: N 4181, N 7133, N 5141, N 4171, N 6056, N 4172, N 12303, N 10703, N 7153, N 6113, N 4145, N 4142, N 20606, N 5143, N 6086, N 30905, N 30405, N 10601, N 32201, N 7191, N 12202, N 1097, N 5144, N 5142, N 7126, N 7112, N 7134, N 12502, N 6117, N 7123, N 7194, N Р-446, N 1135, N 6082, N 6042, N 2087, N 21001, N 32501, N 12007, N 12204, N 21405, N 30203, N 5087, N 21705, N 31806, N 11501, что подтверждается планами работ по капитальному ремонту скважин, нарядами-заданиями и актами на сдачу из капитального ремонта скважин (т. 25 л.д. 25-148, т. 26 л.д. 1-110, т. 27 л.д. 1-150, т. 28 л.д. 1-114, 140-150, т. 29 л.д. 1-105, т. 30 л.д. 1-19, 26-47, 53-76, 81-94, 111-150).

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

Пункт 4.1.1. Правил Безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утв. постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 05.06.2003 N 56, также предусматривает, что изоляция водопритоков (стволов) является капитальным ремонтом скважины.

Согласно п. 4.2. Правил ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97, утв. Минтопэнерго Российской Федерации 18.08.1997, ремонтно-изоляционные работы проводятся следующими методами: отключение пластов или их отдельных интервалов. При применении указанного метода необходимо произвести следующие виды работ: глушение скважины; спуск НКТ с "пером" или пакером; гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; определение приемистости вскрытого интервала пласта; увеличение приемистости изолируемого интервала (например, обработка соляной кислотой); выбор типа и объема тампонажного раствора; приготовление и закачивание тампонажного раствора; дополнительная перфорация эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта и др.; исправление негерметичности цементного кольца. При применении указанного метода необходимо произвести следующие виды работ: глушение скважины; оборудование устья скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб; подъем скважинного оборудования; комплекс геофизических и гидродинамических исследований; определение приемистости; анализ геолого-технических характеристик пласта и работы скважины; проверка скважины на заполнение; создание спецотверстия на участке высотой 1 м; перекрытие интервала перфорации или взрыв - пакером типа ВП; замер глубины установки песчаной пробки (взрыв - пакера); определение приемистости изолируемого объекта; спуск и установка башмака заливочной колонны в зависимости от приемистости объекта; гидроиспытание колонны НКТ и пакера; приготовление, закачивание и продавливание тампонажного раствора; проверка эксплуатационной колонны на герметичность; разбуривание цементного моста и др.; наращивание цементного кольца за обсадной колонной. При применении указанного метода необходимо произвести следующие виды работ: глушение скважины; подъем и ревизия НКТ; шаблонирование эксплуатационной колонны; установка цементного моста; проведение комплекса геофизических и гидродинамических исследований; прострел отверстия; промывка скважины до полного удаления остаточного объема старого бурового раствора; закачка расчетного объема тампонажного раствора; подъем НКТ на 50 - 100 м.; разбуривание цементного стакана в обсадной колонне и проверка ее на герметичность и др.

Именно данные виды работ по водоизоляции (установка цементного моста), как следует из планов, наряд-заданий и актов, выполнены обществом на скважинах в процессе водоизоляции.

Таким образом, выводы налогового органа о том, что ремонтно-изоляционные работы, входят в комплекс работ по техническому перевооружению, прямо противоречат планам на проведение капитального ремонта и отраслевым нормативным актам, регламентирующим порядок проведения работ по водоизоляции.

Судом установлено, что 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 (нахождение в стволе скважины посторонних предметов, поломка оборудования). В Связи с этим целью ремонта согласно планам на проведение капитального ремонта являлось проведение аварийно-восстановительных работ для вывода скважины из бездействия, например, планы работ на капитальный ремонт скважин N 10703, N 4464 (т. 24 л.д. 13-17, т. 23 л.д. 40-42).

Аварийно-восстановительные работы проведены обществом на следующих скважинах: N 6117, N Р-446, N 6082, N 4464, N 5087, N 11501, N 10703, N 10601, что подтверждается планами работ по капитальному ремонту скважин, наряд-заданиями, актами на сдачу из капитального ремонта скважин.

В соответствии с п. 4.5. Правил ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97, утв. Минтопэнерго Российской Федерации 18.08.1997, аварийно-восстановительные работы по извлечению оборванных НКТ и других предметов, находящихся в забое или стволе скважины, отнесены к капитальному ремонту скважин и предполагают следующие виды работ: спуск свинцовой печати с целью определения характера и места нахождения извлекаемого предмета, при необходимости фрезеровка или дробление извлекаемых предметов, производство ловильных работ с промывкой скважины.

Таким образом, отнесение налоговым органом проведенных обществом работ по ликвидации аварий к комплексу работ по техническому перевооружению скважин является неправомерным и противоречит первичным документам на проведение ремонта (планам) и порядку проведения аварийно-восстановительных работ, установленному Правилами ведения ремонтных работ в скважинах.

Как следует из планов на проведение капитального ремонта скважин, целью проведения работ являлось выведение скважины из бездействия путем восстановления забоя и интенсификация притока газа (т. 23 л.д. 10-145, т. 24 л.д. 1-110).

Работы по восстановлению забоя и интенсификации проведены на следующих скважинах: N 15413, N 12303, N 20606, N 30905, N 32104, N 21605, N 10601, N 32201, N 12202, N 12305, N 12502, N 30305, N 7123, N 7194, N 21001, N 21501, N 21505, N 32501, N 31701, N 12003, N 12007, N 12204, N 21405, N 30203, N 30908, N 11804, N 21705, N 12006, N 31806, N 31209, N 11501, что подтверждается планами работ по капитальному ремонту скважин, наряд-заданиями, актами на сдачу из капитального ремонта скважин, имевшимися у проверяющих на момент проведения проверки.

В соответствии с Классификатором ремонтных работ в скважинах, утв. 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.

Согласно п. 4.9. Правил ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97, утв. Минтопэнерго Российской Федерации 18.08.1997, работы по интенсификации притока обработкой призабойной зоны продуктивного пласта скважины проводятся с использованием следующими методов: кислотная обработка, гидропескоструйная перфорация, виброобработка, термообработка, воздействие давлением пороховых газов.

Для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы (пласты), а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП) интенсификация притока проводится путем гидравлического разрыва пласта.

На основании п. 4.9.2.1. Правил ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97 гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в создания системы закрепленных трещин в пласте определенной протяженности: от 10 до 30 - 50 м. Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Подготовительные операции к ГРП в соответствии с п. 4.9.2.13 РД 153-39-023-97 включают спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставку и подготовку технологических жидкостей, расклинивающего агента, расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку оборудования, контроль технологических свойств жидкостей.

На основании п. 3.5.2.4 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, при гидроразрыве пласта, кислотных обработках, обязательна установка на устье специальной арматуры, а эксплуатационную колонну необходимо защищать установкой пакера.

В соответствии с технологическими планами гидравлического разрыва пласта, процедура ГРП предусматривает расстановку техники и оборудования, приготовление технологических жидкостей, опрессовку оборудования, испытание пласта на приемистость, продавка в пласт жидкости разрыва и расклинивающего материала (разрыв пласта), остановку оборудования и отстой в течение определенного периода времени (20 минут), закрытие трубного пространства, стравление давления в затрубном пространстве и проведение демонтажа оборудования, откачивание остатков технологической жидкости.

В решении и апелляционной жалобе налоговый орган подтверждает, что гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в гидромеханическом воздействии на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления в результате воздействия на пласт давления, создаваемого закачкой жидкости разрыва (абз. 8 стр. 126 решения, абз. 3 стр. 17 апелляционной жалобы).

Таким образом, вывод суда первой инстанции о том, что работы по восстановлению забоя скважин и интенсификации притока направлены на непосредственное воздействие на пласт (недра), соответственно, не изменяют (не повышают) технико-экономические показатели скважины, поэтому не могут быть квалифицированы как техническое перевооружение скважины, является обоснованным.

Целью спорных работ (водоизоляция, восстановление забоя, интенсификация притока газа, аварийные работы) является восстановление исправного состояния скважин, при этом не происходит повышения технико-экономических показателей скважин. Внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства при производстве работ не происходило. Более того, в соответствии с указанными выше нормативно техническими актами все спорные работы прямо отнесены к ремонту.

Суд первой инстанции, исследовав групповые рабочие проекты N 165/05-129-C (2004 год) и N 165/05-130-C (2005 год) на реконструкцию газовых скважин Ямбургского месторождения, установил, что исходя из прямого указания данных проектов, работы по восстановлению работоспобности скважины, включая: транспортировку оборудования, монтажные работы, глушение скважины, аварийно-восстановительные работы, водоизоляционные работы, демонтаж оборудования, освоение скважины, данными проектами не рассматривались (т. 55 л.д. 111-116) и в соответствии с п. 4.3.1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проводились не на основании проектов на реконструкцию, а на основании планов ремонта (т. 23 л.д. 10-145, т. 24 л.д. 1-110).

Согласно Коррективам проекта разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения по мере уменьшения рабочих дебитов газа требуется заменить трубы лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра и возможно удалить пакер (т. 55 л.д. 117-126).

Применение в скважинах НКТ диаметром выше рекомендуемых коррективами проекта разработки месторождения может привести к образованию столба жидкости в скважине, что осложнит ее работу (приведет к частым продувкам, самоглушению и т.д.) (т. 55 л.д. 117-126).

Как правильно указал суд первой инстанции, указанные действия проводятся на Ямбургском месторождении с начала его разработки и не могут быть признаны новейшей технологией производства работ.

Таким образом, согласно технической документации замена НКТ направлена на поддержание устойчивой работы скважины, а довод налогового органа о том, что операции по подъему и спуску НКТ на газовых скважинах проводились с целью повышения технико-экономических показателей скважины, несостоятелен.

Данный вывод соответствует сложившейся арбитражно-процессуальной практике (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10, от 16.04.2009 N КА-А40/2929-09, от 07.09.2007 N КА-А40/9075-07, от 01.04.2008 N КА-А40/14376-07, от 09.02.2010 N КА-А40/191-10, от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10 - т. 7 л.д. 33-58, 64-73; т. 55 л.д. 9-86).

При этом как в 2005 году, так и в 2006-2007 годах затраты общества по замене НКТ (операции по подъему и спуску заменяемых труб) не включались заявителем в расходы по капитальному ремонту, что подтверждает сам налоговый орган (абз. 10 стр. 15 апелляционной жалобы, абз. 9 стр. 125 решения налогового органа).

Как пояснил заявитель, это также было вызвано тем, что у заменяемой трубы НКТ изменился диаметр. При этом заменяемые НКТ, как самостоятельное основное средство, подлежали ликвидации. Поскольку один из параметров оборудования изменился, в целях избежания возможных рисков и по согласованию с ОАО "Газпром" принято решение о капитализации данных затрат. Иные работы не привели к изменению технико-экономических показателей основных средств, в т.ч. скважин.

Таким образом, объединение налоговым органом различных по своему целевому назначению, порядку проведения и регламентирующей их технической документации, видов работ в единый комплекс противоречит требованиям отраслевого законодательства.

Инспекция в обоснование переквалификации работ по капитальному ремонту указывает, что спорные работы связаны с заменой НКТ. По мнению налогового органа, 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 правомерно отклонен судом первой инстанции исходя из следующих обстоятельств.

Как установлено судом и следует из материалов дела, спорные работы (водоизоляция, восстановление забоя, аварийные работы) проводились обществом в отношении эксплуатационных скважин, которые являются самостоятельным объектом основных средств. Тогда как НКТ, в отношении которых обществом также выполнялись работы, но претензий к ним у инспекции не имеется, являются самостоятельным объектом основных средств (скважинное оборудование), отличным от скважин.

Как правильно указал суд первой инстанции, смешение данных объектов не допустимо в силу следующего.

В соответствии с п. 1 ст. 257 Налогового кодекса Российской Федерации 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 п. 4 ст. 258 Налогового кодекса Российской Федерации классификация основных средств, включаемых в амортизационные группы, утверждается Правительством Российской Федерации.

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N 1 от 01.01.2002 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы" скважинное оборудование относится к коду 14 2928000, то есть к третьей амортизационной группе со сроком полезного использования от 3 до 5 лет, и учитывается в качестве отдельного основного средства (т. 7 л.д. 124-150, т. 8 л.д. 1-32 - копии инвентарных карточек учета ОС - на НКТ).

Таким образом, работы, выполненные в отношении НКТ, будут квалифицироваться 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.

В свою очередь, скважины постановлением Правительства Российской Федерации N 1 от 01.01.2002 отнесены к коду ОКОФ 12 4521332 (Скважина газовая для эксплуатационного бурения) и 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. Поэтому работы, выполненные в отношении скважин, будут квалифицироваться для целей налогообложения только применительно к этому объекту (скважина).

Более того, налоговым органом не приводится ссылок на нормативные акты либо техническую документацию, в соответствии с которыми НКТ признавалось бы частью скважины.

Таким образом, налоговым органом не учтен тот факт, что скважина и скважинное оборудование являются отдельными объектами основных средств, имеющими различные технико-экономические показатели.

При этом даже, если учесть необоснованные доводы налогового органа об отнесении НКТ к части скважины, в любом случае необходимо разграничивать виды работ по реконструкции и капитальному ремонту, даже выполняемые на одном объекте.

Указанная позиция подтверждается сложившейся судебной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 27.07.2007 N КА-А40/6508-07, от 09.02.2010 N КА-А40/191-10 - т. 7 л.д. 33-54, 80-90).

Судом установлено, что в результате произведенных работ по капитальному ремонту технико-экономические показатели скважины не изменились.

В соответствии с ГЭСН 81-02-04-2001, утв. 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 (т. 8 л.д. 36-39).

Аналогичные положения в настоящее время содержатся в Государственных сметных нормативах, утв. приказом Министерства регионального развития Российской Федерации N 253 от 18.11.2008, принятых взамен утратившего силу ГЭСН 81-02-04-2001.

Данные характеристики отражаются и в технических паспортах скважин (т. 31-32, т. 33 л.д. 1-37).

Как установлено в решении Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009, оставленном в силе постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10, в соответствии с п. 2 ГЭСН 81-02-04-2001 указанный нормативный акт отражает среднеотраслевые затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов, технологию и организацию по видам строительных работ по скважине.

Так, согласно п. 8 указанного нормативного акта количество и диаметры обсадных колонн должны приниматься по проектным данным, а сами нормы, как указано в п. 1.1. Общих указаний ГЭСН 81-02-04-2001 разработаны исходя из конечной глубины скважины. Аналогичные положения в настоящее время содержатся в Государственных сметных нормативах, утв. приказом Министерства регионального развития Российской Федерации N 253 от 18.11.2008, принятых взамен утратившего силу ГЭСН 81-02-04-2001 (т. 55 л.д. 9-86).

Кроме того, согласно п.п. 2.3.1, 2.3.2, 2.3.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности конструкция скважина в части надежности, технологичности и безопасности, должна обеспечиваться за счет оптимального количества обсадных труб, глубины их спуска и диаметра, позволяющего беспрепятственно осуществить спуск колонны до проектной глубины (т. 7 л.д. 120)

Поэтому только в случае изменения (увеличения) указанных характеристик за счет новейших технологий или разработок может идти речь о переквалификации работ в техническое перевооружение.

Данный вывод подтверждается сложившейся судебной практикой (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 10.06.2008 N КА-А40/4799-08).

Судом установлено, что в качестве технико-экономических параметров скважин налоговым органом приняты пластовое давление, искусственный и текущий забой, дебит скважины, фонд, характеристики насосно-компрессорных труб (НКТ).

Вместе с тем данные сведения не могут являться технико-экономическими показателями скважины в силу того, что пластовое давление является эксплуатационной характеристикой пласта, а не скважины.

Так, в соответствии с п. 9.3. Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (утв. приказом МПР РФ N 323, Минтопэнерго РФ N 445 от 28.12.1999 - т. 8 л.д. 33-34) определение эксплуатационных характеристик пласта включает решение следующих основных задач: определение отдающих и поглощающих интервалов; определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах; определение мест притока нефти, газа и воды, выявление обводненных интервалов; установление причин обводнения; определение давления и продуктивности пластов и прослоев.

В силу п. 4.3.4. указанных Правил опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов (прямые исследования пласта) - операции, обеспечивающие отбор образцов пород и пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение гидродинамических параметров и пластового давления в процессе отбора флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта.

Таким образом, пластовое давление, характеризующее свойства пласта, не может быть признано технико-экономическим показателем скважины.

Искусственный и текущий забой скважины являются изменяемыми в ходе эксплуатации скважины величинами и не связаны с характеристиками скважины (глубина спуска, диаметр и количество обсадных труб, формирующих эксплуатационную колонну).

Так, в соответствии с техническими паспортами скважин и актами на сдачу скважин из капитального ремонта забой скважины, обеспечивающий спуск обсадных труб до проектной глубины, не изменился.

Искусственный забой в соответствии с актами на сдачу скважин из капитального ремонта является кровлей цементного моста, установленного в ходе ремонтно-изоляционных работ, что свидетельствует о восстановлении работоспособности скважины, а не увеличении (изменении) ее технико-экономических показателей (т.т. 25-30).

Текущий забой формируется в результате оседания на забое скважины проникающих в ствол скважины горных пород, вызван естественными причинами, и не может являться технико-экономической характеристикой скважины.

Также НКТ не может являться технико-экономическим показателем скважины, поскольку является самостоятельным объектом основных средств.

Как указано выше, в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N 1 от 01.01.2002 скважинное оборудование относится к коду 14 2928000, то есть к третьей амортизационной группе со сроком полезного использования от 3 до 5 лет, и учитывается в качестве отдельного основного средства.

Изменение показателей НКТ не влечет изменение технических характеристик скважины - глубину спуска, диаметр, количество обсадных труб.

Следует отметить, что налоговым органом предъявлены претензии в отношении правильности учета обществом затрат по капитальному ремонту скважин на основании п. 2 ст. 260 Налогового кодекса Российской Федерации, включающему работы по водоизоляции, интенсификации, ГРП, аварийно-восстановительные работы на скважинах.

Работы по подъему и спуску НКТ, что подтверждает сам налоговый орган (абз. 9 стр. 125 решения), в проверяемом периоде, как и в предыдущем периоде, не включались обществом в состав расходов на капитальный ремонт скважин.

К правомерности учета обществом иных затрат, не относящихся к капитальному ремонту скважин, у налогового органа претензий не имеется, в связи с чем доводы инспекции о порядке учета обществом расходов по подъему НКТ не влияют на правомерность учета заявителем расходов по капитальному ремонту скважин.

Согласно п. 6.3.2. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утв. Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV, технологический режим работы добывающих скважин, включающий такой параметр как дебит жидкости (газа), устанавливается ежемесячно или ежеквартально и зависит от стадии разработки месторождения, а не показателей скважины (т. 8 л.д. 35).

Применение параметров технологического режима работы скважины (дебит жидкости (газа), обводненность продукции, газовый фактор, типоразмеры установленного оборудования, режим и время его работы и других (перечень является открытым) в качестве технико-экономических показателей скважины является неправомерным и привело бы к ежемесячному изменению технико-экономических показателей скважины.

В любом случае, даже с учетом позиции налогового органа, средний дебит скважин после ремонта по сравнению со средним дебитом скважин на момент ввода в эксплуатацию не увеличился, что подтверждается Выпиской из эксплуатационных рапортов по дебитам скважин (т. 8 л.д. 40) и свидетельствует об отсутствии признаков технического перевооружения скважин.

В случае, если исходить из неправомерной позиции налогового органа об определении технико-экономических показателей скважины, то в результате выполненных работ первоначально принятые нормативные показатели функционирования скважины не были увеличены, производственные мощности, качество и номенклатура продукции также не увеличились.

Восстановление работоспособности скважины не может являться техническим перевооружением, иное бы противоречило существу ремонта.

Вместе с тем для технического перевооружения недостаточно простого изменения технико-экономических показателей основного средства, при котором не имеет значение, какие номинальные (первоначальные) величины этих показателей имел объект.

Однако подобное толкование нормы ст. 257 Налогового кодекса Российской Федерации практически исключает возможность отнесения каких-либо работ к ремонту.

Заявитель пояснил, что в процессе эксплуатации у объекта основных средств накапливается износ, что вызывает появление дефектов. Появление данных дефектов обуславливает снижение первоначальных показателей объекта, которые он достигал в исправном состоянии. Соответственно, в такой ситуации работы по устранению возникших дефектов приведут к неизбежному восстановлению первоначальных характеристик работы объекта, т.е. к их повышению по сравнению с доремонтным (неисправным) уровнем.

Следовательно, доначисление налога по данному эпизоду, основанное на неверном толковании налоговым органом нормы закона, фактически состоит в том, что заявитель повысил показатели скважины по сравнению с неисправным состоянием. Однако именно с целью восстановления работоспособности объекта основных средств проводится капитальный ремонт.

Вывод о капитальном характере затрат может быть сделан только в том случае, если будет доказано, что в результате работ технико-экономические характеристики инвентарного объекта существенно увеличились. При этом критерием для сравнения являются не показатели неисправного объекта, а номинальные показатели (т.е. характеристики исправного объекта). Реализация позиции инспекции приводит к тому, что ремонт практически невозможен, поскольку любой ремонт предполагает, что показатели работы объектов основных средств после ремонта будут превышать доремонтные показатели.

Как правильно указал суд первой инстанции, налоговый орган неправомерно сравнивает дебиты бездействующих или ограниченно работающих скважин до ремонта с дебитами скважин после ремонта. По сути, инспекция производит сравнение неработающих (неисправных) скважин, когда дебит объективно равен нулю, и восстановленных после ремонта и пущенных в эксплуатацию скважин (исправных).

Вместе с тем средний дебит скважин после ремонта по сравнению со средним дебитом скважин на момент ввода в эксплуатацию не увеличился, что подтверждается Выпиской из эксплуатационных рапортов по дебитам скважин (т. 8 л.д. 40) и свидетельствует об отсутствии признаков технического перевооружения скважин.

Данная позиция соответствует арбитражной практике (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 09.02.2010 N КА-А40/191-10, от 16.04.2009 N КА-А40/2929-09, от 26.03.2010 N КА-А40/42787.09-117-250 - т. 7 л.д. 33-40, 55-63, т. 55 л.д. 9-29).

Таким образом, доводы налогового органа об улучшении технико-экономических показателей являются неправомерными, общество обоснованно включило в расходы в целях налогообложения прибыли затраты по ремонту скважин, в связи с чем доначисление налога на прибыль за 2006 год в размере 187 887 335 руб. и за 2007 год в размере 136 011 205 руб., предложение взыскать с общества указанную сумму недоимки, пени за несвоевременную уплату налога, а также привлечь к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации, является неправомерным.

По пункту 1.4. решения инспекции - расходы на освоение природных ресурсов

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявителем в нарушение п. 2 ст. 261 и п. 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации в целях налогообложения прибыли необоснованно учтены в полном объеме расходы на освоение природных ресурсов по работам, выполненным подрядными организациями, в сумме 846 177 937,50 руб. Данное нарушение, по мнению налогового органа, привело к неуплате налога на прибыль в сумме 180 776 102 руб.

Основаниями для доначисления налога послужили доводы инспекции о том, что произведенные заявителем расходы на освоение природных ресурсов не могут быть квалифицированы в качестве расходов на доразведку месторождений, поскольку в проверяемом периоде промышленная разработка и освоение месторождений не завершены; работы по доразведке производились на основании проектов, не прошедших государственную экспертизу.

Данные доводы подлежат отклонению судом апелляционной инстанции по следующим основаниям.

Судом установлено, что все месторождения, на которых проводились работы по доразведке полезных ископаемых, введены в эксплуатацию и являлись промышленно освоенными.

В соответствии с п. 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации к расходам на доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением работ по доразведке по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям.

В 2006-2007 годах заявителем осуществлялись расходы по доразведке следующих месторождений: Ямбургского, Заполярного и Тазовского.

Инспекция указывает, что произведенные расходы не могут быть квалифицированы в качестве расходов на доразведку вышеуказанных месторождений, поскольку в проверяемом периоде промышленная разработка и освоение месторождений не завершены в полном объеме.

При этом налоговый орган, ссылаясь на отдельные положения лицензионных соглашений об условиях пользования недрами, увязывает период ввода месторождений в эксплуатацию и их промышленное освоение с периодом полного завершения разработки всех залежей месторождений.

Данные доводы противоречат законодательству Российской Федерации, поскольку понятия "введенное в эксплуатацию месторождение" и "промышленно освоенное месторождение" толкуются налоговым органом произвольно без ссылки на положения действующих нормативных актов.

Поскольку понятия "введенное в эксплуатацию месторождение" и "промышленно освоенное месторождение" не определены Налоговым кодексом Российской Федерации, в соответствии с п. 1 ст. 11 Налогового кодекса Российской Федерации необходимо применять их в том значении, в каком данные понятия используются в иных отраслях законодательства.

Так, в соответствии с п.п. 1.1.1. и 1.1.3 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утв. Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV - т. 8 л.д. 80-109), месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности; под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Согласно ст. 31 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Он должен содержать сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, добыче, потерях и об обеспеченности промышленности разведанными запасами полезных ископаемых на основе классификации запасов полезных ископаемых, которая утверждается в порядке, устанавливаемом Правительством Российской Федерации.

Как установлено ст. 32 Закона "О недрах", государственный баланс запасов полезных ископаемых составляется и ведется федеральным органом управления государственным фондом недр на основе геологической информации, представляемой предприятиями, осуществляющими геологическое изучение недр, в федеральный и территориальный фонды геологической информации в соответствии с настоящим Законом, а также на основе государственной отчетности предприятий, осуществляющих разведку месторождений полезных ископаемых и их добычу, представляемой в указанные фонды в порядке, устанавливаемом уполномоченным Правительством Российской Федерации федеральным органом исполнительной власти.

Таким образом, сведения о степени промышленного освоения и о вводе месторождения в эксплуатацию подлежат отражению в статистической отчетности пользователя недр, на основании которой формируются данные государственного баланса запасов полезных ископаемых.

Согласно п. 4 Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утв. приказом МПР России от 09.07.1997 N 122 (т. 8 л.д. 49-61), государственная отчетность о состоянии и изменении запасов полезных ископаемых и их использовании представляется пользователями недр, в том числе, по форме государственного федерального статистического наблюдения N 6-гр.

Министерством природных ресурсов России утверждены Методические рекомендации по заполнению формы Федерального государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению Федерального и сводных территориальных балансов запасов от 08.10.1996 N ВБ-61/2594 (т. 8 л.д. 62-79), в соответствии с п. 4.4 которых по степени вовлечения в промышленный оборот запасы нефти, газа и компонентов подразделяются на две основные категории: распределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые получены лицензии на их разработку или разведку; нераспределенный фонд запасов месторождений, участков, залежей, пластов, на которые не выданы лицензии и находящихся в ведении территориальных органов управления государственным фондом недр.

Внутри распределенного фонда запасов месторождения располагаются по степени их промышленного освоения в следующем порядке: разрабатываемые, на которых ведется добыча хотя бы одного из основных (нефти или газа) полезных ископаемых. На разрабатываемых месторождениях выделяются неразрабатываемые горизонты, на которых в отчетном году не было добычи нефти или газа; подготовленные для промышленного освоения запасы залежей, на которые получена лицензия на их разработку, но добыча не ведется, так как идет обустройство месторождения; разведываемые.

В соответствии с п. 4.4.1 Методических рекомендаций месторождение относится к группе разрабатываемых независимо от того, что не на всех его участках, залежах, пластах осуществляется добыча полезного ископаемого, а также и в том случае, если одновременно с добычей на некоторых участках, залежах, пластах осуществляются геологоразведочные работы.

В соответствии с п. 4.4.5 Методических рекомендаций, если на месторождении имеются участки (залежи, пласты) с различной степенью промышленного освоения и разведанности, то это месторождение в целом в отчетном балансе учитывается по наиболее высокой степени промышленного освоения.

Таким образом, месторождение признается разрабатываемым и ему присваивается наивысшая степень промышленного освоения в случае осуществления добычи полезных ископаемых, вне зависимости от глубины залегания добываемых углеводородов.

В п. 19 Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утв. приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 21.03.2007 N 61, указано, что проекты разработки по разрабатываемым (действующим) месторождениям могут составляться в любом периоде их разработки (т. 8 л.д. 110-136).

Ведение добычи полезных ископаемых на месторождении означает, что месторождение является разрабатываемым (действующим).

Судом установлено, что согласно форме 6-гр "Сведения о состоянии и изменении запасов газа за 2006 год" (т. 9 л.д. 1-14) все месторождения (Ямбургское, Заполярное, Тазовское) по состоянию на 01.01.2006 находились в разработке.

Таким образом, все указанные месторождения (Ямбургское, Заполярное, Тазовское) на момент проведения на них спорных работ являлись эксплуатируемыми.

Из изложенного следует, что месторождение считается введенным в эксплуатацию и ему присваивается наивысшая степень промышленного освоения с началом процесса добычи полезных ископаемых.

Согласно подп. а) п. 6 Инструкции о порядке списания запасов полезных ископаемых с учета предприятий по добыче полезных ископаемых, утв. постановлением Госгортехнадзора России от 17.09.1997 N 28 (т. 8 л.д. 137-142), учтенные организацией по добыче полезных ископаемых балансовые и забалансовые запасы основных и совместно с ними залегающих (твердых, жидких, газообразных) полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты подлежат списанию в случае добычи (извлечения из недр) и направления потребителям или на переработку.

В соответствии с п. 10 Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утв. приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 09.07.1997 N 122 (т. 8 л.д. 49-61), списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами МПР России и Госгортехнадзора России, и форм государственного федерального статистического наблюдения.

Судом установлено, что списание запасов полезных ископаемых с балансов подтверждается представленными заявителем актами на списание запасов полезных ископаемых с учета ООО "Ямбурггаздобыча" за 2006 год и 2007 год (т. 9 л.д. 15-16), согласованными Управлением по недропользованию по Ямало-Ненецкому автономному округу (Ямалнедра) и утвержденными Ростехнадзором.

В актах на списание содержится информация о количестве списанных по причине добычи запасов газа и конденсата по Ямбургскому, Заполярному и Тазовскому месторождениям в 2006 и 2007 годах, а также имеется указание, что все три месторождения являются разрабатываемыми: "наименование полезного ископаемого: газ, конденсат по Ямбургскому, Заполярному и Тазовскому нефтегазоконденсатным месторождениям, разрабатываемым ООО "Ямбурггаздобыча".

Таким образом, тот факт, что Ямбургское, Заполярное и Тазовское месторождения являются разрабатываемыми и имеют наивысшую степень промышленного освоения, поскольку осуществляется процесс добычи полезных ископаемых, также подтверждается актами на списание полезных ископаемых, утвержденными уполномоченными государственными органами.

На основании изложенного следует, что период завершения разработки всех залежей месторождения не только не может являться периодом ввода месторождения в эксплуатацию, а, напротив, свидетельствует о полном его истощении.

То обстоятельство, что все месторождения, на которых проводились работы по доразведке, относились к группе разрабатываемых, т.е. имели наивысшую степень промышленного освоения и введены в эксплуатацию, подтверждается: "Сведения о состоянии и изменении запасов газа за 2006 год" по форме государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ, компоненты), утв. постановлением Госкомстата России от 18.06.1999 N 44 (т. 9 л.д. 1-14); актами на списание запасов полезных ископаемых с учета ООО "Ямбурггаздобыча" за 2006 год и 2007 год (т. 9 л.д. 15-16); лицензией на право пользования недрами СЛХ00738НЭ, в том числе на право разработки Ямбургского газоконденсатного месторождения, выданная Министерством природных ресурсов Российской Федерации 21.12.1999 на срок до 12.05.2018 (т. 9 л.д. 17-30); лицензией на право пользования недрами СЛХ00739НЭ, в том числе на право разработки Заполярного газонефтеконденсатного месторождения, выданная Министерством природных ресурсов Российской Федерации 21.12.1999 на срок до 12.05.2018 (т. 9 л.д. 31-49); лицензией на право пользования недрами СЛХ10941НР, в том числе на право разработки Тазовского месторождения, выданная Министерством природных ресурсов Российской Федерации 01.12.2000 на срок до 01.09.2025 (т. 9 л.д. 50-77).

Таким образом, выводы налогового органа о том, что Заполярное, Ямбургское и Тазовское месторождения на момент проведения проверки не введены в эксплуатацию и не являлись промышленно освоенными, противоречат фактическим обстоятельствам.

Кроме того, как правильно указал суд первой инстанции, определение понятия "доразведки" для целей налогового учета связано с временным интервалом осуществления расходов, а не с их содержанием

Пунктом 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации предусмотрено, что текущие расходы на содержание объектов, связанных с освоением природных ресурсов (в том числе расходы на оплату труда, расходы, связанные с содержанием и эксплуатацией временных сооружений, и иные подобные расходы), а также расходы на доразведку месторождения или его участков, находящихся в пределах горного или земельного отвода организации, в полной сумме включаются в состав расходов того отчетного (налогового периода), в котором они произведены. При этом к расходам на доразведку относятся расходы, связанные с осуществлением работ по доразведке по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям.

Указанный порядок учета относится к расходам по всем геолого-поисковым и геолого-разведочным работам, в том числе осуществленным расходам по работам, признаваемым безрезультатными, бесперспективными, либо продолжение которых признано нецелесообразным.

Таким образом, применительно к вопросам налогообложения Налоговый кодекс Российской Федерации понятия "разведка" и "доразведка" месторождений полезных ископаемых определяет не по содержанию производимых работ, а по времени их проведения, поэтому работы по доразведке определяются как работы в отношении месторождений, введенных в эксплуатацию и промышленно освоенных.

Данный вывод подтверждается судебно-арбитражной практикой (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 27.11.2009 N КА-А40/11724-09 - т. 9 л.д. 78-107).

Доводы налогового органа о том, что осуществленные расходы на освоение природных ресурсов не могут быть квалифицированы в качестве расходов на доразведку месторождений, поскольку работы по доразведке производились на основании проектов, не прошедших государственную экспертизу, необоснованны.

Налоговый кодекс Российской Федерации не определяет в качестве обязательного условия для разграничения указанных понятий наличие того или иного проектного документа.

Вместе с тем, определение понятий "разведка" и "доразведка" исходя того обстоятельства, прошел или нет проект государственную геологическую экспертизу лишено всякого смысла.

Кроме того, в перечисленных налоговым органом проектных документах имеются соответствующие ссылки на работы по доразведке месторождений.

Так, проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Заполярного НГКМ, прошедший государственную геологическую экспертизу (т. 9 л.д. 108-111), содержит ссылку на проект доразведки Заполярного месторождения, подготовленный Тюменским научно-исследовательским и проектным институтом природного газа и газовых технологий "ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ" (т. 9 л.д. 112-115).

Таким образом, довод инспекции о том, что произведенные расходы на освоение природных ресурсов не могут быть квалифицированы в качестве расходов на доразведку месторождений, поскольку работы по доразведке производились на основании проектов, не прошедших государственную экспертизу, является необоснованным и не соответствующим фактическим обстоятельствам.

Следовательно, заявитель правомерно учел расходы по доразведке месторождений в период их осуществления в соответствии с положениями п. 3 ст. 325 Налогового кодекса Российской Федерации, поскольку все работы выполнялись на введенных в эксплуатацию и промышленно освоенных месторождениях.

Правомерность выводов, сделанных в отношении работ по доразведке, подтверждается судебно-арбитражной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09, от 07.07.2010 N КА-А40/6977-10).

При таких обстоятельствах доначисление налога на прибыль за 2006-2007 годы в сумме 180 776 102 руб., а также соответствующих сумм пеней и штрафов является необоснованным.

По пункту 1.5. решения инспекции - расходы на аренду бездействующих скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявителем в целях налогообложения прибыли неправомерно учтены расходы на аренду бездействующих скважин N 8103, N 21106, N 20802 Ямбургского ГКМ в сумме 15 544 159,44 руб. Данное нарушение, по мнению налогового органа, привело к неуплате налога на прибыль в сумме 3 730 598 руб., соответствующих пеней и штрафов.

Основаниями для доначисления налога послужили доводы налогового органа о том, что арендованные скважины не использовались заявителем в производственной деятельности в проверяемом периоде; арендованные скважины приняты заявителем от арендодателя в состоянии, непригодном для использования; в течение периода действия договоров аренды Заявителем неоднократно вносились изменения в состав арендуемого имущества, как путем изъятия из состава арендованного имущества ряда скважин, так и путем увеличения состава арендуемого имущества за счет новых скважин.

Данные доводы судом апелляционной инстанции отклоняются.

Судом установлено, что в аренду передавалось имущество, полностью соответствующее условиям договоров аренды и пригодное для эксплуатации.

В соответствии со ст. 606 Гражданского кодекса Российской Федерации по договору аренды арендодатель обязуется предоставить арендатору имущество за плату во временное владение и пользование или во временное пользование.

Согласно п. 1 ст. 611 Гражданского кодекса Российской Федерации арендодатель обязан предоставить арендатору имущество в состоянии, соответствующем условиям договора аренды и назначению имущества.

Из материалов дела усматривается, что бездействующие скважины N 8103, N 21106, N 20802 находились во владении и пользовании заявителя в 2006 году на основании договоров аренды, заключенных с ОАО "Газпром", от 25.05.2006 N 01/1600-Д-40/2006; от 25.05.2006 N 01/1600-Д-41/2006/1д; от 09.01.2007 N 01/1600-Д-149/2007 (т. 10 л.д. 1-21).

Пунктом 1.1 договоров аренды установлено, что арендодатель обязуется предоставить арендатору (заявителю) за плату во временное владение и пользование принадлежащее ему на праве собственности имущество в состоянии пригодном для нормальной его эксплуатации.

В соответствии с п. 104 Правил охраны недр, утв. постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71 (т. 10 л.д. 22-42), пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин.

Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

Исходя из положений данного нормативного акта, бездействующий фонд скважин относится к эксплуатационному фонду.

Судом установлено, что в течение 2006 года заявитель осуществлял капитальный ремонт на скважинах N 8103, N 21106, N 20802, что не оспаривается налоговым органом (стр. 31-43 решения, эпизод 1.2.). Кроме того, данные скважины арендовались у собственника имущества непрерывно на протяжении многих лет. При этом изначально скважины арендовались заявителем как действующие, на которых велась добыча газа. Остановка работы скважин произошла во время их эксплуатации арендатором (заявителем).

Нахождение скважины в бездействующем фонде, являющемся частью эксплуатационного фонда, не может служить основанием для вывода о невозможности использования данной скважины в производственном процессе по добыче полезных ископаемых. Вывод отдельных скважин из действующего фонда в бездействующий фонд производится таким образом, чтобы не нарушать одно из существенных условий пользования недрами - поддержания уровня добычи на всем участке недр в соответствии с проектными решениями по разработке месторождений. Все скважины, как действующие, так и бездействующие, составляют эксплуатационный фонд, непосредственно взаимосвязаны единым технологическим процессом, участвуют в едином производственном процессе добычи. То обстоятельство, что непосредственно из конкретной скважины не извлекается углеводородное сырье, не означает, что данная скважина не может по иному использоваться в деятельности налогоплательщика, направленной на получение дохода.

В целях осуществления контроля за разработкой нефтяных залежей в проверяемый период на бездействующих скважинах проводились гидродинамические исследования. В частности, гидродинамические исследования проводились по скважине N 8103, что подтверждается актами о результатах исследования скважины (т. 6 л.д. 80-81).

В соответствии с п. 4.3.3 Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах, утв. совместным приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации N 323 и Министерства топлива и энергетики Российской Федерации N 445 от 28.12.1999, гидродинамические исследования в скважинах - геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах, а также гидродинамических связях пластов, включающие измерение давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюида в стволе скважины с использованием аппаратуры, спускаемой в скважину на каротажном кабеле (т. 6 л.д. 117-147).

Комплекс гидродинамических исследований на бездействующем фонде скважин, выведенным в бездействие по геологическим причинам, проводился для более полного анализа возможности вывода данной скважины из бездействия и разработки планов проведения ремонтных работ.

Таким образом, использование бездействующих скважин для указанных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, т.е. для основной деятельности заявителя.

Данная позиция подтверждается также судебно-арбитражной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.05.2010 N КА-А40/4965-10, от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б - т. 7 л.д. 1-17).

Кроме того, по указанным выше договорам аренды заявитель арендовал имущество, которое в своей технологической совокупности представляет собой производственный цикл (комплекс) по добыче. Поэтому, то обстоятельство, что некоторые из арендуемых объектов в течение периода аренды используются в различном временном и эксплуатационном режиме, в том числе некоторые скважины находятся в капитальном ремонте, не имеет значения для арендных отношений, что подтверждается судебно-арбитражной практикой с участием инспекции и дочерних обществ ОАО "Газпром" (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 09.02.2010 N КА-А40/191-10, от 12.04.2007 N КА-А40/1503-07, от 06.06.2007 N КА-А40/4744-07 - т. 10 л.д. 73-95).

Инспекция указывает на то, что в течение периода действия договоров аренды заявителем неоднократно вносились изменения в состав арендуемого имущества, как путем изъятия из его состава ряда скважин, так и путем увеличения состава арендуемого имущества за счет новых скважин, а также что в ходе проведения налоговой проверки представлена расшифровка арендной платы по скважинам, не принимавшим участия в производственном процессе.

Однако данные доводы налогового органа не опровергают то обстоятельство, что для реализации уставной деятельности и получения прибыли заявитель заключил с ОАО "Газпром" договоры аренды имущества, состоящего из разнородных объектов основных средств, которые в совокупности и технологической взаимосвязи представляют собой производственный комплекс по добыче сырья, о чем сообщается собственником (ОАО "Газпром") арендуемого заявителем имущества в письме от 02.05.2006 N 01/0500-1844 (т. 56 л.д. 84-85).

Возможность такого объединение разнородных вещей в единый объект и участие указанного объекта в качестве самостоятельного объекта права предусмотрено ст. 134 Гражданского кодекса Российской Федерации, определяющей понятие сложной вещи: если разнородные вещи образуют единое целое, предполагающее использование их по общему назначению, они рассматриваются как одна вещь (сложная вещь).

Таким образом, Гражданский кодекс Российской Федерации определяет сложную вещь в качестве самостоятельного объекта права.

Положения гражданского законодательства Российской Федерации не ограничивают участников гражданских правоотношений в действиях по изменению состава сложной вещи. Внесение изменений в состав арендуемого имущества, как путем изъятия из состава арендованного имущества ряда скважин, так и путем увеличения состава арендуемого имущества за счет новых скважин, не повлекло за собой изменения целостности сложной вещи и ее назначения.

Таким образом, арендованные заявителем скважины являлись пригодными для эксплуатации, учитывались в эксплуатационном фонде скважин, находящихся в капитальном ремонте после эксплуатации, и составляли неотделимую часть производственного комплекса по добыче.

Довод инспекции о том, что в аренду передавалось имущество, не соответствующее условиям договоров аренды и не пригодное для эксплуатации, является необоснованным и не соответствующим фактическим обстоятельствам.

Как правильно указал суд первой инстанции, необходимость аренды бездействующих скважин обусловлена требованиями законодательства о недропользовании и промышленной безопасности.

Из материалов дела усматривается, что в соответствии с п. 3.1. Устава (т. 2 л.д. 2-20) целью деятельности заявителя является получение прибыли посредством рациональной и эффективной разработки газовых, газоконденсатных, газонефтеконденсатных и нефтяных месторождений в соответствии с лицензиями на разработку и с соблюдением необходимых природоохранных мер.

Право пользование недрами Ямбургского ГКМ предоставлено заявителю на основании лицензии СЛХ N 00738 НЭ и в соответствии с положениями лицензионного соглашения (т. 10 л.д. 100-113).

В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона Российской Федерации от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" пользователь недр обязан обеспечить сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях.

В целях исполнения возложенных действующим законодательством Российской Федерации на пользователей недр обязанностей заявитель в проверяемом периоде предпринял все возможные действия для сохранения указанных скважин и выведения их из бездействия на основе современной технологии ведения ремонтных работ.

Таким образом, если при каждом новом перезаключении договора аренды заявитель откажется принимать в аренду временно бездействующие скважины, то данное обстоятельство может стать основанием лишения лицензии Заявителя, поскольку сохранность скважин не будет обеспечена надлежащим образом, что может привести к остановке всей производственной деятельности по добыче углеводородов.

Данный вывод также подтверждается судебно-арбитражной практикой (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 12.04.2007 N КА-А40/1503-07, от 09.02.2010 N КА-А40/191-10, от 17.07.2006 N КА-А40/6455-06 - т. 10 л.д. 73-99).

Выводы налогового органа сделаны без учета того обстоятельства, что скважины, в том числе бездействующие, являются частью опасных производственных объектов, включенных Ростехнадзором в государственный реестр опасных производственных объектов.

В соответствии со ст. 9 Федерального закона Российской Федерации от 21.07.1997 N 116-ФЗ организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана: организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности; обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с установленными требованиями; проводить диагностику, испытания, освидетельствование сооружений и технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; предотвращать проникновение на опасный производственный объект посторонних лиц; обеспечивать выполнение требований промышленной безопасности к хранению опасных веществ.

Согласно подп. "в" п. 11, подп. "а" п. 13 Правил организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.1999 N 263) каждая эксплуатирующая организация обязана проводить проверки состояния промышленной безопасности, выявлять опасные факторы, для целей осуществления производственного контроля иметь свободный доступ на опасные производственные объекты в любое время суток.

Таким образом, на заявителя как на недропользователя и эксплуатанта опасных производственных объектов законодательно возложена обязанность осуществлять контроль за состоянием бездействующих скважин, расположенных на эксплуатируемых им месторождениях, в целях недопущения аварийных ситуаций.

С учетом этого, в случае отказа принять в аренду скважины, расположенные на эксплуатируемых участках недр и являющиеся частью опасных производственных объектов, но бездействующие в определенные периоды времени, заявитель не будет иметь возможности организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности; проводить проверки состояния промышленной безопасности, выявлять опасные факторы, для целей осуществления производственного контроля иметь свободный доступ на опасные производственные объекты в любое время суток.

Кроме того, налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности для оценки обоснованности расходов.

В соответствии с п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком, при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

При этом нормами Налогового кодекса Российской Федерации не определено, что условием признания обоснованности затрат является фактическое получение дохода в периоде осуществления расхода. Требование к затратам, предусмотренное п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации, состоит в том, что налогоплательщик вправе учесть в составе расходов те затраты, по которым прослеживается их объективная связь с деятельностью налогоплательщика, направленной на получение доходов в будущем.

В определении Конституционного Суда Российской Федерации от 04.06.2007 N 320-О-П (п. 3) указывается, что общие критерии отнесения тех или иных затрат к расходам, указанные в оспариваемых положениях ст. 252 и других статьях главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации, должны применяться в системе действующего правового регулирования с учетом целей и общих принципов налогообложения, а также позиций Конституционного Суда Российской Федерации (т. 10 л.д. 114-116).

Глава 25 Налогового кодекса Российской Федерации регулирует налогообложение прибыли организаций и устанавливает в этих целях определенную соотносимость доходов и расходов и связь последних именно с деятельностью организации по извлечению прибыли.

Обоснованность расходов, учитываемых при расчете налоговой базы, должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской или иной экономической деятельности. При этом речь идет именно о намерениях и целях (направленности) этой деятельности, а не о ее результате.

Налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности, а потому обоснованность расходов, уменьшающих в целях налогообложения полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения их целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата. В силу принципа свободы экономической деятельности налогоплательщик осуществляет ее самостоятельно на свой риск и вправе самостоятельно и единолично оценивать ее эффективность и целесообразность.

На основании изложенных обстоятельств суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что заявителем понесены обоснованные затраты на аренду скважин, находившихся в бездействии в 2006 году, имеющими непосредственное отношение к осуществляемой деятельности, направленной на получение дохода. Производственная направленность затрат на аренду скважин, бездействующих в 2006 году, а также связь расходов на аренду с деятельностью, направленной на получение дохода, подтверждена документально.

В связи с этим доначисление налога на прибыль за 2006-2007 годы в сумме 3 730 598 руб., а также соответствующих сумм пеней и штрафов является необоснованным.

По пункту 1.6. решения инспекции - расходы на приобретение векселей

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявитель в нарушение п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации необоснованно включил в состав расходов по операциям с ценными бумагами (векселями ЗАО АБ "Газпромбанк") сумму в размере 318 100 159,70 руб., что привело к неуплате налога на прибыль организаций в сумме 76 344 039 руб. (в том числе за 2006 год - 10 763 315 руб., за 2007 год - 65 580 724 руб.), обществу начислены соответствующие суммы пеней и штрафов.

Основанием для доначисления налога, штрафов и пеней послужили выводы налогового органа о том, что до приобретения векселей ЗАО АБ "Газпромбанк" заявителем указанные ценные бумаги являлись предметом нескольких сделок купли-продажи и мены, которые, по мнению инспекции, не могли быть реально осуществлены с учетом времени. заявитель, по мнению налогового органа, для приобретения векселей применил вексельную схему оплаты с участием третьих лиц-посредников, не проявил должной осмотрительности при выборе участников операций; в операции по приобретению заявителем векселей отсутствовал экономический эффект, поскольку векселя приобретались и затем передавались в счет оплаты товаров, работ, услуг по номинальной стоимости; под договором цессии завуалирована фактическая сделка по приобретению заявителем векселей ЗАО АБ "Газпромбанк". Поскольку заявитель и ЗАО АБ "Газпромбанк", по мнению налогового органа, являются косвенно взаимозависимыми, инспекция предположила, что заявитель имел возможность приобрести спорные векселя непосредственно у эмитента по более низкой цене без привлечения посредников.

На основании изложенных обстоятельств налоговый орган пришел к выводу о том, что разница между номинальной и фактической стоимостью векселей в размере 31 810 0159,70 руб. является необоснованной налоговой выгодой и неправомерно учтена заявителем в составе расходов по налогу прибыль в 2006-2007 годах.

Данные доводы судом апелляционной инстанции отклоняются по следующим основаниям.

Судом установлено, что векселя получены заявителем по договору (т. 11 л.д. 17-28), заключенному с компанией ООО "Корпорация Строительных инвестиций" (ООО "КСИ"), которая является действующей организацией, уплатившей с хозяйственных операций с заявителем налоги, имеющей уставный капитал 5 000 000 руб. (т. 56 л.д. 11-16) и миллиардные обороты (т. 43 л.д. 94).

Контрагент заявителя - ООО "КСИ" состоит на учете в налоговом органе, в период осуществления хозяйственных операций с заявителем и после их завершения, сдавал отчетность, уплачивал налоги. Согласно показателям бухгалтерской отчетности выручка ООО "КСИ" в 2003 году составила 10 707 183 000 руб., в 2004 году - 4 195 689 000 руб., налог на прибыль ООО "КСИ" составил в 2003 году - 5 435 000 руб., в 2004 году - 1 133 000 руб. (т. 56 л.д. 1-10). Величина уставного капитала (5 000 000 руб.) свидетельствует о высокой потенциальной возможности отвечать по своим обязательствам.

Факт поступления векселей заявителю и их использование в деятельности, приносящей доход, подтверждаются первичными документами, показаниями свидетелей (т. 56 л.д. 18-25) и налоговым органом не оспаривается.

Векселя переданы в оплату товаров, работ, услуг в процессе осуществления обществом хозяйственной деятельности (ООО "СТ Заполяргазстрой", ООО "Мостострой-12", ООО СВЧ "Газобезопасность", ОАО "Тасмо", ООО ПСФ "Сибгазспецстрой", ЗАО "Промспецстрой", СевКавНИПИгаз, "Уренгойтрубопроводстрой").

Организации, к которым налоговый орган предъявляет претензии (ООО "КСИ", ООО "Дэлком МТК", ООО "Финконсалт", ООО "Парагон" и др.), не являются ни контрагентами общества, ни контрагентами контрагента заявителя ООО "КСИ".

Заявитель не участвовал во всех перечисленных в решении сделках, а являлся участником единственной сделки - договора цессии с ООО "КСИ", являющимся добросовестной финансово-устойчивой организацией.

Налоговым органом не доказано, что заявитель знал или мог знать о нарушениях налогового законодательства, допущенных организациями, в отношениях с которыми он не состоял.

Доводы инспекции о том, что заявитель имел возможность приобрести векселя непосредственно у эмитента по более низкой цене, а также, что в сделке по приобретению векселей отсутствовал экономический эффект, так как векселя поступили и выбыли по номинальной стоимости, необоснованны.

Так, факт приобретения векселей и их последующее использование по номинальной стоимости не может означать отсутствие экономического эффекта от осуществляемых операций. Векселя поступили заявителю в счет оплаты переуступленного права требования в качестве средства платежа. Заявитель цели приобретения векселей как ценных бумаг не преследовал.

Кроме того, векселя поступили заявителю в качестве платежного средства за переуступленное право требования, цели приобретения векселей как ценных бумаг заявитель не преследовал. Цены векселей на соответствие уровню рыночных цен в порядке ст. 40 Налогового кодекса Российской Федерации налоговым органом не проверялись.

Нормы Налогового кодекса Российской Федерации, а также иные нормативные акты, регулирующие налоговые правоотношения, не содержат положений, предписывающих налоговому органу при осуществлении ими контрольных функций в сфере налогов и сборов, проверять экономическую целесообразность, рациональность и эффективность заключаемых хозяйствующими субъектами сделок.

Выводы инспекции о том, что заявитель передал по договору N 01/Ц/6 от 20.06.2003 несуществующую задолженность, являются несостоятельными, поскольку заявителем представлены доказательства того, что он имел право требования к ОАО "Газпром" в размере, переданном ООО "КСИ".

Довод налогового органа об отсутствии у заявителя права требования к ОАО "Газпром" в связи с не уведомлением должника о переуступке противоречит законодательству и материалам дела, поскольку для перехода к другому лицу права кредитора не требуется согласие должника, поэтому не уведомление должника о заключении договора цессии не является доказательством отсутствия задолженности.

Кроме того, обществом представлены доказательства перечисления ОАО "Газпром" заявителю денежных средств по тем же кодам стройки, по которым заявителем передано право требования ООО "КСИ" (т. 11. л.д. 116-118). Сам факт перечисления указанных денежных средств подтверждает наличие задолженности ОАО "Газпром" перед заявителем.

Таким образом, налоговым органом необоснованно исключена из налогооблагаемой базы сумма расходов на приобретение векселей в размере 318 100 159,70 руб. и доначислен налог на прибыль в сумме 76 344 039 руб.

Налог на добавленную стоимость

По пункту 2.1. решения инспекции - вычеты по капитальному ремонту скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что общество в нарушение ст.ст. 171, 172 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно включило в состав налоговых вычетов суммы НДС, предъявленные подрядными организациями при проведении работ по капитальному ремонту скважин в сумме 86 484 886,54 руб.

Основанием для этого послужил вывод о том, что данные работы являются не работами по ремонту, а работами, затраты на проведение которых должны увеличивать первоначальную стоимость объектов основных средств (техническое перевооружение).

Кроме того, по мнению налогового органа, исходя из положений п. 4.2.2. договоров аренды от 25.05.2006 N 01/1600-Д-40/2006, от 25.05.2006 N 01/1006-Д-41/2006/1Д, от 09.01.2007 N 01/1600-Д-149/2007, от 31.10.2007 N 01/1600-Д-67/2008, заключенных обществом с ОАО "Газпром", работы по техническому перевооружению должны производиться за счет собственных средств арендодателя.

В связи с этим налоговым органом доначислен заявителю НДС в размере 86 484 886,54 руб., соответствующие пени и штрафные санкции.

Вместе с тем квалификация налоговым органом спорных работ как работ "капитального" характера является ошибочной по изложенным выше основаниям по пункту 1.3 решения инспекции.

Кроме того, довод налогового органа о том, что комплекс спорных работ производился в рамках договора на реализацию инвестиционных проектов от 08.10.1999 N 53-699 и потому право на вычет у арендатора (ООО "Газпром добыча Ямбург") отсутствует, не соответствует нормам права и фактическим обстоятельствам дела.

Из материалов дела усматривается, что в 2006-2007 годах обществом проводились работы на скважинах, как за счет собственных средств - капитальный ремонт, так и за счет средств ОАО "Газпром" - реконструкция.

По мнению инспекции, общество неверно квалифицировало работы по капитальному ремонту, поскольку данные работы являются работами по техническому перевооружению.

Вместе с тем спор о том, что работы, учтенные обществом как работы по капитальному ремонту, произведены за счет средств арендатора (ООО "Газпром добыча Ямбург"), а не арендодателя, отсутствует. Напротив, налоговый орган указывает, что общество не вправе включать данные работы в состав своих расходов при налогообложении прибыли.

Доказательств того, что спорные расходы по капитальному ремонту в дальнейшем перевыставлялись либо каким-либо образом компенсировались ОАО "Газпром" налоговый орган не приводит.

При таких обстоятельствах вывод налогового органа о неправомерном применении вычета, мотивированный тем, что весь комплекс работ производился за счет инвестора (ОАО "Газпром"), а не на средства общества, является необоснованным, не соответствующим фактическим обстоятельствам дела.

Судом установлено, что в п. 4.2.2. договоров указано, что за свой счет арендодатель (ОАО "Газпром") обеспечивает достройку, дооборудование, модернизацию, реконструкцию и техническое перевооружение в случае необходимости.

Таким образом, даже если исходить из неправомерной позиции инспекции о том, что обществом произведены работы по техническому перевооружению, то и в этом случае положения договоров не содержат императивной нормы о том, что такие работы всегда осуществляются только за счет средств ОАО "Газпром" (т. 12 л.д. 1-24).

В то время как в силу прямого указания п. 4.4.3 (п. 4.4.4) договоров арендатор (ООО "Газпром добыча Ямбург") обязан нести расходы по содержанию и эксплуатации имущества; производить за свой счет все виды ремонтов, включая текущий и капитальный ремонт арендованного имущества. Арендодатель (ОАО "Газпром") не возмещает арендатору понесенные затраты, включая затраты по капитальному ремонту (т. 12 л.д. 1-24).

Следовательно, довод налогового органа о том, что спорные работы должны быть произведены за счет (ОАО "Газпром"), в отсутствие воли сторон гражданско-правовых отношений на осуществление подобной операции (сделки), является необоснованным.

Кроме того, независимо от квалификации спорных работ, общество имеет полное право на применение налоговых вычетов, поскольку 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 Налогового кодекса Российской Федерации.

Федеральным законом Российской Федерации от 22.07.2005 N 119-ФЗ внесены изменения в п. 5 ст. 172 Налогового кодекса Российской Федерации, которые вступили в силу начиная с 1 января 2006 года. В соответствии с редакцией п. 5 ст. 171 Налогового кодекса Российской Федерации вычеты сумм НДС, указанные в абзаце первом п. 6 ст. 171 Налогового кодекса Российской Федерации, производятся в порядке, установленном абзацами первым и вторым п. 1 ст. 172 Кодекса. То есть, начиная с 01.01.2006 Налоговый кодекс Российской Федерации не устанавливает специальных правил применения налоговых вычетов даже для капитального строительства.

Для применения вычета сумм НДС п. 1 ст. 172 Налогового кодекса Российской Федерации, в редакции, действовавшей в проверяемый период времени, предусмотрено соблюдение следующих условий: продавцом в адрес покупателя должен быть выставлен счет-фактура (к порядку оформления счетов-фактур налоговый орган не предъявляет претензий - т. 12 л.д. 25-71); товары (работы, услуги) должны быть приняты на учет (данный факт также не оспаривается налоговым органом); данные суммы НДС должны быть предъявлены налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг для осуществления операций, признаваемых объектом налогообложения НДС (все объекты, в отношении которых произведены спорные работы, эксплуатируются ООО "Газпром добыча Ямбург" в рамках деятельности, облагаемой НДС, что также не оспаривается налоговым органом).

Таким образом, обществом выполнены все указанные условия для применения налоговых вычетов.

Указанной позиции придерживается Минфин Российской Федерации в письме от 05.11.2009 N 03-07-11/282, где указано, что суммы НДС, предъявленные арендатору подрядной организацией по ремонтным работам (модернизации, техническому перевооружению и реконструкции) арендуемого имущества, в результате которых создаются неотделимые улучшения имущества, подлежат вычету (т. 12 л.д. 72).

Таким образом, доначисление и взыскание налога в сумме 86 484 886,54 руб., а также соответствующих сумм пени и штрафа в связи с отказом в применении налоговых вычетов является неправомерным.

По пункту 2.2. решения инспекции - вычеты по капитальному ремонту бездействующих скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявитель в нарушение ст.ст. 171, 172 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно включил в состав налоговых вычетов суммы НДС, предъявленные подрядными организациями при проведении работ по капитальному ремонту и ГРП бездействующих скважин (N 8103, N 12206, N 21106, N 30806, N 30801, N 30301, N 20802 Ямбургского ГКМ) в сумме 5 696 082,44 руб. В результате чего обществу доначислен НДС в размере 5 696 082,44 руб., соответствующие пени, штрафные санкции.

Налоговый орган отказал заявителю в праве на вычет НДС в размере 5 696 082,44 руб., приходящемся на затраты, оспариваемые по пункту 1.2. мотивировочной части решения инспекции. Основанием для отказа послужил вывод налогового органа о том, что данные затраты не связаны с операциями, признаваемыми объектами обложения НДС, по основаниям, приведенным в пункте 1.2. решения налогового органа.

Судом установлено, что доводы инспекции неправомерны, поскольку заявителем соблюдены все условия для принятия НДС к вычету, предусмотренные п. 1 ст. 171, п. 2 ст. 172 Налогового кодекса Российской Федерации.

Доводы, на основании которых заявителю отказано в вычетах НДС, приходящихся на затраты, которые, по мнению инспекции, не связаны с операциями, признаваемыми объектами обложения НДС по основаниям, приведенным в пункте 1.2. решения, воспроизводят позицию, изложенную в п. 1.2. решения.

Таким образом, доначисление налоговым органом НДС в сумме 5 696 082,44 руб., а также соответствующих сумм пеней и штрафов является необоснованным.

По пункту 2.3 решения инспекции - вычеты по аренде бездействующих скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что заявитель в нарушение ст.ст. 171, 172 Налогового кодекса Российской Федерации неправомерно включил в состав налоговых вычетов суммы НДС, предъявленные ОАО "Газпром" при приобретении услуг аренды в части скважин, находившихся в проверяемый период в бездействии (N 8103, N 21106, N 20802), на основании договоров аренды от 25.05.2006 N 01/1600-Д-40/2006; от 25.05.2006 N 01/1600-Д-41/2006/1д; от 09.01.2007 N 01/1600-Д-149/2007 в сумме 2 797 948,72 руб. В результате чего обществу доначислен НДС, соответствующие пени, штрафы.

Налоговый орган отказал заявителю в праве на вычет НДС в размере 2 797 948,72 руб., приходящемся на затраты, оспариваемые по пункту 1.5. мотивировочной части решения налогового органа. Основанием для отказа послужил вывод инспекции о том, что данные затраты не связаны с операциями, признаваемыми объектами обложения НДС, по основаниям, приведенным в пункте 1.5. решения налогового органа.

Судом установлено, что доводы налогового органа, отраженные в мотивировочной части решения налогового органа, неправомерны, поскольку заявителем соблюдены все условия для принятия НДС к вычету, предусмотренные п. 1 ст. 171, п. 2 ст. 172 Налогового кодекса Российской Федерации.

Доводы, на основании которых заявителю отказано в вычетах НДС, приходящихся на затраты, которые, по мнению инспекции, не связаны с операциями, признаваемыми объектами обложения НДС по основаниям, приведенным в пункте 1.5. решения, воспроизводят позицию, изложенную в п. 1.5. решения.

Таким образом, доначисление налоговым органом НДС в сумме 2 797 948,72 руб., а также соответствующих сумм пеней и штрафов является необоснованным.

Налог на добычу полезных ископаемых

По пункту 3.1. решения инспекции - нормативные потери природного газа при проведении работ по освоению скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что при исчислении НДПИ обществом неправомерно завышен объем фактических потерь полезных ископаемых, облагаемых по нулевой ставке (0 рублей). В результате допущенного, по мнению налогового органа, нарушения неуплаченная сумма налога составила 39 797 751 руб. Кроме того, инспекцией доначислены соответствующие штрафы и пени.

По мнению налогового органа, при определении объема потерь газа, облагаемых по нулевой ставке, общество неправомерно учитывало потери газа природного, образовавшиеся в результате выпуска газа в атмосферу (сжигания газа на факеле) при проведении работ по освоению скважин.

Основанием для данного вывода налогового органа, послужил довод о том, что потери газа природного при проведении работ по освоению не связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Данные доводы были предметом исследования суда первой инстанции и правомерно отклонены, поскольку, как правильно указал суд первой инстанции, решение налогового органа прямо противоречит вступившему в законную силу решению Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250, имеющему преюдициальное значение для настоящего спора.

Так, нормативные потери в виде газа, выпущенного в атмосферу (отработка скважины на факел и проведение газодинамических исследований (ГДИ)), полностью соответствуют требованиям ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, а именно: технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения, и признаны в пределах нормативов, утвержденных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Потери в виде газа, выпущенного в атмосферу, при отработке скважины на факел и проведении ГДИ, предусмотрены п.п. 1.1 и 1.2 Перечня видов потерь природного газа и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения, утвержденным 17.07.2003 первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым.

Доводы налогового органа о том, что у общества отсутствуют фактические потери при добыче полезного ископаемого, поскольку количество добытого полезного ископаемого должно определяться в порядке п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, противоречит налоговому законодательству и фактическим обстоятельствам дела.

Как правильно указал суд первой инстанции, налоговым органом при вынесении решения допущены существенные нарушения порядка привлечения налогоплательщика к налоговой ответственности, установленного ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации, что является безусловным основанием для отмены решения.

Налоговый орган в решении ссылается на судебно-арбитражную практику, которая не относится к настоящему спору, принята по иным фактическим обстоятельствам и в отношении иных претензий налоговых органов и, следовательно, не может подтверждать законность принятого решения по настоящему эпизоду.

Судом установлено, что заявителем представлены налоговые декларации по НДПИ за 2006 и 2007 годы, в которых отражен объем полезных ископаемых, облагаемых по ставке 0 руб. в части нормативных потерь (т.т. 15-16).

Отражение размера потерь в декларациях производилось на основании планов по освоению скважин (т. 17, т. 18 л.д. 1-8) и актов на выпуск газа в атмосферу (т. 18 л.д. 79-150, т. 19 л.д. 1-150, т. 20 л.д. 1-13) по следующим скважинам Харвутинской площади Ямбургского газоконденсатного месторождения: 9311, 9312, 9351, 9421, 9422, 9423, 9431, 9432, 9433, 9434, 9441, 9442, 9443, 9444, 9451, 9452, 9461, 9462, 9463, 9464, 9471, 9472, 9473, 9474, 9481, 9482, 9483, 9484, 9491, 9492, 9493, 9501, 9502, 9503, 9504, 9511, 9512, 9513, 9514, 9521, 9522, 9523, 9531, 9532, 9533, 9534, 9541, 9542, 9543, 9201, 9202, 9203, 9241, 9242, 9281, 9282, 9291, 9292, 9181, 9182, 9191, 9192, 9211, 9212, 9221, 9222, 9231, 9232, 9251, 9252, 9261, 9262, 9271, 9272, 9301, 9302, 9551, 9552, 9553, 9561, 9562, 9011, 9012, 9021, 9022, 9031, 9032, 9041, 9042, 9051, 9052, 9061, 9062, 9081, 9082, 9083, 9091, 9092, 9093, 9111, 9112, 9121, 9131, 9132, 9141, 9142, 9151, 9152, 9153, 9161, 9162, 9171, 9172.

Заявитель при определении объема нормативных потерь газа, облагаемых по ставке 0 руб., учитывал потери природного газа, возникающие при освоении скважин, в виде выброса газа в атмосферу (при отработке скважины на факел и проведении газодинамических исследований).

Спорный объем потерь природного газа отражался в количестве добытого полезного ископаемого согласно справкам по НДПИ (т. 21 л.д. 1-47), на основании которых составлялись указанные выше налоговые декларации.

Согласно подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 руб. при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Таким образом, налогоплательщик вправе применить нулевую ставку в отношении фактических потерь полезных ископаемых при условии, что: потери технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождений; облагаемые по нулевой ставке фактические потери не превышают нормативов, установленных в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Правомерность признания в качестве нормативных потерь, потерь, образовавшихся в процессе проведения работ по освоению (отработка скважины на факел и проведение газодинамических исследований (ГДИ)) уже была предметом рассмотрения Арбитражным судом г. Москвы в рамках дела N А40-42787/09-117-250 по рассмотрению законности решения налогового органа, принятого по итогам проведения выездной налоговой проверки общества за 2005 год.

Вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 (т. 20 л.д. 71-122, т. 55 л.д. 9-86) установлено, что нормативные потери полностью соответствуют требованиям ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, а именно: технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения, и признаны в пределах нормативов, утвержденных в порядке, установленном Правительством Российской Федерации; спорные потери предусмотрены п.п. 1.1. и 1.2 перечня видов потерь, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденного первым заместителем министра энергетики И.А. Матлашовым.

Таким образом, Арбитражным судом г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250 установлены обстоятельства, имеющие значение для настоящего дела.

В соответствии с ч. 2 ст. 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.

Следовательно, поскольку вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 установлена неправомерность доначисления налога по спорным потерям, доводы инспекции в оспариваемой части подлежит признанию незаконными.

Как пояснил заявитель, спорные потери в виде газа, выпущенного в атмосферу, технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения, и признаны в пределах нормативов, утвержденных Правительством Российской Федерации.

Работы по освоению скважин прямо предусмотрены проектом разработки месторождения - п. 6.6. отчета ООО "ВНИИГАЗ" от 27.06.2001 "Коррективы проекта разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения", в котором указано, что на этапе освоения при строительстве скважины после опрессовки наземного оборудования скважина отрабатывается на факел до полной очистки газа от механических примесей, воды, бурового раствора и стабилизации давления и температуры на устье. Продолжительность отработки скважины на факел составляет не более 72 часов, после чего на скважине проводится комплекс геофизических и газодинамических исследований (т. 21 л.д. 48-51).

Спорные потери (выпуск газа в атмосферу) возникли именно после опрессовки на этапе освоения скважин при отработке скважины на факел и ГДИ, что подтверждается планами на освоение скважин, актами на выпуск газа в атмосферу и не оспаривается налоговым органом.

Таким образом, рассматриваемые потери прямо предусмотрены проектом разработки Ямбургского месторождения, а, следовательно, связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Доводы налогового органа со ссылками на отчет ООО "ВНИИГАЗ" "Дополнения к коррективам проекта разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения" подлежат отклонению.

Так, налоговый орган, ссылаясь на отчет ООО "ВНИИГАЗ" "Дополнения к коррективам проекта разработки месторождения", указывает, что ООО "ВНИИГАЗ" издан новый технологический проект разработки "Дополнения к коррективам проекта разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения", в котором не содержится положений о выпуске газа в атмосферу (отработке скважины) при освоении; что в соответствии с данными дополнениями технология освоения новых скважин должна быть изложена в регламенте на их освоение, который не представлен налоговому органу.

На основании указанного инспекция делает вывод о том, что спорные потери не связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Данные доводы налогового органа являются необоснованными и противоречащими налоговому законодательству и фактическим обстоятельствам по следующим основаниям.

Судом установлено, что отчет ООО "ВНИИГАЗ", на который ссылается налоговый орган, не является новым проектом разработки месторождения, он выполнен в дополнение к коррективам проекта разработки месторождения. В нем не содержится положений указывающих либо свидетельствующих об отмене или изменении "Коррективов", в дополнение которых он принят. Положения указанного отчета не противоречат положениям, содержащимся в "Коррективах проекта разработки". Данные обстоятельства подтверждаются также самим отчетом ООО "ВНИИГАЗ" в котором указано, что цель работы - подготовка дополнений к коррективам проекта разработки с учетом фактического состояния разработки и обустройства, а не его изменение, отмена либо корректировка.

Таким образом, ссылка налогового органа на отчет ООО "ВНИИГАЗ" "Дополнения к коррективам проекта разработки Сеноманской залежи" как на новый проект разработки месторождения, без учета положений "Коррективов проекта разработки" в дополнение к которым он принят, является неправомерной.

Следовательно, поскольку прямое указание на то, что при проведении работ по освоению проводится отработка скважины на факел и ГДИ, содержится в "Коррективах проекта разработки месторождения", спорные потери предусмотрены проектом разработки месторождения и соответственно связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Кроме того, несостоятельным является довод налогового органа о том, что поскольку у общества отсутствуют регламенты на производство работ по продувке технологического оборудования и трубопроводов, в том числе регламента на освоение, ссылка на который содержится в п. 6.6 "Дополнений к коррективам разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения", спорные потери не связаны с принятой схемой и технологией разработки и не могут соответствовать п. 1.1. Перечня видов потерь.

В соответствии с п. 4.2 Стандарта организации ОАО "Газпром" N СТО 11-2005 "Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов в атмосферу" (т. 21 л.д. 52-55) продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему, работы по продувке проводятся в отношении скважин при освоении.

Освоение скважин это этап строительства скважин, в ходе которого, согласно письму ООО "ТюменНИИгипрогаз" от 13.05.2008 N 31/4146-11 (т. 21 л.д. 56-58), производится вызов притока, продувка скважины с целью очистки забоя от механических примесей и призабойной зоны фильтрата бурового раствора, в ходе которой осуществляется сжигание газа на факеле (отжиг скважины на факеле).

Технология проведения работ по освоению регламентируется РД N 9510-62-85 "Инструкция по освоению и исследованию эксплуатационных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях" Министерства газовой промышленности в соответствии, с которым отступление от регламентов Инструкции не разрешается (т. 21 л.д. 59-65).

В преамбуле Инструкции указано, что она устанавливает порядок проведения работ, являясь основным руководящим документом при освоении и исследовании эксплуатационных скважин.

Также в соответствии подп. 7 п. 6.10 указанной Инструкции при проведении работ по освоению после опрессовки наземного оборудования закрыть затрубные задвижки, открыть скважину на факельную линию и отработать скважину на факел до полной отчистки газа от механических примесей, воды, бурового раствора и стабилизации давления и температуры на устье. Продолжительность отработки скважины на факел не более 72 часов.

В п. 1.1. Перечня видов потерь, утвержденного первым заместителем министра энергетики И.А. Матлашовым, указано, что к потерям, технологически связанным с принятой схемой и технологией разработки относятся потери, возникающие при продувке технологического оборудования и трубопроводов в соответствии с утвержденными регламентами на производство работ, планами этих работ.

Указанные положения перечня указывают о необходимости проведения работ, при которых осуществляются продувки скважин в соответствии с утвержденными регламентами или планами на проведение этих работ.

Продувки скважин осуществлялись при проведении работ по освоению скважин, проведение которых регламентировано указанными выше руководящими документами (т. 21 л.д. 59-65), а выполнение указанных работ проходило в соответствии с планами на их проведение (т. 17, т. 18 л.д. 1-8).

Таким образом, довод налогового органа о том, что спорные потери не связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения и не могут учитываться в соответствии с п. 1.1 Перечня видов потерь, утвержденного первым заместителем министра энергетики Матлашовым И.А., является неправомерным и необоснованным.

Кроме того, отсутствие регламента на проведение работ не может рассматриваться как обстоятельство, препятствующее реализации права налогоплательщика на применение ставки 0 процентов.

В соответствии с постановлением Конституционного Суда Российской Федерации N 12-П от 14.07.2003 (т. 21 л.д. 66-72) в случаях, когда суды при рассмотрении дела не исследуют по существу фактические обстоятельства, ограничиваясь только установлением формальных условий применения нормы, право на судебную защиту, закрепленное ст. 46 Конституции Российской Федерации, оказывается существенно ущемленным. Данная позиция имеет общий характер и касается любых правоприменителей, включая налоговые органы.

В деле, которое рассмотрено Конституционным Судом Российской Федерации, налоговый орган, отказывая налогоплательщику в возмещении суммы налога на добавленную стоимость при реализации товаров, вывезенных в таможенном режиме экспорта со ссылкой на отсутствие коносамента, как документа, наличие которого для реализации соответствующего права прямо предусмотрено п. 1 ст. 165 Налогового кодекса Российской Федерации (в действующей в период спорных правоотношений редакции Налогового кодекса Российской Федерации п. 1 ст. 165 Налогового кодекса Российской Федерации предусматривал для подтверждения ставки 0 процентов по НДС представление в налоговый орган исключительно коносамента на перевозку экспортируемого товара, в котором в графе "Порт разгрузки" указано место, находящееся за пределами таможенной территории Российской Федерации), исходил из принципа возложения на налогоплательщика бремени по надлежащему документальному подтверждению обоснованности применения ставки 0 процентов.

Вместе с тем, Конституционный Суд Российской Федерации признал, что подобная практика свидетельствует о формальном подходе к решению вопроса об условиях реализации соответствующего права, что приводит к существенному его ущемлению. В результате рассмотрения дела суд указал, что право на применение ставки 0 процентов может подтверждаться не только коносаментом, а любыми иными документами, которые свидетельствуют о приеме груза для перевозки.

Таким образом, если исходить из неправомерной позиции налогового органа об отсутствии регламента на проведение работ по продувке, в условиях представления налогоплательщиком иных документов, которые позволяют установить факт осуществления работ в соответствии руководящими документами и инструкциями, данное обстоятельство не может быть основанием для доначисления налога, поскольку свидетельствовало бы о формальном подходе к реализации права налогоплательщика.

Заявителем представлены в материалы дела документы, которые регламентируют проведение работ по освоению (РД N 9510-62-85), а также документы, которые являются доказательством того, что операции по продувке осуществляются при проведении работ по освоению (Стандарт организации ОАО "Газпром" N СТО 11-2005, письмо ООО "ТюменНИИгипрогаз" от 13.05.2008 N 31/4146-11).

Из материалов дела следует, что Порядок утверждения нормативов потерь предусмотрен постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001г. N 921 "Об утверждении правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Согласно п. 5 Правил нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

ОАО "Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности" (ОАО "ВНИИОЭНГ") подготовлен отчет о научно-исследовательской работе "Разработка нормативов технологических потерь природного газа, газового конденсата, нефти по месторождениям дочерних предприятий ОАО "Газпром" на 2005-2007 годы" (т. 21 л.д. 73-75). Согласно отчету норматив потерь на 2005 год составил 0,204%.

Разработанные ОАО "ВНИИОЭНГ" нормативы потерь на 2005 год утверждены Минпромэнерго Российской Федерации 06.06.2005 по согласованию с Министерством природных ресурсов России и Ростехнадзором России (т. 21 л.д. 76-81).

Норматив потерь природного газа для общества по Ямбургскому нефтегазоконденсатному месторождению на 2005 год установлен в размере 0,204% от количества добытого полезного ископаемого.

В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации.

Судом установлено, что общество, руководствуясь указанным положением Налогового кодекса Российской Федерации, признавало потери именно в пределах нормативов, установленных для него в 2005 году, поскольку отсутствовали утвержденные нормативы потерь для 2006 и 2007 годов.

При этом нормативы на 2005 год разрабатывались с учетом тех же источников (видов) потерь газа, которые предусмотрены проектом разработки месторождения и групповыми проектами на строительство скважин, а также потерь, отраженных в планах по освоению скважин, в том числе и выпуск газа в атмосферу (отработка скважины на факел).

Так, при определении нормативов потерь ОАО "ВНИИОЭНГ" в том числе учтены следующие (виды) потерь: продувка скважин, в том числе после бурения.

При этом выбросы природного газа в атмосферу предусмотрены Стандартом организации ОАО "Газпром" N СТО 11-2005 "Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов в атмосферу", в п. 4.2 которого указано, что продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему.

В том же пункте предусмотрено, что работы по продувке проводятся в отношении скважин при освоении, испытаниях, исследовательских и ремонтных работах и прочих технологических операциях.

Проектом разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения установлено, что на этапе освоения скважины после опрессовки наземного оборудования скважина отрабатывается на факел до полной отчистки газа от механических примесей, воды, бурового раствора и стабилизации давления и температуры на устье.

Таким образом, спорные потери в виде газа, выпущенного в атмосферу, понесены при проведении работ по продувке, которые являются неотъемлемой частью работ по освоению скважин.

При этом Отчетом ОАО "ВНИИОЭНГ" установлено, что источником (причиной) потерь является продувка скважины, в том числе после бурения.

В свою очередь в соответствии с групповым рабочим проектом N 131/02-58-Э (т. 21 л.д. 82-85) на строительство эксплуатационных и наблюдательных скважин на Харвутинской площади Ямбургского месторождения "освоение скважины" является этапом строительства скважины, который непосредственно следует за этапом "бурение и крепление скважины". Данным проектом на этапе освоения скважины предусмотрена отработка скважины на факел.

То обстоятельство, что освоение скважины осуществляется после завершения бурения, указывается и в п. 1.8 РД 9510-62-85 "Инструкция по освоению и исследованию эксплуатационных скважин", в котором говорится, что скважина считается законченной бурением и готовой к началу работ по освоению после монтажа колонной головки, опрессовки приустьевой части колонны воздухом и др. работ. В п. 1.9. данной инструкции указано, что время начала освоения исчисляется с момента окончания бурения (т. 21 л.д. 59-65).

Следовательно, спорные потери понесены на этапе освоения скважин в связи с работами по продувке скважин (отработка скважины на факел) после бурения. Продувка скважин после бурения является установленным ОАО "ВНИИОЭНГ" источником (видом) потерь, норматив для которого утвержден Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации.

Таким образом, факт утверждения уполномоченными государственными органами в области контроля за добычей полезных ископаемых (Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации, Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Ростехнадзором России) во исполнение постановление Правительства Российской Федерации, вынесенного в соответствии с п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, с учетом тех источников (видов), которые отражены в Отчете ОАО "ВНИИОЭНГ", нормативов потерь газа свидетельствует о правомерности применения обществом заявленных видов потерь при исчислении НПДИ.

Минпромэнерго Российской Федерации, утверждая нормативы потерь газа для общества, фактически подтвердило, что оспариваемые налоговым органом потери технологически связаны с принятой схемой разработки и обустройства месторождения.

Таким образом, нормативные потери в виде газа, выпущенного на факел, полностью соответствуют требованиям ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, а именно: технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения, и признаны в пределах нормативов, утвержденных Правительством Российской Федерации.

Спорные потери предусмотрены "Перечнем видов потерь природного газа горючего и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой разработки и обустройства месторождения", утв. первым зам. министра энергетики И.А. Матлашовым 17.07.2003 (т. 21 л.д. 86-88), из которого следует, что к потерям природного газа горючего, технологически связанным с принятой схемой разработки и обустройства месторождения относятся: продувка технологического оборудования и трубопроводов; исследования, испытания скважин.

Согласно п. 4.2 Стандарта организации ОАО "Газпром" N СТО 11-2005 "Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов в атмосферу", продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему. В том же пункте предусмотрено, что работы по продувке проводятся в отношении скважин при освоении, испытаниях, исследовательских и ремонтных работах и прочих технологических операциях.

Как указывалось ранее, спорные потери в виде газа, выпущенного в атмосферу (отработка скважины на факел), образовывались именно в процессе продувки скважин и скважинного оборудования при проведении работ по освоению.

Работы по продувке технологического оборудования (скважин), в результате которых общество несло спорные потери газа, велись на основании утвержденных планов на проведение данных работ, что полностью соответствует положениям Перечня видов потерь, утв. первым зам. министра энергетики И.А. Матлашовым 17.07.2003.

Таким образом, спорные потери предусмотрены п. 1.1. Перечня видов потерь, утвержденного И.А. Матлашовым, как потери на продувку технологического оборудования (скважин и скважинного оборудования).

Потери, образовавшиеся в результате проведения газодинамических исследований (ГДИ) и отраженные в актах на выпуск газа в атмосферу, прямо предусмотрены п. 1.2 Перечня видов потерь, утвержденного И.А. Матлашовым, как потери при проведении исследований.

Кроме того, при проведении работ по освоению проводятся работы по испытанию скважин, в соответствии с действующими методическими рекомендациями, что в свою очередь также является установленным источником потерь в соответствии с п. 1.2. Перечня видов потерь и подтверждается следующим.

Судом установлено, что групповым рабочим проектом на строительство скважин N 131/02-58-Э прямо предусмотрено, что "освоение" является "испытанием" (т. 21 л.д. 82-85), в соответствии с п. 6.6. отчета ООО "ВНИИГАЗ" от 27.06.2001 "Коррективы проекта разработки Сеноманской залежи Ямбургского месторождения" в разделе об освоении указано, что работы по испытанию проводятся согласно РД 9510-62-85 "Инструкция по освоению и исследованию эксплуатационных скважин" (т. 21 л.д. 73-75, 59-65).

В указанной выше Инструкции указывается, что в подп. 7 п. 6.10 - после опрессовки подземного оборудования, открыть задвижку на факельную линию и отработать скважину на факел до полной очистки газа или газоконденсата от механических примесей, воды, бурового, раствора и стабилизации давления и температуры на устье; в п. 6.15 - с момента пуска скважины и до конца отработки на факел ведется наблюдение за изменением давлений и характером выходящей струи газа. Результаты наблюдений через каждый час записываются в вахтовом журнале; в п. 6.16 - при обнаружении утечек в факельной линии необходимо закрыть рабочую задвижку и устранить обнаруженные утечки; в п. 6.17 - при обнаружении утечек газа в фонтанной арматуре необходимо закрыть соответствующую задвижку и ликвидировать негерметичность.

Таким образом, в указанном руководящем документе, регламентирующим процесс освоения скважин, раскрывается характер проводимых работ, которые фактически являются испытанием, то есть проверкой работоспособности скважины с проведением наблюдения за основными рабочими показателями их фиксацией, выявлении утечек и их устранении.

Также, понятия освоение и испытание отождествляются также и в письме ООО "ТюменНИИгипрогаз" от 13.05.2008 N 31/4146-11 (т. 21 л.д. 56-58), в котором в качестве приложений указан перечень документов, регламентирующих работы по испытанию (освоению) скважин.

Кроме того, в указанном выше письме прямо указывается на то, что потери, образовавшиеся в ходе проведения работ по освоению, относятся к потерям, связанным с принятой схемой и технологией разработки месторождения в соответствии с п. 1.2. Перечня видов потерь, утвержденного первым заместителем министра энергетики И.А. Матлашовым, как потери, образовавшиеся при испытании.

Согласно СТП 3.9-2.1-003-2001 ДООО "Бургаз" (работы по освоению проводилось филиалом ДООО "Бургаз" - Ф "Тюменбургаз") "Освоение скважин в условиях пластовых давлений" предусмотрено (т. 21 л.д. 89-92), что: комплекс работ при освоении разделен на операции: предшествующие освоению, операции при вызове притока, заключительные работы (п. 6.1.1. указанного стандарта); к технологическим операциям по вызову притока относят мероприятия, при реализации которых достигается снижение забойного давления и создание условий для фильтрации пластового флюида из продуктивного пласта в скважину с последующим подъемом на поверхность (п. 6.1.1.2.); после вызова притока производится отработка скважины на режиме, обеспечивающем вынос из ствола техногенных жидкостей и кольматирующих пластовых частиц. Депрессия при отработке не должна превышать критической величины (п. 6.8.1); после очистки ствола скважины и призабойной зоны, скважину переводят на режим, регламентируемый проектами документами и после выхода на устойчивый режим работы осуществляют замер дебита (п. 6.8.3). Если величина дебита соответствует прогнозному или проектному (при стабильных устьевом и затрубном давлениях) принимается решение об окончании работ с последующей передачей скважины заказчику в установленном порядке (п. 6.8.4), если устьевые параметры работы скважины существенно отличаются от проектных, то дальнейшие работы проводятся согласно решению геолого-технического совещания предприятий заказчика и подрядчика (п. 6.8.5).

Таким образом, регламентированный порядок действий при отработке скважины раскрывает характер и существо проводимых работ, которые, по сути, являются испытанием скважины, то есть проверкой работоспособности скважины с замером дебита и устьевых показаний и последующее сопоставление полученных при таком испытании показателей с проектными.

Таким образом, спорные виды потерь не только предусмотрены п. 1.1. Перечня видов потерь, утвержденных первым заместителем министерства энергетики, но и подпадают под критерии, установленные п. 1.2. данного перечня (испытание и исследование скважин).

Кроме того, ООО "ТюменНИИгипрогаз" - разработчик групповых проектов на строительство скважин - в письме от 13.05.2008 N 31/4146-11 (т. 21 л.д. 56-58) указывает, что в ходе работ по освоению скважин производится вызов притока, продувка скважины с целью очистки забоя от механических примесей и призабойной зоны от фильтрата бурового раствора, в ходе которой осуществляется сжигание газа на факеле (отжиг скважины).

Следовательно, ООО "ТюменНИИгипрогаз" указывает, что потери газа при отработке на факел в процессе освоения скважин, относятся к нормативным потерям в соответствии с "Перечнем видов потерь природного газа горючего и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой разработки и обустройства месторождения, утвержденным первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым 17.03.2003г. (п.п. 1.1, 1.2) и устанавливаются техническим проектом на строительство скважин.

Таким образом, спорные потери газа, предусмотрены п.п. 1.1. и 1.2. "Перечня видов потерь природного газа горючего и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой разработки и обустройства месторождения", утвержденного первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым 17.03.2003, что также подтверждает позицию заявителя и незаконность решения налогового органа.

Доводы налогового органа о том, что у общества отсутствуют фактические потери при добыче полезного ископаемого, поскольку количество добытого полезного ископаемого должно определяться в порядке п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, противоречат налоговому законодательству и фактическим обстоятельствам дела.

В соответствии с п. 1 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.

Согласно п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. При этом, применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого.

Согласно учетной политике (т. 21 л.д. 93-100) общество в проверяемый период применяло прямой метод определения количества полезного ископаемого.

В соответствии с п. 3 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

Руководствуясь указанными положениями, общество определяло количество добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь газа природного, которые определялись как разница между расчетным количеством, на которое уменьшились запасы полезного ископаемого и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемого по завершении технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Теряемый заявителем газ при продувках скважин при проведения работ по освоению, подается напрямую из скважины на факел, в связи с чем в отношении данного объема газа не завершается полный технологический цикл по добыче. Вместе с тем, на объем потерянного таким образом газа уменьшаются запасы полезного ископаемого.

Таким образом, объемы газа, выпускаемые в атмосферу в связи с работами по освоению скважин, являются потерями, поскольку именно этот объем газа составляет разницу между количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.

Кроме того, то обстоятельство, что газ, выпущенный в атмосферу при проведении работ по строительству скважин, является потерями, подтверждается перечнем видов потерь, утв. первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым, в п. 1.1. которого указано, что к потерям технологически связанным с принятой схемой и технологией разработки месторождения, относятся потери при продувке технологического оборудования (в том числе при бурении и ремонте скважин, прим. бурение - основной этап строительства скважин.).

Таким образом, довод налогового органа о том, что объем газа, выпущенного в атмосферу при отработке скважин и проведении ГДИ, не является потерями, является необоснованным и противоречащим налоговому законодательству и фактическим обстоятельствам дела.

Налоговый орган делает вывод о том, что спорные объемы добытого полезного ископаемого не являются потерями, только исходя из порядка определения количества добытого полезного ископаемого.

Вместе с тем положения налогового законодательства не связывают право на применение ставки 0 процентов с тем, какой метод определения количества добытого полезного ископаемого применяется налогоплательщиком.

В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Согласно п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации при реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.

Таким образом, п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации устанавливает тот случай, при котором применение прямого метода определения количества полезного ископаемого невозможно и соответственно применяется косвенный метод.

При этом положения ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации не содержат указания на то, что если налогоплательщиком используется прямой метод определения полезного ископаемого, в объемы фактических потерь не может включаться объем полезного ископаемого, количество которого в силу невозможности фиксации измерительными приборами, определяется косвенным методом.

Кроме того, ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации устанавливает необходимость определения именно расчетного количества полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы. Соответственно, при отработке скважины на факел и проведении ГДИ поскольку добываемый газ не проходит полный технологический цикл по добыче, а сжигается непосредственно на выходе из скважины, определить расчетное количество полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы, возможно только косвенным методом.

В соответствии с п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложению по ставке 0 процентов подлежат нормативные потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения. При этом положения указанной статьи не предусматривают различное ее применение в зависимости от того, какой метод определения количества добытого полезного ископаемого применяет налогоплательщик (прямой или косвенный).

Аналогичные выводы содержатся в судебно-арбитражной практике (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 29.04.2009 N КА-А40/3496-09, от 04.03.2009 N КА-А40/1003-09 - т. 21 л.д. 101-142).

Кроме того, в силу подп. 5 п. 1 ст. 32 Налогового кодекса Российской Федерации налоговые органы обязаны руководствоваться письменными разъяснениями Министерства финансов Российской Федерации по вопросам применения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах.

Минфин России неоднократно разъяснял, что положения главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации не связывают возможность применения ставки 0 процентов (руб.) при исчислении НДПИ с применением налогоплательщиком того или иного метода определения количества добытого полезного ископаемого (письма Минфина России от 19.02.2007 N 03-06-06-01/7, от 22.05.2007 N 03-06-6-01/21 - т. 21 л.д. 144-145).

Таким образом, доводы налогового органа об отсутствии у налогоплательщика права на применение ставки 0 процентов в связи с тем, что количество добытого полезного ископаемого должно определяться косвенным методом, предусмотренным п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, являются незаконными и необоснованными.

Кроме того, судом первой инстанции установлено, что налоговым органом при вынесении решения допущены существенные нарушения порядка привлечения налогоплательщика к налоговой ответственности, установленного ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации, что является безусловным основанием для отмены решения.

Так, вынесение решения по основаниям, не отраженным в акте проверки, противоречит положениям ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации и является основанием для признания соответствующих доначислений незаконными.

Основанием для доначисления налога, отраженным в акте проверки, явилось то обстоятельство, что такой источник потерь, как газ, выпущенный в атмосферу, не поименован в перечне видов потерь газа, утв. первым зам.министра энергетики И.А. Матлашовым 17.07.2003.

В решении налоговый орган, по сути, изменил квалификацию вменяемого правонарушения и указал, что потери газа при выпуске в атмосферу, хоть и поименованы в указанном выше перечне, однако не отражены в Отчете "Дополнения к коррективам разработки месторождения" и не подтверждены регламентом. В этой связи налоговый орган делает вывод отличный от вывода, изложенного в акте проверки, о том, что спорные потери не связаны с принятой схемой и технологией разработки. Налоговый орган также ссылается на новые документы, судебно-арбитражную практику, которые не служили основаниями для доначисления налога согласно акту проверки.

В результате указанных нарушений налогового органа налогоплательщик был лишен возможности представить свои возражения по приведенным в решении новым основаниям для доначисления налога, что, в свою очередь, является основанием для отмены решения вышестоящим налоговым органом или судом.

Согласно п. 8 ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации в решении о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения излагаются обстоятельства совершенного привлекаемым к ответственности лицом налогового правонарушения так, как они установлены проведенной проверкой, со ссылкой на документы и иные сведения, подтверждающие указанные обстоятельства, доводы, приводимые лицом, в отношении которого проводилась проверка, в свою защиту, и результаты проверки этих доводов, решение о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за конкретные налоговые правонарушения с указанием статей Налогового кодекса Российской Федерации, предусматривающих данные правонарушения, и применяемые меры ответственности.

Кроме того, в соответствии с п. 6 ст. 100 Налогового кодекса Российской Федерации лицо, в отношении которого проводилась проверка, в случае несогласия с фактами, изложенными в акте налоговой проверки, вправе представить в соответствующий налоговый орган письменные возражения по указанному акту.

В данной ситуации, когда в решении предъявляются претензии, отличные от изложенных в акте проверки, общество не имеет возможности представить свои возражения по новым обстоятельствам, указанным в решении. В результате общество было лишено права на полное и объективное исследование обстоятельств, послуживших основанием для привлечения общества к ответственности, а также на ознакомление со всеми материалами проверки и предоставление соответствующих возражений.

В соответствии с п. 14 ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации нарушение существенных условий процедуры рассмотрения материалов налоговой проверки является безусловным основанием для отмены вышестоящим налоговым органом или судом решения налогового органа о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (равно как и признания неправомерным взыскания соответствующих сумм на основании оспариваемого требования). К таким существенным условиям относится обеспечение возможности налогоплательщика представить свои объяснения относительно всех претензий, предъявленных налоговым органом до вынесения решения о привлечении к ответственности.

Информирование налогоплательщика о существе (содержании) претензий налогового органа и предоставление возможности на выражение своей позиции против предъявленных претензий, является одной из основных гарантий, обеспечивающих законность осуществляемой процедуры по привлечению лица к налоговой ответственности. На важность указанных гарантий указывает и Конституционный Суд Российской Федерации. Как указано в определении Конституционного Суда Российской Федерации от 12.07.2006 N 267-О, право каждого на защиту своих прав и свобод всеми не запрещенными законом способами, закрепленное ст. 45 Конституции Российской Федерации, предполагает наличие гарантий, которые позволяли бы реализовать его в полном объеме и обеспечить эффективное восстановление в правах не только в рамках судопроизводства, но и во всех иных случаях привлечения к юридической ответственности. Применительно к налоговой ответственности одной из таких гарантий является вытекающее из статьи 24 (часть 2) Конституции Российской Федерации право налогоплательщика знать, в чем его обвиняют, и представлять возражения на обвинения (т. 21 л.д. 148-149).

Незаконность отражения в решении налогового органа не доведенных до сведения налогоплательщика оснований вменяемых правонарушений подтверждается судебной практикой (постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 17.04.2007 N 15000/06 - т. 22 л.д. 1-3).

Таким образом, доначисление налога налоговым органом является незаконным ввиду существенного нарушения п. 8 ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации при вынесении решения.

Налоговый орган ссылается на судебно-арбитражную практику, которая не относится к настоящему делу, принята по иным фактическим обстоятельствам и в отношении иных претензий налоговых органов и, следовательно, не может подтверждать законность принятого решения по настоящему эпизоду.

Так, в судебно-арбитражной практике, на которую ссылается налоговый орган, в отношении газа природного, сжигаемого на факеле, сделан вывод о том, что данный газ является объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых. В приведенной практике не исследовался вопрос, являлся ли газ, сжигаемый на факеле, потерями.

Вместе с тем по настоящему делу спор касается именно правомерности признания нормативных потерь природного газа, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, которые общество признавал как объект налогообложения и облагал по ставке 0 руб.

Кроме того, факт отражения заявителем спорных потерь в налоговых декларациях по НДПИ указывает на то, что общество признавало спорные объемы газа в качестве объекта налогообложения, что полностью соответствует подходу, изложенному в судебно-арбитражной практике, на которую ссылается налоговый орган.

Позиция общества заключается не в том, что сжигаемый при освоении газ не является объектом налогообложения НДПИ, а в том, что сжигаемый газ в размере, предусмотренном нормативом, относится к потерям, которые в силу п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации подлежат налогообложению по ставке 0 руб.

Таким образом, спор по настоящему эпизоду заключается исключительно в юридической квалификации спорных потерь (нормативные или ненормативные).

Следовательно, ссылка налогового органа на данную практику не может быть применена при рассмотрении настоящего спора.

Таким образом, доначисление НДПИ в размере 39 797 751 руб., а также соответствующих пеней и штрафов является неправомерным.

По пункту 3.2. решения инспекции - нормативные потери природного газа при проведении работ по капитальному ремонту скважин

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что при исчислении НДПИ обществом неправомерно завышен объем фактических потерь полезных ископаемых, облагаемых по нулевой ставке (0 руб.). В результате допущенного, по мнению налогового органа, нарушения неуплаченная сумма налога составила 9 442 089 руб. Также инспекцией доначислены соответствующие суммы штрафов и пени.

По мнению налогового органа, при определении объема потерь газа, облагаемых по нулевой ставке, общество неправомерно учитывало потери газа природного, образовавшиеся в результате выпуска газа в атмосферу (при отработке скважины и проведении газодинамических исследований (сжигания газа на факеле)) при проведении работ по капитальному ремонту.

Основанием для данного вывода налогового органа, послужил довод о том, что газ, выпущенный в атмосферу на скважинах при проведении работ по капитальному ремонту ООО "Газпром добыча Ямбург" в 2006-2007 годах, является добытым полезным ископаемым, содержащимся в минеральном сырье и использованным обществом до завершения полного цикла по добыче полезного ископаемого (в частности для проведения работ по капитальному ремонту) и подлежит налогообложению по общеустановленной ставке.

Данные доводы подлежат отклонению судом апелляционной инстанции по следующим основаниям.

Довод налогового органа о том, что газ, выпущенный в атмосферу, не является потерями, противоречит налоговому законодательству. Потери в виде газа, выпущенного в атмосферу при проведении работ по капитальному ремонту, прямо предусмотрены п.п. 1.1 и 1.2 Перечня видов потерь природного газа и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения, утв. 17.07.2003 первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым. Налоговым органом при вынесении решения допущены существенные нарушения порядка привлечения налогоплательщика к налоговой ответственности, установленного ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации, что является безусловным основанием для отмены решения.

Судом установлено, что общество при определении объема нормативных потерь газа, облагаемых по ставке 0 руб., учитывало потери природного газа, возникающие на этапе освоения скважины при проведении работ по капитальному ремонту скважин, в виде выброса газа в атмосферу по следующим скважинам Ямбургского газоконденсатного месторождения: 2087, 1054, 1083, 1021, 4171, 5142, 6085, 7181, 8103, 10601, 11003, 11305, 11501, 11503, 11701, 11804, 12105, 1202, 12601, 12908, 32401, 32501, 15413, 20306, 20307, 20601, 20603, 20802, 30205, 22004, 21605, 21603, 21503, 21505, 21501, 21106, 30305, 30405, 30703, 30801, 30802, 30806, 30903, 30905, 31002, 31013, 31106, 31605, 31614, 31701, 31805, 32108, 32109, 32201. Отражение размера потерь в декларациях производилось на основании планов по капитальному ремонту скважин (т. 22 л.д. 4-51) и актов на выпуск газа в атмосферу (т. 22 л.д. 4-51). В актах на выпуск газа в атмосферу указываются потери, образовавшиеся на этапе освоения скважины после ремонта при отработке скважин и проведении газодинамических исследований.

Спорный объем потерь природного газа отражался в количестве добытого полезного ископаемого согласно справкам по НДПИ (т. 21 л.д. 1-47), на основании которых составлялись налоговые декларации по НДПИ.

Согласно подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 руб. при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Таким образом, налогоплательщик вправе применить нулевую ставку в отношении потерь полезных ископаемых при условии, что: потери технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождений; облагаемые по нулевой ставке фактические потери не превышают нормативов, установленных в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Довод налогового органа о том, что газ, выпущенный в атмосферу, не является потерями, прямо противоречит налоговому законодательству.

В соответствии с п. 1 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно.

Согласно п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. При этом применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого.

Согласно учетной политике (т. 21 л.д. 93-100) общество применяет прямой метод определения количества полезного ископаемого.

В соответствии с п. 3 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

Руководствуясь указанными положениями, общество определяло количество добытого полезного ископаемого с учетом фактических потерь газа природного, которые определялись как разница между расчетным количеством, на которое уменьшились запасы полезного ископаемого и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемого по завершении технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Теряемый заявителем газ при продувках скважин при проведении работ по освоению при ремонте, подается напрямую из скважины на факел в связи с чем в отношении данного объема газа не завершается полный технологический цикл по добыче. Вместе с тем на объем потерянного таким образом газа уменьшаются запасы полезного ископаемого.

Таким образом, объемы газа, выпускаемые в атмосферу в связи с работами по продувке скважин при ремонте, являются потерями, поскольку именно этот объем газа составляет разницу между количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого.

Кроме того, то обстоятельство, что газ, выпущенный в атмосферу при проведении ремонта, является потерями подтверждается перечнем видов потерь утв. первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым, в п. 1.1. которого указано, что к потерям технологически связанным с принятой схемой и технологией разработки месторождения относятся потери при продувке технологического оборудования (в том числе при бурении и ремонте скважин).

Таким образом, довод налогового органа о том, что объем газа, выпущенного в атмосферу при отработке скважин и проведении ГДИ, не является потерями, необоснован и противоречит налоговому законодательству и фактическим обстоятельствам дела.

Налоговый орган делает вывод о том, что спорные объемы добытого полезного ископаемого не являются потерями, только исходя из порядка определения количества добытого полезного ископаемого.

Вместе с тем положения налогового законодательства не связывают право на применение ставки 0 процентов с тем, какой метод определения количества добытого полезного ископаемого применяется налогоплательщиком.

В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Согласно п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации при реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.

Таким образом, п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации устанавливает тот случай, при котором применение прямого метода определения количества полезного ископаемого невозможно и соответственно применяется косвенный метод.

При этом положения ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации не содержат указания на то, что если налогоплательщиком используется прямой метод определения полезного ископаемого, в объемы фактических потерь не может включаться объем полезного ископаемого, количество которого в силу невозможности фиксации измерительными приборами, определяется косвенным методом.

Кроме того, ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации устанавливает необходимость определения именно расчетного количества полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы. Соответственно при отработке скважины на факел и проведении ГДИ, поскольку добываемый газ не проходит полный технологический цикл по добыче, а сжигается непосредственно на выходе из скважины, определить расчетное количество полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы, возможно только косвенным методом.

В соответствии с п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложению по ставке 0 процентов подлежат нормативные потери, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения. При этом положения указанной статьи не предусматривают различное ее применение в зависимости от того, какой метод определения количества добытого полезного ископаемого применяет налогоплательщик (прямой или косвенный).

Аналогичные выводы содержатся в судебно-арбитражной практике (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б, от 29.04.2009 N КА-А40/3496-09, от 04.03.2009 N КА-А40/1003-09 - т. 21 л.д. 101-142).

Кроме того, в силу подп. 5 п. 1 ст. 32 Налогового кодекса Российской Федерации налоговые органы обязаны руководствоваться письменными разъяснениями Министерства финансов Российской Федерации по вопросам применения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах.

Минфин России неоднократно разъяснял, что положения главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации не связывают возможность применения ставки 0 процентов (руб.) при исчислении НДПИ с применением налогоплательщиком того или иного метода определения количества добытого полезного ископаемого (письма Минфина России от 19.02.2007 N 03-06-06-01/7, от 22.05.2007 N 03-06-6-01/21 - т. 21 л.д. 144-145).

Таким образом, доводы налогового органа об отсутствии у налогоплательщика право на применение ставки 0 процентов в связи с тем, что количество добытого полезного ископаемого должно определяться методом, предусмотренным п. 8 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, являются незаконными и необоснованными.

Потери в виде газа, выпущенного в атмосферу при проведении работ по капитальному ремонту, прямо предусмотрены п.п. 1.1 и 1.2 Перечня видов потерь природного газа и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения, утв. 17.07.2003 первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым.

Согласно актам на выпуск газа в атмосферу у Общества образовывались потери газа на этапе освоения при отработке скважины, с целью очистки газа от механических примесей, и газодинамических исследованиях при проведении работ по капитальному ремонту скважин. При отработке скважины, и при проведении газодинамических исследований производится выпуск газа в атмосферу путем сжигания газа на факеле.

Первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым в целях определения налогооблагаемой базы при добыче полезных ископаемых 17.07.2003 утвержден перечень видов потерь природного газа горючего и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождения (т. 21 л.д. 86-88).

Спорные потери газа прямо предусмотрены п. 1.1 перечня видов потерь.

В соответствии с п. 4.2 Стандарта организации ОАО "Газпром" N СТО 11-2005 (т. 21 л.д. 52-55) "Методические указания по расчету валовых выбросов углеводородов в атмосферу", продувки технологического оборудования и коммуникаций природным газом относятся к регламентируемым технологическим операциям и могут сопровождаться выбросом продувочного газа в атмосферу через продувочные свечи или сбросом газа в факельную систему.

В указанном пункте предусмотрено, что работы по продувке проводятся в отношении скважин при освоении, испытаниях, исследовательских и ремонтных работах и прочих технологических операциях.

Перечнем видов потерь природного газа и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки, утвержденным первым заместителем министра энергетики Российской Федерации И.А. Матлашовым, предусмотрено, что к видам потерь относятся: продувка технологического оборудования и трубопроводов в соответствии с утвержденными регламентами, планами этих работ (в том числе при бурении и ремонте скважин).

В соответствии с п. 4.3.16 Регламента на ведение ремонтных работ в скважинах месторождений ООО "Ямбурггаздобыча" РД 04803457-215-2003 (т. 22 л.д. 52-60) освоение скважины и отработка ее на факел производится после выполнения всех запланированных объемов работ. Продолжительность отработки указывается в плане работ. Пунктом 4.3.17 предусмотрено, что газодинамические исследования (ГДИ) производятся после отработки скважины на факел силами геологической службы ООО "Ямбурггаздобыча".

Таким образом, спорные потери понесены именно при продувке скважин при проведении работ по капитальному ремонту, которая проведена в соответствии регламентом и утвержденными планами на проведение ремонтных работ.

Потери газа, связанные с проведением газодинамических исследований также предусмотрены п. 1.2 перечня видов потерь.

Перечнем видов потерь природного газа и газового конденсата, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки, предусмотрено, что к видам потерь относятся исследования и испытания скважин.

Таким образом, потери газа, образовавшиеся в результате проведения газодинамических исследований, прямо предусмотрены п. 1.2 указанного перечня.

Таким образом, факт утверждения государственным органом спорных видов потерь подтверждает правомерность позиции заявителя о том, что спорный расход газа является потерями и удовлетворяет критериям, установленным ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, а именно потери технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Кроме того, судом установлено, что налоговым органом при вынесении решения допущены существенные нарушения порядка привлечения налогоплательщика к налоговой ответственности, установленного ст. 101 Налогового кодекса Российской Федерации, что является безусловным основанием для отмены решения.

Таким образом, доначисление НДПИ в размере 9 442 089 руб., а также соответствующих сумм пени и штрафных санкций является неправомерным.

По пункту 3.3. решения инспекции - доначисление НДПИ исходя из цены реализации стабильного конденсата

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено неправомерное исчисление обществом НДПИ по нестабильному газовому конденсату. Налоговый орган указал на необходимость обложения НДПИ стабильного газового конденсата. В результате допущенного, по мнению налогового органа, правонарушения неуплаченная сумма налога составила 22 183 878 руб. Также инспекцией доначислены соответствующие суммы штрафов и пени.

Основанием для доначисления налога послужил вывод налогового органа о том, что объектом обложения для общества является стабильный газовый конденсат.

Вместе с тем позиция налогового органа не соответствует фактическим обстоятельствам дела по следующим основаниям.

Решение налогового органа прямо противоречит вступившему в законную силу решению Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250.

В силу прямого указания подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации стабильный газовый конденсат не является добываемым полезным ископаемым, поскольку является продуктом переработки. Нестабильный газовый конденсат - продукция первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Налоговый орган допускает смешение понятий товарной продукции, применяемого для технико-экономического обоснования проекта, и добываемого полезного ископаемого, применяемого в целях исчисления НДПИ. Определение вида добываемого полезного ископаемого на основании раздела проекта разработки месторождения "Экономические показатели разработки газоконденсатных залежей" противоречит, как нормам закона (подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации), так и фактическим обстоятельствам дела и проекту разработки месторождения.

Вступившим в законную силу решением Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250 (т. 55 л.д. 9-86) установлено, что для общества добываемым полезным ископаемым является нестабильный газовый конденсат, соответственно именно объемы нестабильного газового конденсата подлежат налогообложению НДПИ. В связи с чем оспариваемое по настоящему делу решение налогового органа прямо противоречит вступившему в законную силу решению Арбитражного суда г. Москвы, и подлежит признанию в соответствующей части незаконным.

В силу прямого указания подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации стабильный газовый конденсат не является добываемым полезным ископаемым, поскольку является продуктом переработки.

Согласно подп. 1 п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации объектом обложения НДПИ признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.

В целях гл. 26 Налогового кодекса Российской Федерации указанные в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым.

В соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия). Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

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

При этом переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Таким образом, в силу прямого указания Налогового кодекса Российской Федерации получение стабильного газового конденсата является переработкой добытого полезного ископаемого.

В соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации не может быть признана полезным ископаемым и объектом обложения НДПИ продукция, полученная при переработке газового конденсата.

Таким образом, налоговый орган игнорирует прямую норму закона, которая устанавливает, что стабильный газовый конденсат не может являться объектом налогообложения НДПИ.

Налоговый орган признает, что согласно Налоговому кодексу Российской Федерации в редакции Федерального закона от 21.07.2005 N 107-ФЗ получение газового конденсата признано переработкой газового конденсата. Также налоговый орган признает, что данный закон распространяется на правоотношения, имевшие место в спорном периоде - 2006-2007 годы.

Вместе с тем налоговый орган признает по данному эпизоду добываемым полезным ископаемым стабильный конденсат, ссылаясь на то, что данным законом запрещены какие-либо перерасчеты с бюджетом, а также что документы заявителя содержат данные о добыче стабильного газового конденсата.

Доводы инспекции являются необоснованными по следующим основаниям.

Указание в п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции Федерального закона Российской Федерации N 107-ФЗ) на то, что переработкой газового конденсата является получение стабильного конденсата, согласно п. 3 ст. 4 Федерального закона Российской Федерации от 21.07.2005 N 107-ФЗ распространяется: в части газового конденсата из газоконденсатных месторождений - на правоотношения, возникшие с 1 января 2002 года, без проведения перерасчетов с бюджетом; в части газового конденсата из всех других видов месторождений - на правоотношения, возникшие с 1 января 2004 года, без проведения перерасчетов с бюджетом.

Таким образом, положения ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации в ред. Федерального закона Российской Федерации от 21.07.2005 N 107-ФЗ, вступили в силу и распространяются на спорные правоотношения 2006 и 2007 годов.

В части перерасчетов с бюджетом доводы налогового органа не соответствуют содержанию нормы права, на которую ссылается сам налоговый орган, поскольку указание закона о недопустимости перерасчетов с бюджетом при применении ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации относится лишь к правоотношениям, возникшим до вступления в силу закона N 107-ФЗ, в то время как спорные правоотношения по настоящему делу возникли уже после вступления в силу закона, редакция которого не предусматривает недопустимость перерасчетов с бюджетом.

Кроме того, заявитель не исчислял налоговую базу по НДПИ и не уплачивал в бюджет налог, исходя из стоимости стабильного газового конденсата по СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный" или ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный", равно как он не претендует на возврат из бюджета каких-либо сумм.

В связи с чем применение судом в настоящем деле Федерального закона Российской Федерации от 21.07.2005 N 107-ФЗ не может привести к перерасчетам с бюджетом.

При этом доначисление налоговым органом налога заявителю, исходя из стоимости данного стабильного газового конденсата, означает нарушение прямого указания закона и практики Федерального арбитражного суда Московского округа по данному вопросу.

Таким образом, ссылка налогового органа на запрет перерасчетов с бюджетом является произвольной и не подтверждает позицию налогового органа.

Ссылка налогового органа на то, что первичные документы общества содержат сведения о добыче стабильного конденсата, не соответствуют действительности.

Так, ссылка инспекции на МЭРы - ежемесячные эксплуатационные рапорты (на иные налоговый орган в подтверждение своей позиции не ссылается) является необоснованной, поскольку объект НДПИ определяется исключительно законом - ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации, кроме того, в месячных эксплуатационных рапортах заявителя (МЭР), на которые ссылается инспекция, отсутствуют упоминания о стабильном конденсате по СТО 0271-001-04803457-2004 или ОСТ 51.65-80: ссылок на СТО или ОСТ в них не содержится, при том, что именно стабильный конденсат по ОСТ 51.65-80 и СТО 0271-001-04803457-2004 налоговый орган требует признать объектом налогообложения НДПИ.

Кроме того, Управление по недропользованию по Ямало-Ненецкому автономному округу Федерального агентства по недропользованию, которое ведет учет запасов на месторождениях общества, в ответе от 29.07.2009 N 04-07/1891 (т. 55 л.д. 127) разъяснило, что стабильный конденсат, соответствующий ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" и СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный", не числится на государственном балансе запасов полезных ископаемых, в форме 6-ГР за 2005 год и в месячных эксплуатационных рапортах (МЭР) ООО "Газпром добыча Ямбург" не указываются сведения о конденсате, соответствующем ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" и СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный", в том числе о его количестве.

Заявитель в налоговой декларации не указывал количество конденсата по ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" и СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный", и не облагал его налогом.

Исходя из позиции налогового органа о том, что объектом налогообложения является стабильный газовый конденсат соответствующий ОСТ 51.65-80 и СТО 0271-001-04803457-2004, то ответчик должен был определить количество такого конденсата и рассчитать на основе данного количества налоговую базу для расчета НДПИ.

Таким образом, представляется необоснованным расчет налогового органа налоговых обязательств заявителя, отраженный в оспариваемом решении, поскольку данные о количестве добытого полезного ископаемого были взяты налоговым органом из месячных эксплуатационных рапортов заявителя, при том, что количество стабильного газового конденсата соответствующего ОСТ 51.65-80 и СТО 0271-001-04803457-2004 в данных рапортах не отражается.

Таким образом, налоговый орган не только неправомерно определил объект налогообложения НДПИ как стабильный газовый конденсат соответствующий ОСТ 51.65-80 и СТО 0271-001-04803457-2004, но и неверно произвел расчет налоговых обязательств заявителя, в связи с чем является несоответствующим действительности довод налогового органа о том, что налогоплательщик не оспаривает правильность примененной налоговым органом методики расчета налоговой базы по НДПИ и расчеты, приведенные в решении.

В соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Инспекция, ссылаясь на п. 3 Технологического регламента УПМТ ЗГНКМ (т. 22 л.д. 81-84) в подтверждение довода о том, что на УПМТ производится стабильный конденсат, не учитывает, что стабилизации конденсата на колоннах блока стабилизации предшествует выделение конденсата из газожидкостной смеси, поступающей с куста газовых скважин, с помощью процесса низкотемпературной сепарации (НТС).

Согласно разделу 4.1. Технологического регламента конечным продуктом блока НТС является нестабильный конденсат. На нестабильный конденсат обществом разработан СТО 0271-005-04803457-2004 "Конденсат газовый нестабильный" (т. 22 л.д. 85-95).

Следовательно, стабильный конденсат является вторичным продуктом, вырабатываемым из нестабильного конденсата.

Таким образом, позиция инспекции противоречит п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации согласно которому полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности первая по своему качеству соответствующая стандарту (техническим условиям).

С учетом изложенного, полезным ископаемым должен признаваться нестабильный конденсат.

Аналогичные выводы содержатся в ответе разработчика технического проекта разработки месторождений (т. 22 л.д. 81-84), в котором указано, что ООО "ТюменНИИгипрогаз" является разработчиком Проекта разработки Заполярного месторождения (Проект опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений), а также всех уточнений, изменений и дополнений к данному проекту. Как разработчик вышеуказанного проекта "ТюменНИИгипрогаз" подтверждает, что стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" или СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный" не является добываемым полезным ископаемым по указанному выше Проекту. Стабильный газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 "Конденсат газовый стабильный" или СТО 0271-001-04803457-2004 "Конденсат газовый стабильный", является продуктом переработки добываемого ООО "Газпром добыча Ямбург" полезного ископаемого -конденсата.

Сложившаяся судебно-арбитражная практика по делам налогоплательщиков - дочерних предприятий ОАО "Газпром" также исходит из того, что объектом обложения НДПИ является именно нестабильный конденсат, а не стабильный (постановления Федерального арбитражного суда Московского округа от 30.10.2009 N КА-А40/11455-09 (т. 22 л.д. 63-80), от 30.05.2006 N КА-А40/4633-06 (т. 23 л.д. 7-9); от 11.11.2005 N КА-А40/7248-05).

В случае, даже если исходить из позиции инспекции, налоговым органом не учтены следующие доводы судов.

Из постановления от 11.11.2005 N КА-А40/7248-05 следует, что в 2002-2003 годах заявитель применял технические условия на нестабильный конденсат другой организации - ООО "Уренгойгазпром", своих технических условий или стандарта у организации не имелось. В таких условиях, Федеральный арбитражный суд Московского округа пришел к выводу, что при отсутствии стандарта предприятия на нестабильный газовый конденсат первой по своему качеству продукцией, соответствующей стандарту отрасли, являлся стабильный газовый конденсат.

Суд указал, что наличие стандарта, независимо от уровня, являлось в 2002 -2003 годах обязательным условием для признания добываемого продукта полезным ископаемым.

Вместе с тем, в рассматриваемом по настоящему делу периоде (2006-2007 годы) у общества имелся стандарт организации СТО 0271-005-04803457-2004 "Конденсат газовый нестабильный", зарегистрированный ВНИИстандартом Госстандарта Российской Федерации. Следовательно, поскольку стабильный конденсат получают путем переработки нестабильного конденсата, конденсат по СТО 0271-001-04803457-2004 или ОСТ 51.65-80 ни при каких обстоятельствах не может являться первой по своему качеству продукцией, соответствующей стандарту. Первой продукцией может быть признан только нестабильный конденсат по СТО 0271-005-04803457-2004.

Федеральный арбитражный суд Московского округа указал, что внесение поправки в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации, согласно которой добываемое полезное ископаемое должно соответствовать техническим условиям предприятия (при отсутствии стандартов), и поправки в п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации, в соответствии с которой полезным ископаемым признается газовый конденсат, прошедший технологию промысловой переработки, каковой для целей налогообложения считается отделение легких фракций и примесей, получение стабильного конденсата, оценивается судом кассационной инстанции как новелла по отношению к ранее действовавшей редакции п. 1 ст. 336 и п. 2 ст. 227 Налогового кодекса Российской Федерации и не может являться основанием для отмены решения и требований налогового органа, которые на момент их принятия соответствовали закону. При этом решение о привлечении общества к ответственности принято до внесения соответствующих поправок в ст.ст. 336, 337 Налогового кодекса Российской Федерации.

Оспариваемое в рамках настоящего дела решение от 30.09.2009 на момент принятия уже не соответствует Налоговому кодексу Российской Федерации (в ред. Федерального закона Российской Федерации от 21.07.2005 N 107-ФЗ).

Кроме того, Федеральный арбитражный суд Московского округа указал, что названные поправки в ст.ст. 336-337 Налогового кодекса Российской Федерации должны быть учтены налоговым органом при исполнении решения.

С учетом данной позиции Федеральным арбитражным судом Московского округа признано неправомерным взыскание данных сумм налога (признаны не подлежащими исполнению решения о взыскании налога, выставленные на основании решения - см. решение Арбитражного суда г. Москвы от 07.04.2006 N А40-1356/05-75-14, оставленное без изменения постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 25.10.2006 N КА-А40/10146-06).

Федеральный арбитражный суд Московского округа указал, что согласно изменениям, внесенным Федеральным законом Российской Федерации от 21.07.2005 N 107-ФЗ в абз. 3 подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации объектом налогообложения по налогу на добычу полезных ископаемых признается газовый конденсат из всех видов месторождения углеводородного сырья, прошедших технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку.

При таких обстоятельствах объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых является в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации N 107-ФЗ нестабильный газовый конденсат.

Арбитражный суд г. Москвы в решении от 20.06.2008 N А40-9880/08-116-24 (оставлено без изменения постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 01.12.2008 N КА-А40/11174-08) признал незаконным не исключение из карточки расчетов с бюджетом сумм указанных налогов и пени, а также начисление пени по НДПИ в связи с тем, что объектом обложения по НДПИ признается нестабильный газовый конденсат.

Следовательно, судебная практика, на которую ссылается сам налоговый орган как на имеющую преюдициальное значение, не опровергает, а, напротив, подтверждает позицию заявителя о том, что объектом налогообложения в 2006-2007 годах являлся нестабильный газовый конденсат.

Как правильно указал суд первой инстанции, инспекция допускает смешение понятий товарной продукции, применяемого для технико-экономического обоснования проекта, и добываемого полезного ископаемого, применяемого в целях исчисления НДПИ. Определение вида добываемого полезного ископаемого на основании раздела проекта разработки месторождения "Экономические показатели разработки газоконденсатных залежей" противоречит нормам закона (подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации); фактическим обстоятельствам дела и проекту разработки месторождения.

В подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации указано, что получение стабильного газового конденсата признается переработкой, соответственно, сам стабильный конденсат не может являться полезным ископаемым.

Налоговый орган ссылается на то, что согласно п. 5.2.4 "Цены на товарную продукцию" проекта опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Заполярного ГНКМ для газоконденсатных залежей предусмотрены товарные продукты - сухой отбензиненный газ, стабильный конденсат и продукты переработки широкой фракции легких углеводородов (т. 22 л.д. 96-104).

Вместе с тем данный пункт относится к разделу 5.3 "Экономические показатели разработки газоконденсатных залежей". Как следует из содержания данного раздела, понятие "товарный продукт" применяется для расчета экономической эффективности разработки месторождения и получения прибыли от реализации той или иной продукции переработки. Расчет эффективности разработки месторождения делается на основе того товара, который первым обеспечивает заданную при проектировании окупаемость проекта.

Необходимо отметить, что этим же пунктом проекта предусмотрено, что нестабильный конденсат с УКПГ направляется на установку деэтанизации конденсата, а затем, по конденсатопроводу Уренгой - Сургут на установку стабилизации конденсата (УСК) Сургутсткого завода стабилизации конденсата. Сургутский завод стабилизации конденсата принадлежит ООО "Сургутгазпром". Продуктами УСК Сургутсткого завода, в свою очередь, являются стабильный конденсат и ШФЛУ. Продажа стабильного конденсата именно ООО "Сургутгазпром" и предусмотрена данным разделом проекта.

Для определения "добытого полезного ископаемого" или "продукции промысла" следует руководствоваться таблицей 4.4. "Заполярное месторождение. Нижнемеловые отложения. Технологический режим работы скважин и промысла" и разделом 3.1. "Характеристика основных проектных решений по разработке залежей и обустройству промысла" следует, что продукцией промысла является нестабильный конденсат.

Аналогичные положения содержатся в протоколе N 13-р/2004 заседания секции по разработке Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр по рассмотрению "Проекта опытно-промышленной эксплуатации нижнемеловых отложений Заполярного НГКМ". Из разделов данного протокола "Заполярное месторождение. Нижнемеловые отложения. Технологический режим работы скважин и промысла", а также "Заполярное месторождение. Нижнемеловые отложения. Показатели добычи углеводородной продукции" следует, что добываемым полезным ископаемым является именно нестабильный конденсат (т. 22 л.д. 96-104).

Высший Арбитражный Суд Российской Федерации в постановлении Пленума от 18.12.2007 N 64 (т. 22 л.д. 105-110) "О некоторых вопросах, связанных с применением положений Налогового кодекса Российской Федерации о налоге на добычу полезных ископаемых, налоговая база по которым определяется исходя из их стоимости" указал, что согласно п. 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено пунктом 8 этой 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.

Применяя указанные нормы, суды должны исходить из следующего. Данные нормы не могут быть истолкованы как означающие, что полезным ископаемым во всех случаях признается конечная продукция разработки месторождения, поскольку проектом разработки конкретного месторождения может быть предусмотрена необходимость осуществления в отношении полезного ископаемого операций, относящихся не только к добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр, но и к его дальнейшей переработке.

В указанном постановлении также указано, что в силу абзаца второго п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого и являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности, не признается по общему правилу полезным ископаемым и продукция, в отношении которой были осуществлены предусмотренные соответствующими стандартами технологические операции, не являющиеся операциями по добыче (извлечению) полезного ископаемого из минерального сырья (например, операции по очистке от примесей, измельчению, насыщению и т.д.).

Поскольку получение стабильного конденсата в силу прямого указания подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации является переработкой, то осуществление технологических операций для его получения нельзя признавать операциями по добыче полезного ископаемого. С учетом изложенного является необоснованной ссылка налогового органа на то, что объектом НДПИ следует учитывать стабильный конденсат на том основании, что процесс получения стабильного конденсата предусмотрен технологической цепочкой, а также на письмо Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору. Кроме того, инспекция не учитывает, что в данном письме указано, что, учитывая многообразие горно-геологических условий и применяемых технологий, целесообразно принимать решения о достоверности исходных данных для расчета НДПИ по конкретным месторождениям углеводородного сырья по результатам рассмотрения проектной и иной разрешительной документации. Между тем, как указывалось выше, проект разработки Заполярного месторождения в качестве добываемого полезного ископаемого предусматривает именно нестабильный конденсат.

Таким образом, налоговый орган неправомерно доначисляет налог на добычу полезных ископаемых в сумме 22 183 878 руб., а также соответствующие суммы пени и штрафов.

По пункту 3.4. решения инспекции - доначисление НДПИ по деметанизированному конденсату

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что обществом при исчислении НДПИ неправомерно занижена налогооблагаемая база по деметанизированному газовому конденсату. В результате допущенного, по мнению налогового органа, нарушения неуплаченная сумма налога составила 2 979 454 руб., а также доначислены соответствующие суммы пени и штрафных санкций.

По мнению налогового органа, при определении налогооблагаемой базы по налогу на добычу полезных ископаемых общество неправомерно учитывало в составе нестабильного газового конденсата объемы другого полезного ископаемого - деметанизированного газового конденсата.

Вместе с тем доводы налогового органа не основаны на нормах действующего законодательства, фактических обстоятельствах дела по следующим основаниям.

Решение налогового органа противоречит вступившему в законную силу решению Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250.

Расчет НДПИ по методу налогового органа не только не приводит к занижению налога, но и, напротив, приводит к образованию переплаты по данному налогу.

По результатам рассмотрения дела N А40-42787/09-117-250 Арбитражным судом г. Москвы принято решение от 17.08.2009 (оставлено без изменений постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 15.12.2009 и постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10 - т. 20 л.д. 71-122, т. 55 л.д. 9-86), в соответствии с которым решение налогового органа признано незаконным в том, числе и по эпизоду, связанному с доначислением деметанизированного конденсата.

Суды при рассмотрении указанного выше дела указали на неправомерность решения инспекции исходя из того, что налоговый орган неправомерно произвел расчет только по деметанизированному газовому конденсату и не учел обстоятельств, которые привели к образованию переплаты по нестабильному газовому конденсату.

Судом установлено, что расчет НДПИ по методу налогового органа не только не приводит к занижению налога, но и, напротив, приводит к образованию переплаты по данному налогу. Произведенный налоговым органом в рамках разбирательства по настоящему делу расчет является правильным, вместе с тем, не опровергает доводов заявителя по настоящему эпизоду, поскольку расчет должен быть произведен по трем критериям: стабильный, нестабильный, деметанизированный газовый конденсат.

Общество при определении налогооблагаемой базы учитывало цену реализации деметанизированного газового конденсата.

В соответствии с п. 2 ст. 338 Налогового кодекса Российской Федерации налоговая база определяется как стоимость добытых полезных ископаемых, за исключением нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, попутного газа и газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья.

Стоимость добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со ст. 340 Налогового кодекса Российской Федерации.

Согласно п. 2 ст. 340 Налогового кодекса Российской Федерации стоимость добытого полезного ископаемого определяется как произведение количества добытого полезного ископаемого, определяемого в соответствии со ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, и стоимости единицы добытого полезного ископаемого, определяемой в соответствии с данным пунктом.

Стоимость единицы добытого полезного ископаемого рассчитывается как отношение выручки от реализации добытого полезного ископаемого к количеству реализованного добытого полезного ископаемого.

Общество при определении налогооблагаемой базы по налогу на добычу полезных ископаемых применяло среднюю цену реализации, которая определялась исходя из отношения выручки от реализации нестабильного и деметанизированного газового конденсата к количеству реализованного нестабильного и деметанизированного газового конденсата, соответственно.

Таким образом, средняя стоимость единицы газового конденсата для определения налогооблагаемой базы по НДПИ в марте 2006 года составила 1 455,73 руб., что также подтверждается декларацией по НДПИ (т.т. 15-16).

Налоговый орган исходил из того, что налогоплательщиком занижена база по НДПИ в части определения налоговой базы в отношении деметанизированного газового конденсата, поскольку общество определяло налоговую базу не по цене реализации - 3 389,83 руб., а по средней цене реализации газового конденсата - 1 455,73 руб.

Налоговый орган, производя доначисление налога, исходит из того, что налоговую базу по НДПИ необходимо рассчитывать по каждому виду газового конденсата (деметанизированному и нестабильному) отдельно.

В случае, если произвести расчет НДПИ по методу налогового органа по каждому виду газового конденсата (нестабильному и деметанизированному) отдельно, то помимо занижения суммы налога по деметанизированному газовому конденсату образуется переплата суммы налога по нестабильному газовому конденсату (вместо 1 451 руб. за единицу расчет производился исходя из 1 455,73 руб. за единицу).

Вместе с тем, налоговый орган только доначислил налог по деметанизированному газовому конденсату и не учел переплаты по нестабильному газовому конденсату, образовавшиеся в связи с произведенным перерасчетом.

Согласно расчету, произведенному обществом (т. 22 л.д. 110), при определении налоговой базы по каждому виду газового конденсата отдельно, у общества за 2006 и 2007 годы образовалась переплата по НДПИ в размере 258 035 руб.

Кроме того, у общества имеется переплата по каждому налоговому периоду в течение проверяемого (2006-2007 год). То есть, те суммы налога к уплате (по расчету, произведенному исходя из позиции налогового органа), которые образовывались в отдельно взятых периодах, восполнялись переплатами в предшествующих или последующих налоговых периодах, что, в свою очередь, исключает возникновение недоимки, а также привлечения Общества к ответственности и доначисление пени.

Налоговый орган не учел данное обстоятельство при вынесении решения и сделал вывод только о занижении налоговой базы по деметанизированному конденсату вне связи с обстоятельствами, свидетельствующими об увеличении налоговой базы (переплате) по нестабильному газовому конденсату.

Вместе с тем, в соответствии с п. 4 ст. 89 Налогового кодекса Российской Федерации предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов.

В соответствии с подп. 2 п. 1 ст. 32 Налогового кодекса Российской Федерации налоговые органы обязаны осуществлять контроль за соблюдением законодательства о налогах и сборах, в том числе это означает и осуществление контроля за правильностью исчисления налогоплательщиком сумм налога, подлежащего уплате.

С этой целью налоговым органам предоставлен обширный комплекс прав, установленных ст.ст. 31, 88-101 Налогового кодекса Российской Федерации.

В силу ст. 6 Закона Российской Федерации N 943-1 "О налоговых органах Российской Федерации" главной задачей налоговых органов является контроль за соблюдением налогового законодательства. Контроль предполагает учет не только допущенных налогоплательщиком нарушений, но и максимальный учет его прав, поэтому налоговые органы должны стремиться к максимальной реализации прав налогоплательщика. Соответственно, налоговый орган был обязан в ходе проверки не только доначислять неуплаченные налоги и сборы в случае выявления ошибок, но и учитывать выявленные в ходе проверки переплаты.

В соответствии с п. 3 ст. 78 Налогового кодекса Российской Федерации налоговый орган обязан сообщить налогоплательщику о каждом ставшем известным налоговому органу факте излишней уплаты налога и сумме излишне уплаченного налога не позднее одного месяца со дня обнаружения такого факта.

Согласно правовой позиции Конституционного Суда Российской Федерации, выраженной в постановлении от 16.07.2004 N 14-П, основное содержание выездной налоговой проверки - проверка правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания и перечисления) одного или нескольких налогов по месту нахождения налогоплательщика на основе изучения как документальных источников информации, так и фактического состояния объектов налогообложения.

Обязанность налогового органа выявлять не только ошибки, приводящие к занижению суммы налога, но и ошибки, приводящие к завышению суммы налога, подтверждена позицией Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в определении Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 30.06.2008 N 8071/08 (т. 22 л.д. 111-113).

Таким образом, налоговый орган, при выявлении ошибки в расчете налоговой базы по НДПИ не должен был ограничиваться только обстоятельствами, свидетельствующими о необходимости увеличения налоговой базы, но должны были учесть и обстоятельства, свидетельствующие об обратном.

Аналогичной позиции придерживается и Высший Арбитражный Суд Российской Федерации, который в постановлении от 15.09.1998 N 161/98 (т. 22 л.д. 134-135) указал, что при условии, что недоимка налогов в конкретные периоды восполнялась переплатой в предшествующие периоды либо в последующие, а в целом за проверяемый период имела место переплата налоговых платежей, оснований к применению ответственности, предусмотренной подп. "а" п. 1 Закона Российской Федерации "Об основах налоговой системы Российской Федерации", не имелось.

Данная позиция подтверждается постановлением Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 28.02.01 N 5 (т. 22 л.д. 136-144), согласно которому если в предыдущем периоде у налогоплательщика имеется переплата определенного налога, которая перекрывает или равна сумме того же налога, заниженной в последующем периоде и подлежащей уплате в тот же бюджет, и указанная переплата не была ранее зачтена в счет иных задолженностей по данному налогу, состав правонарушения отсутствует, поскольку занижение суммы налога не привела к возникновению задолженности перед бюджетом.

В отношении довода инспекции об отказе в признании обоснованным расчета, произведенного обществом, необходимо отметить следующее.

Налоговый орган указывает на то, что считает расчет приведенный обществом в возражениях необоснованным по причине того, что общество не учло позицию инспекции по предыдущему эпизоду, в соответствии с которой объектом налогообложения по части скважин Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения по НДПИ для общества является стабильный газовый конденсат.

Указанная позиция налогового органа не основана на нормах налогового законодательства по следующим основаниям.

Требование инспекции о признании объектом налогообложения стабильного газового конденсата прямо противоречит подп. 3 п. 2 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации, в соответствии с которым объектом налогообложения НДПИ является газовый конденсат из всех видов месторождений углеводородного сырья, прошедший технологию промысловой подготовки в соответствии с техническим проектом разработки месторождения до направления его на переработку. Для целей настоящей статьи переработкой газового конденсата является отделение гелия, сернистых и других компонентов и примесей при их наличии, получение стабильного конденсата, широкой фракции легких углеводородов и продуктов их переработки.

Таким образом, не может являться объектом налогообложения НДПИ стабильный газовый конденсат, поскольку он является продуктом переработки.

Относительно неправомерности позиции налогового органа о том, что объектом налогообложения НДПИ в части скважин Заполярного НГКМ общества является стабильный газовый конденсат, указывается по п. 3.3. решения налогового органа.

Таким образом, расчет налоговой базы, произведенный обществом с учетом позиции налогового органа о том, что налоговую базу по газовому конденсату необходимо рассчитывать по каждому виду полезного ископаемого (деметанизированному конденсату и нестабильному конденсату) отдельно произведен правомерно и подтверждает отсутствие у общества недоимки по НДПИ.

Довод налогового органа о том, что общество не учитывало объемы деметанизированного газового конденсата, не соответствует фактическим обстоятельствам.

Налоговый орган признает, что налогоплательщик учитывал деметанизированный газовый конденсат при исчислении НДПИ. Вместе с тем, по мнению налогового органа, налогоплательщик применял неверную стоимость единицы полезного ископаемого. Данные обстоятельства подтверждаются: расчетом инспекции, приведенным в решении (стр. 321 решения), а также документами, представленными заявителем, из которых следует, что общество учитывало при формировании налоговой базы по НДПИ объемы добытого деметанизированного газового конденсата.

Количество добытого деметанизированного газового конденсата отражается в балансах добычи указанного конденсата (т. 7 л.д. 93-94, т.30 л.д. 108-117). Данные из балансов добычи переносятся в ежемесячные справки (т. 15 л.д. 98-119), на основании итоговых данных которых формируется строка декларации, отражающая объем полезного ископаемого, подлежащего налогообложению (т. 5 л.д. 103 - т.6 л.д. 97). Таким образом, при формировании налоговой базы по НДПИ заявитель учитывал объем деметанизированного газового конденсата.

Налоговый орган не согласен с примененной обществом при расчете налоговой базы стоимостью деметанизированного газового конденсата, а не с фактом его учета при определении налоговой базы по НДПИ.

Таким образом, утверждение инспекции о том, что общество не учитывало деметанизированный газовый конденсат, противоречит содержанию оспариваемого решения и не соответствует фактическим обстоятельствам дела.

Довод налогового органа о том, что деметанизированный газовый конденсат не был учтен в составе природного газа, поскольку замерный узел учета природного газа, на основании которого формируется налоговая база по НДПИ, находится на выходе с установок комплексной подготовки газа, то есть уже после того, как деметанизированный газовый конденсат был получен виде товарной продукции, является необоснованным и произвольным, поскольку полезное ископаемое - "газовый конденсат" в принципе не может быть учтено в составе полезного ископаемого - "природный газ", и в соответствии с законом (ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации предусматривает, что это разные виды углеводородного сырья), и в связи с их разными физическими свойствами.

Таким образом, доначисление НДПИ в сумме 2 979 454 руб., а также соответствующих пени и штрафных санкций является незаконным.

По пункту 3.5. решения инспекции - нормативные потери нестабильного газового конденсата

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что обществом при исчислении НДПИ неправомерно завышен объем фактических потерь полезных ископаемых, облагаемых по ставке 0 процентов. В результате допущенного, по мнению налогового органа, нарушения неуплаченная сумма налога составила 9 111 402 руб., а также инспекцией доначислены соответствующие суммы пени и штрафных санкций.

По мнению налогового органа, при определении объема потерь полезных ископаемых, облагаемых по нулевой ставке, общество неправомерно учло потери нестабильного газового конденсата.

Основанием для данного вывода послужили доводы о том, что добываемым полезным ископаемым общество признает нестабильный газовый конденсат. Именно к количеству нестабильного газового конденсата общество применяло установленный норматив потерь, в то время как нормативы технологических потерь при добыче полезных ископаемых, которые утверждены Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации 06.06.2005, устанавливают нормативы потерь только в отношении стабильного газового конденсата.

Исходя из приведенного довода, налоговый орган делает вывод о том, что нормативы потерь в отношении нестабильного газового конденсата не утверждены, следовательно, общество не имело право применять указанный норматив в отношении нестабильного газового конденсата.

Вместе с тем доводы налогового органа не основаны на нормах действующего законодательства и фактических обстоятельствах дела по следующим основаниям.

Решение налогового органа прямо противоречит вступившему в законную силу решению Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250.

В целях налогообложения применялся объем потерь по нестабильному газовому конденсату исходя из того, что именно нестабильный газовый конденсат является объектом налогообложения.

Ссылка налогового органа на то обстоятельство, что норматив потерь может применяться исключительно в отношении стабильного газового конденсата, не только не имеет под собой нормативного обоснования, но и прямо противоречит положениям Налогового кодекса Российской Федерации.

Норматив технологических потерь, утвержденный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации, устанавливает предельную величину потерь газового конденсата, к которой может применяться ставка 0 процентов при налогообложении НДПИ, при этом указанный акт не делит и не указывает к какому виду газового конденсата (стабильному или нестабильному) должен применяться установленный норматив.

В случае, если исходить из неправомерной позиции налогового органа о том, что для нестабильного газового конденсата нормативы технологических потерь не утверждены, то в таком случае налогоплательщик имел право облагать по ставке 0 процентов весь объем фактических потерь.

Доводы налогового органа о том, что норматив потерь установлен для стабильного газового конденсата исходя из того, что изменения, внесенные в Налоговый кодекс Российской Федерации Федеральным законом Российской Федерации N 107-ФЗ, вступили в силу 27.08.2005, не соответствует налоговому законодательству.

Кроме того, в случае, если исходить из неправомерной позиции налогового органа, нормативное количество потерь газового конденсата не изменяется в зависимости от того, к какому (стабильному или нестабильному) газовому конденсату применяется утвержденный норматив.

В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Указанные в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации).

В проверяемом периоде общество осуществляло добычу газового конденсата на основании лицензии N СЛХ 00738НЭ на разработку участков Ямбургского месторождения.

Для общества добытым полезным ископаемым, облагаемым НДПИ, является нестабильный газовый конденсат. Стабильный газовый конденсат в соответствии с подп. 3 п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации является продуктом переработки и в силу положений абз. 2 п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации не может признаваться объектом обложения НДПИ.

В соответствии со ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации для налогообложения НДПИ общество определяет количество добытого полезного ископаемого прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) методом, при котором количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

В соответствии с п. 3 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого.

Правомерность признания в качестве нормативных потерь, потерь нестабильного газового конденсата уже была предметом рассмотрения Арбитражным судом г. Москвы в рамках дела N А40-42787/09-117-250, по рассмотрению законности решения налогового органа, принятого по итогам проведения выездной налоговой проверки общества за 2005 год.

По результатам рассмотрения указанного дела Арбитражным судом г. Москвы принято решение от 17.08.2009, которое оставлено без изменений постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда N 09АП-23739/2009-АК от 15.12.2009 (т. 20 л.д. 71-122) и постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 26.03.2010 N КА-А40/2651-10 (т. 55 л.д. 9-29).

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 17.08.2009 по делу N А40-42787/09-117-250 установлено, что общество правомерно применяло утвержденный в 2005 году норматив потерь к объекту налогообложения, а именно к нестабильному газовому конденсату.

В настоящем деле рассматривается тот же норматив потерь, утвержденный на 2005 год, поскольку в отсутствии утвержденного норматива потерь на 2006 и 2007 годы общество, руководствуясь подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации применяло норматив потерь, утвержденный на 2005 год. Норматив потерь утвержден для нестабильного газового конденсата.

В целях налогообложения применялся объем потерь по нестабильному газовому конденсату исходя из того, что именно нестабильный газовый конденсат является объектом налогообложения.

В целях главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации указанные в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

В целях налогообложения обществом признавался полезным ископаемым - нестабильный газовый конденсат, как продукция первая по своему свойству соответствующая стандарту предприятия СТО 0271-005-04803457-2004 "нестабильный газовый конденсат" (т. 22 л.д. 85-95).

В связи с чем налогоплательщик применял утвержденный норматив потерь в отношении нестабильного газового конденсата, поскольку именно нестабильный газовый конденсат является объектом налогообложения НДПИ.

Ссылка налогового органа на то обстоятельство, что норматив потерь может применяться исключительно в отношении стабильного газового конденсата, не только не имеет под собой нормативного обоснования, но и прямо противоречит положениям Налогового кодекса Российской Федерации.

В соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации в целях главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации указанные в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

В соответствии с п. 2 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации 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.

Следовательно, Налоговым кодексом Российской Федерации прямо предусмотрено, что стабильный газовый конденсат не может быть признан полезным ископаемым, а соответственно не является объектом налогообложения НДПИ.

Согласно подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

Общество не имеет право облагать по ставке 0 процентов стабильный газовый конденсат, поскольку он не является объектом налогообложения НДПИ.

Таким образом, налогоплательщик правомерно применял ставку 0 процентов в отношении нестабильного газового конденсата, как объекта налогообложения НДПИ.

В соответствии с п.1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации в целях главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых.

В соответствии с п. 3 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого.

Общество при определении количества фактических потерь руководствовалось именно положениями ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, которая устанавливает порядок определения количества фактических потерь в отношении полезного ископаемого, являющегося объектом налогообложения НДПИ (нестабильного газового конденсата).

Доводы налогового органа относительно того, что норматив технологических потерь установлен исключительно для стабильного газового конденсата не соответствует действительности.

Порядок утверждения нормативов потерь предусмотрен постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 N 921 "Об утверждении правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения".

Согласно п. 5 Правил нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Нормативы потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения на 2005 год утверждены Минпромэнерго Российской Федерации (в лице заместителя министра промышленности и энергетики Российской Федерации И.С. Матерова) 06.06.2005 по согласованию с Министерством природных ресурсов России и Ростехнадзором России (т. 22 л.д. 76-81). Данный документ доведен до сведения территориальных налоговых органов письмом ФНС России от 05.12.2005 N ГВ-6-21/1012@.

В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации.

Общество, руководствуясь указанным выше положением Налогового кодекса Российской Федерации, признавало потери именно в пределах нормативов, установленных для него в 2005 году, поскольку отсутствовали утвержденные нормативы потерь на 2006 и 2007 годы.

Норматив потерь газового конденсата на 2005 год для общества: по Ямбургскому нефтегазоконденсатному месторождению установлен в размере 5,697% от количества добытого полезного ископаемого; по Заполярному нефтегазоконденсатному месторождению установлен в размере 12,160% от количества добытого полезного ископаемого.

Налоговый орган, ссылаясь на указанный документ, утверждает, что норматив разработан и утвержден только в отношении стабильного газового конденсата.

Вместе с тем данное утверждение налогового органа прямо противоречит содержанию самого документа, на который ссылается налоговый орган. В нормативах технологических потерь, утвержденных Минпромэнерго Российской Федерации, не содержится положений, указывающих на то, что норматив применяется исключительно в отношении стабильного газового конденсата. Норматив технологических потерь, утвержденный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации, устанавливает предельную величину потерь газового конденсата, к которой может применяться ставка 0 процентов при налогообложении НДПИ, при этом указанный акт не делит и не указывает к какому виду газового конденсата (стабильному или нестабильному) должен применяться установленный норматив.

Кроме того, необходимо отметить, что нормативы технологических потерь утверждены в целях налогообложения НДПИ, соответственно, понятия, примененные в указанных нормативах, должны соотноситься с понятиями, установленными Налоговым кодексом Российской Федерации. Если исходить из данного обстоятельства, то норматив потерь утвержден именно в отношении нестабильного газового конденсата.

Так, в соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации в целях главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации указанные в п. 1 ст. 336 Налогового кодекса Российской Федерации полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым.

Поскольку стабильный газовый конденсат не является полезным ископаемым, то в целях главы 26 Налогового кодекса Российской Федерации данный вид газового конденсата также не может именоваться добытым полезным ископаемым.

Так нормативы потерь утверждены в процентном соотношении к количеству добытого полезного ископаемого.

При этом добытым полезным ископаемым в силу положений ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации является нестабильный газовый конденсат.

Таким образом, обществом правомерно применялся утвержденный норматив технологических потерь газового конденсата в отношении нестабильного газового конденсата.

В этой связи также необоснованна ссылка налогового органа на перечень видов потерь, утвержденный первым заместителем министра энергетики Матлашовым И.А., поскольку в любом случае объектом налогообложения к которому налогоплательщик имеет право применить ставку 0 процентов, является нестабильный газовый конденсат.

В случае, если исходить из позиции налогового органа о том, что для нестабильного газового конденсата нормативы технологических потерь не утверждены, в таком случае налогоплательщик имел право облагать по ставке 0 процентов весь объем фактических потерь.

В соответствии с подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

При этом в соответствии с п. 1 ст. 4 Налогового кодекса Российской Федерации Правительство Российской Федерации, а также федеральные органы исполнительной власти в предусмотренных законодательством о налогах и сборах случаях в пределах своей компетенции издают нормативные правовые акты по вопросам, связанным с налогообложением, которые не могут изменять или дополнять законодательство о налогах и сборах.

Поскольку право на льготное налогообложение по ставке 0 процентов в части фактических потерь полезного ископаемого установлено Налоговым кодексом Российской Федерации, налогоплательщик не может быть лишен льготы при неисполнении органом исполнительной власти возложенных на него законодателем полномочий по утверждению нормативов потерь полезных ископаемых.

При этом следует отметить, что законодатель ограничивает нормативами лишь приделы применение льготы, а не право на применение ставки 0 процентов как таковое.

Кроме того, если нормативы потерь не утверждены в порядке определенном Правительством Российской Федерации, это не означает, что налогоплательщик теряет право на применение ставки 0 процентов, а свидетельствует только о том, что пределы (рамки), о которых говорится в подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации, не определены. Соответственно налогоплательщик имеет право применить ставку 0 процентов ко всему объему фактических потерь нестабильного газового конденсата.

Правительству Российской Федерации положениями п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации не предоставлено право определять, и влиять каким-либо образом на то, по каким полезным ископаемым применяется ставка 0 процентов, а по каким полезным ископаемым применение ставки 0 процентов запрещено. Правительство имеет право установить исключительно пределы, в которых это допустимо.

Любые положения актов Правительства Российской Федерации или федеральных органов исполнительной власти, которые каким-либо образом ограничивают право налогоплательщика на применение ставки 0 процентов, ставя данное право налогоплательщика в зависимость от совершения или не совершения данными органами определенных действий (таких например как утверждение нормативов потерь), прямо противоречат п. 1 ст. 4 Налогового кодекса Российской Федерации, как изменяющие законодательство о налогах и сборах.

Данная позиция подтверждается судебно-арбитражной практикой (постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 28.03.2006 N КА-А40/2015-06 - т. 23 л.д. 5-6).

Кроме того, поскольку как было указано выше, стабильный газовый конденсат не является объектом налогообложения НДПИ, к нему не может быть применена ставка 0 процентов. Если исходить из утверждений налогового органа о том, что норматив утвержден только в отношении стабильного газового конденсата, налогоплательщик не сможет реализовать свое право на применение льготы, предусмотренной Налоговым кодексом Российской Федерации.

Таким образом, даже если исходить из неправомерной позиции налогового органа о том, что для нестабильного газового конденсата нормативы технологических потерь не утверждены, то в таком случае налогоплательщик имел право облагать по ставке 0 процентов весь объем фактических потерь.

Доводы налогового органа о том, что норматив потерь установлен для стабильного газового конденсата исходя из того, что изменения, внесенные в Налоговый кодекс Российской Федерации Федеральным законом Российской Федерации N 107-ФЗ, вступили в силу 27.08.2005, не соответствует налоговому законодательству.

Налоговый орган указывает, что поскольку изменения, внесенные в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации Федеральным законом Российской Федерации N 107-ФЗ, вступили в силу 27.08.2005, а норматив потерь утвержден 06.06.2005, то это значит, что норматив потерь установлен для стабильного газового конденсата. Иными словами, по мнению налогового органа до вступления в силу новой редакции ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации объектом налогообложения НДПИ являлся стабильный газовый конденсат и, следовательно, норматив потерь утверждался именно по отношению к стабильному газовому конденсату.

Данные доводы налогового органа не основаны на нормах налогового законодательства и фактических обстоятельствах дела по следующим основаниям.

Изменения, внесенные в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации Федеральным законом Российской Федерации N 107-ФЗ, в отношении определения стабильного газового конденсата как продукта переработки распространяются на правоотношения, возникшие с 01.01.2002.

В соответствии с п. 1 ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации, как до вступления в силу Федерального закона Российской Федерации N 107-ФЗ, так и после его принятия, не признавалась добытым полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке полезного ископаемого.

Таким образом, для целей налогообложения получение стабильного газового конденсата отнесено к переработке добытого полезного ископаемого и соответственно в независимости от момента вступления изменений, внесенных в ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации, в законную силу процесс стабилизации газового конденсата квалифицировался как переработка.

Кроме того, для налогоплательщика на протяжении всего 2005 года и в период утверждения нормативов потерь (до вступления в силу Федерального закона Российской Федерации N 107-ФЗ) стабильный газовый конденсат не являлся объектом налогообложения. По итогам налоговой проверки за 2005 год, как и по настоящему делу, налоговый орган утверждал, что объектом налогообложения для общества является стабильный газовый конденсат только в отношении газового конденсата добытого на Заполярном НГКМ, в отношении газового конденсата добытого на Ямбургском НГКМ налоговый орган не предъявлял претензий и признал правомерным налогообложение нестабильного газового конденсата.

Решением Арбитражного суда г. Москвы по делу N А40-42787/09-117-250 установлено, что для общества, в том числе и по Заполярному НГКМ, добываемым полезным ископаемым является нестабильный газовый конденсат.

Норматив потерь утвержден 06.06.2005 (до вступления в силу Федерального закона Российской Федерации N 107-ФЗ), при этом объектом налогообложения на протяжении всего 2005 года для общества признавался нестабильный газовый конденсат.

Таким образом, довод налогового органа о том, что до вступления в силу Федерального закона Российской Федерации N 107-ФЗ, добываемым полезным ископаемым признавался стабильный газовый конденсат в связи с чем и норматив потерь был утвержден применительно к стабильному конденсату, не соответствует действительности.

Кроме того, в случае, если исходить из позиции налогового органа, нормативное количество потерь газового конденсата не изменяется в зависимости от того, к какому (стабильному или нестабильному) газовому конденсату применяется утвержденный норматив.

Как было указано ранее, в соответствии со ст. 337 Налогового кодекса Российской Федерации добываемым полезным ископаемым и объектом налогообложения НДПИ является нестабильный газовый конденсат.

Согласно подп. 1 п. 1 ст. 342 Налогового кодекса Российской Федерации налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 руб.) при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых.

В этой связи заявитель может применить ставку 0 процентов исключительно в отношении нормативных потерь нестабильного газового конденсата, который является объектом налогообложения НДПИ.

В случае, если исходить из позиции налогового органа о том, что норматив потерь разработан стабильного конденсата, позиция ответчика также является необоснованной.

В случае, если стабильный газовый конденсат является продуктом переработки нестабильного конденсата, то, соответственно, из определенного количества добываемого заявителем нестабильного газового конденсата производится соответствующее количества стабильного конденсата.

Поскольку общество реализует нестабильный конденсат, не перерабатывая его в стабильный конденсат, соответственно оно не располагает данными о количестве вырабатываемого стабильного конденсата. В случае, если из 140092,535 т добытого на Ямбургском месторождении в октябре 2006 года нестабильного конденсата при дальнейшей переработке было получено 84055,521 т стабильного газового конденсата. Найдем соотношение стабильного и нестабильного конденсата: 84055,521/140092,535 = 0,6.

При применении утвержденного норматива потерь к стабильному газовому конденсату, как того требует налоговый орган, заявителю в любом случае будет необходимо определить какое количество нестабильного газового конденсата потребуется для выработки данного количества стабильного конденсата используя указанное выше соотношение, поскольку объектом обложения НДПИ является именно нестабильный газовый конденсат.

При этом, нормативное количество потерь нестабильного конденсата останется тем же самым, что и в случае, когда норматив применяется непосредственно к нестабильному конденсату.

Таким образом, даже если исходить из неправомерной позиции налогового органа, нормативное количество потерь газового конденсата не изменяется в зависимости от того, к какому (стабильному или нестабильному) газовому конденсату применяется утвержденный норматив.

Таким образом, доначисление НДПИ в размере 9 111 402 руб., а также соответствующих сумм пени и штрафных санкций является неправомерным.

При таких обстоятельствах доводы инспекции не опровергают выводов суда первой инстанции, положенных в основу решения, в связи с чем апелляционная жалоба налогового органа удовлетворению не подлежит.

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

Поскольку в силу подп. 1.1 п. 1 ст. 333.37 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции Федерального закона от 25.12.2008 N 281-ФЗ) налоговые органы, выступающие по делам, рассматриваемым в арбитражных судах, в качестве истцов или ответчиков, освобождаются от уплаты государственной пошлины, то государственная пошлина по апелляционной жалобе взысканию не подлежит.

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

ПОСТАНОВИЛ

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.08.2010 по делу N А40-26609/10-20-195 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий

П.В. Румянцев

Судьи

М.С. Сафронова Е.А. Солопова