Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 14 июня 2011 г. N 09АП-6983/10

г. Москва

Дело N А40-74739/08-127-372

"14" июня 2011 г.

N 09АП-6983/2010-АК

Резолютивная часть постановления объявлена "08" июня 2011 г..

Постановление изготовлено в полном объеме "14" июня 2011 г..

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи Р.Г. Нагаева,

Судей Н.О. Окуловой, С.Н. Крекотнева,

при ведении протокола судебного заседания секретарем А.В. Селивестровым,

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Открытого акционерного общества "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" на решение Арбитражного суда города Москвы от 09.02.2010 г. по делу N А40-74739/08-127-372, принятое судьей И.Н. Кофановой по заявлению Открытого акционерного общества "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о признании недействительным решения, обязании возместить НДС при участии в судебном заседании:

от заявителя - Томарова В.В. по дов. N 11/4-231 от 06.04.2011, Чулковой Л.А. по дов.

N 11/4-256 от 10.05.2011, Никоновой Л.С. по дов. N 11/4-240 от 11.04.2011,

от заинтересованного лица - Грибкова И.С. по дов. N 37 от 05.03.2011, Семенова С.А.

по дов. N 33 от 28.02.2011, Николаевой ТА. по дов. N 91 от 27.05.2011.

УСТАНОВИЛ

Решением от 09.02.2010 Арбитражный суд г. Москвы отказал в удовлетворении заявленных Открытым акционерным обществом "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" требований в полном объеме. ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" не согласилось с решением суда первой инстанции и подало апелляционную жалобу, в которой просит его отменить и принять новый судебный акт об удовлетворении заявленных требований по доводам, изложенным в апелляционной желобе. В судебном заседании представитель заявителя поддержал доводы апелляционной жалобы. Представитель Инспекции полагает решение суда обоснованным и правомерным, апелляционную жалобу - не подлежащей удовлетворению. Отзыв на апелляционную жалобу представлен.

Проверив в порядке статьей 266, 268 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации законность и обоснованность принятого решения, заслушав пояснения представителей лиц, участвующих в деле, изучив доводы апелляционной жалобы, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены судебного акта.

Решением суда от 27.02.2009 г.. по делу N А40-74739/08-127-372 оставленным без изменения судом апелляционной инстанции, признаны правомерными выводы Инспекции, изложенные в пунктах 1.6, 3.2 оспариваемого решения налогового органа о неправомерном занижении обществом налоговой базы по налогу на прибыль в размере 90 105 911 руб. за 2005 г.. и 76 604 110 руб. за 2006 г.. При этом судебные инстанции подтвердили вывод о том, что работы по зарезке боковых стволов (нового ствола) и углублению на другие горизонты относятся к переустройству (изменению путем внедрения дополнительного оборудования в комплекс) скважин, связанному с совершенствованием производства и его технико-экономических показателей, а именно, увеличением дебита нефти на скважинах, в том числе восстановлением бездействующего фонда скважин, а также изменением технических характеристик скважины, что относится к достройке скважин, расходы по которым не относятся к расходам, учитываемым в целях налогообложения прибыли, а увеличивают первоначальную стоимость объектов основных средств. Федеральный арбитражный суд Московского округа Постановлением от 11.08.2009 г. указанные судебные акты су4да первой и апелляционной инстанций отменил в части в части пунктов 1.6, 3.2 решения МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 17.10.2008 г.. N 52-22-14/967-1, дело направил на новое рассмотрение в Арбитражный суд г. Москвы, в остальной части судебные акты оставлены без изменения. При этом суд кассационной инстанции указал на необходимость проведения экспертизы. Судом апелляционной инстанции указание суда кассационной инстанции выполнено, экспертиза проведена.

Как следует из материалов дела, ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" в целях проведения работ по зарезке боковых стволов (ЗБС) скважин, а также ориентированному и неориентированному углублению скважин на другие горизонты в проверяемом периоде заключены следующие договоры:

ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" - N 1/1 от 12.01.05. N253 от 17.02.06. N633 от 21.05.04; ООО НТЦ "ЗЭРС" - N 1228/18/2005 от 30.06.05/15.05.05, N 62 от 17.01.06; ООО "Техносервис" - N 672/21-05 от 30.03.05, N 01-06/105 от 27.01.06; ООО "Буровая компания "Евразия" - N 661/39 от 28.03.05/01.01.05; ЗАО "Сибнефтепроект" - N 07.2005 от 27.01.05/рег. 563 от 16.03.05, N 03.2006/рег.N 161 от 06.02.06; ЗАО "Сибирская Сервисная Компания" - N 05/045д-СФ/556 от 01.01.2005/15.03.05; ЗАО "Удмуртнефть-Бурение" (г.Ижевск) - N 222-04/734 от 28.04.04; филиал частной компании с ограниченной ответственностью "Андергейдж Лимитед" -N 1590 от 28.09.05; представительство компании "Шлюмберже Лоджелко Инк" - N 869 от 2004 (б/нот 01.05.04); ЗАО "Первая национальная буровая компания" - N 960 от 27.06.06; филиал компании "Эм-Ай Дриллинг Флуидз ЮК Лтд" - N 582 от 17.04.06/S-143/06 от 01.01.06; филиал "Халлибуртон Интернэшнл Инк" -N 204 от 17.02.05; ОАО "УПНП и КРС" - N 431 от 15.03.06, N 602 от 23.03.05(т.23,л.д.31-58); ЗАО "Обьнефтеремонт" - N 424 от 14.03.06, N 606 от 23.03.05; ООО "КРС - Сервис" - N 421 от 14.03.06, N 603(92) от 23.03.05. Оценивая правоотношения в связи с исполнением сторонами указанных договоров налоговый орган пришел к выводу о том, что в нарушение пункта 2 статьи 257, пункта 5 статьи 270 Налогового кодекса Российской Федерации Общество включило в состав прочих расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, затраты на реконструкцию основных средств в виде зарезки бокового ствола скважины по указанным договорам. По мнению суда апелляционной инстанции указанный вывод Инспекции, в данном случае, является обоснованным по следующим основаниям.

Согласно пункту 5 статьи 270 Кодекса при определении налоговой базы не учитываются расходы, осуществленные в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации; технического перевооружения объектов основных средств. В соответствии с пунктом 2 статьи 257 Кодекса первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям. К реконструкции относится; переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции. Таким образом, нормой пункта 2 статьи 257 Кодекса прямо установлен закрытый перечень критериев, при наличии которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе, скважин) на увеличение первоначальной стоимости этих объектов. В этом случае данные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но в установленном законодательством порядке - равномерно путем начисления амортизации.

Указанный перечень включает в себя:

1. изменение устройства объекта основных средств;

2. повышение технико-экономических показателей объекта основных средств;

3. наличие проектных документов на проведение работ;

4. целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств. Следовательно, положениями статьи 257 Кодекса установлены все условия, необходимые для отнесения в целях налогообложения прибыли организаций затрат на работы по зарезке боковых стволов скважин к расходам на реконструкцию данных основных средств.

В данном случае работы по зарезке боковых столов, проведенные в отношении спорных скважин ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" в 2005-2006 годах, полностью отвечают всем указанным четырем критериям реконструкции в целях налогообложения:

1. Изменение устройства объекта основных средств - в отношении каждой скважины произошло строительство нового ствола с установкой дополнительного оборудования и прекращение использования старого ствола путем установления в нем цементного ликвидационного моста, либо углубление (ориентированное и неориентированное) скважины на другие горизонты, что подтверждается представленными Обществом в рамках выездной налоговой проверки предложениями по горизонтальной зарезке бокового ствола, программами буровых работ, актами на сдачу скважины из капитального ремонта.

2. Повышение технико-экономических показателей объекта основных средств -произошло увеличение основного технико-экономического показателя -дебита по нефти (например, по скважине N 1034 куст 34 дебит на дату ввода в эксплуатацию составил 72.9 т/сутки, а после проведения работ - 244.1 т/сутки), а также изменение качества продукции - значительное уменьшение обводненности, по сравнению с аналогичными показателями на дату ввода скважин в эксплуатацию.

3. Наличие проектных документов для проведения работ - генеральным директором ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" М.Е. Ставским в отношении месторождений, на которых находятся спорные скважины Заявителя, утверждены соответствующие проекты разработки; заместителем генерального директора Общества Лищуком В.Ю. утверждены регламенты по организации работ по зарезке вторых стволов из ранее пробуренных скважин; в отношении скважин также оформлены предложения по горизонтальной зарезке второго ствола и программы буровых работ, в которых предусмотрены все необходимые проектные показатели, в том числе: предлагаемое назначение скважины, буровая установка, проектная глубина скважины (по вертикали от уровня моря), азимут горизонтального участка, пластовое давление и возможные риски в отношении каждого пласта, температура объекта, давление объекта, ожидаемая добыча - дебит нефти мЗ/сут.(т.23, л.д.1-30, регламент - т.24, л.д. 30-50). Также оформлен "Групповой рабочий проект N 794 на строительство вторых стволов с горизонтальным продолжением в ранее пробуренных эксплуатационных скважинах Спорышевского месторождения", разработанный ОАО "СибНИИНП" и утвержденный Министерством энергетики РФ. Ссылка Общества на то, что данный Групповой проект не может быть признан допустимым доказательством по делу, является необоснованной, так как копия этого документа представлена в адрес Инспекции самим Заявителем в рамках выездной налоговой проверки за 2007-2008 год(т.22.л.д.104-107).

4. Целью проведения работ является увеличение мощностных характеристик объекта основных средств - в отношении месторождений, на которых находятся реконструированные скважины Заявителя, оформлены соответствующие проекты разработки.

Данные вывод подтверждает подробный анализ скважин.

Подробный анализ скважин.

Спорышевское месторождение

Скважина N 1034.

Скважина введена в эксплуатацию 16.06.2000. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование погружного центробежного насоса с электроприводом (ЭЦН). Пласт - ПК-19. 13.09.2004 скважина углублена и приобщены нефтеносные пласты АС-4 и АС-6. В июне-июле 2006 года пласт АС-6 изолирован, пласт АС-4 перестерелен. Работы по ЗБС проводились 15.11.2006-10.12.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после ЗБС 14.12.2006. Дебит скважины в первый месяц с момента ввода 1094 т. Максимальный месячный дебит с пласта ПК-19 - 2631 т. в январе 2002. В дальнейшем дебит падает. С января по октябрь 2006 г. (до ЗБС) месячный дебит с пласта ПК-19 от 37 до 339 т. в месяц. После зарезки в декабре 2006 г. дебит - 4394 т.. Максимальный месячный дебит после зарезки - 7669 т. в октябре 2007 г. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ в результате исследований, проведенных 11.06.2006 и 24.06.2006, установлено, что пласт ПК-19 работает слабо, в притоке вода. Вывод: цель ЗБС - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Заявитель указывает, что в соответствии с наряд-заказом в скважине были выявлены заколонные перетоки, которые неудалось устранить в результате ремонтно-изоляционных работ (РИР). В связи с эти пришлось проводить зарезку бокового ствола.

Содержание наряд-заказа не позволяется сделать такой вывод. В графе последний ремонт на скважине отражено, что с 05.06.2006 по 05.07.2006 производились РИР нефтеносного пласта АС-6 и перестрел нефтеносного пласта АС-4. Информация о том, что РИР проведен неудачно отсутствует. Дебит пласта АС-4 после перестрела существенно не вырос, однако это может быть связано с истощением самого пласта АС-4. В любом случае, пласты АС-4 и АС-6 располагаются ниже пласта ПК-19, информация о проведении каких либо работ в отношении пласта ПК-19 отсутствует. Если бы единственной целью работ было бы устранение существующих неполадок, то Общество могло изолировать нижележащие пласты АС-4 и АС-6 и эксплуатировать пласт ПК-19, однако информация о проведении таких работ отсутствует.

Таким образом, основной причиной работ по зарезке является слабая нефтеотдача пласта ПК-19 в месте первоначального вскрытия.

Скважина N 1078.

Скважина введена в эксплуатацию 21.10.1999. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - ПК-19. 15.01.2004 скважина углублена и приобщен нефтеносный пласт АС-4. Работы по зарезке проводились 01.06.2005 - 29.06.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 04.07.2005. Дебит скважины в первый месяц с момента ввода 444 т. Максимальный месячный дебит с пласта ПК-19 - 1284 т. в апреле 2000 г. С января по май 2005 г. (до зарезки) месячный дебит с пласта ПК-19 от 439 до 651 т. в месяц. После зарезки в июле 2005 г. дебит - 4438 т. Максимальный месячный дебит после зарезки - 4668 т. в октябре 2005 г. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились, аварии отсутствуют, эксплуатационная колонна (ЭК) герметична. Вывод: цель зарезки -вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Скважина N 1127.

Скважина введена в эксплуатацию 15.10.1998. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - ПК-19. 01.06.2003 скважина углублена и приобщен нефтеносный пласт ПК-20. Работы по зарезке проводились с 08.01.2005 по 04.02.2005. В результате работ забурен второй (горизонтальный) ствол на пласт АС-6. Скважина запущена после зарезки 10.02.2005. Максимальный дебит до зарезки по пласту ПК-19 - 1071 т. в январе 2003 г., по пласту ПК-20 - 2277 - сентябрь 2003. В 2004 году перед зарезкой дебит по пласту ПК-19 от 148 до 199 т., по пласту ПК-20 от 509 до 1029 т. В соответствии с наряд-заказом единственные геофизические исследования проведены 03.02.02. Каких-либо РИР не проводилось. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью разрабатываемых пластом, вызванных естественными причинами.

Скважина N 307.

Скважина введена в эксплуатацию 29.11.1998. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-10. Впоследствии приобщены пласты БС10-1 и БС11. Работы по зарезке проводились с 25.08.2006 по 09.10.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-10. Скважина запущена после зарезки 31.12.2006. Максимальный дебит до зарезки по пласту БС-10 - 1786 т. в июле 2001 г. В 2006 году перед зарезкой дебит по пласту БС-10 от 42 до 487 т. Обводненность более 90%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Заявитель указывает, что в результате ГИС, проведенных 14.06.2006, выявлена негерметичность колонны, что и стало причиной проведения работ по зарезке. Однако, отсутствует какая-либо информация о попытках провести РИР на скважине. Следовательно, основная причина ЗБС не техническая неисправность ЭК, а истощение пласта.

Скважина N 1094.

Скважина введена в эксплуатацию 17.09.1999. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - ПК-19. 16.11.04 скважина углублена и приобщен нефтеносный пласт АС-4. 15.08.2005 скважина остановлена и до зарезки бездействует. Работы по зарезке проводились с 29.06.2006 по 27.07.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 31.07.2006. Максимальный дебит по пласту ПК-19 до зарезки - 2961 т. в декабре 2003 г. Начиная с 2004 года дебит по пласту ПК-19 существенно падает, а обводненность растет. В 2005 году до остановки дебит по пласту ПК-19 от 40 до 852 т., обводненность от 31.3 до 96.1 %. После зарезки максимальный дебит 4076 т. в августе 2006. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Налогоплательщик указывает, что причиной проведения ЗБС является заколонный переток, который не удалось ликвидировать в ходе РИР.

Как указано в наряд-заказе 08.13.2005 на скважине производились РИР пласта ПК-19. РИР прошли неудачно в результате аварии. При этом акта, подтверждающего факт аварии, Налогоплательщиком не представлено. Также не представлено доказательств невозможности устранить последствия аварии.

Скважина N 74.

Скважина введена в эксплуатацию 06.10.1999. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - АС-6. Работы по зарезке проводились 15.05.2006 - 24.06.2006. В результате работ забурен второй (горизонтальный) ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 26.06.2006. Дебит скважины в первый месяц с момента ввода 682 т. Максимальный месячный дебит - 7709 т. в январе 2003. В дальнейшем дебит падает. С января по апрель 2006 (до зарезки) месячный дебит от 96 до 126 т. в месяц. Обводненность более 90 %. После зарезки в июле 2006 г. дебит - 4693 т., обводненность 2.3%. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 131.

Скважина введена в эксплуатацию 31.10.2000. Способ эксплуатации механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-10. 03.06.2004 приобщен пласт ПК-19, в дальнейшем добыча идет из него. Работы по зарезке проводились 23.03.2006-12.04.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 13.04.2006. Дебит скважины по пласту ПК-19 изначально невысокий - 634 т. к моменту зарезки уменьшается до 51 т, обводненность с начала эксплуатации пласта ПК-19 - более- 90%, падает после РИР в 2005 г. После зарезки дебит в апреле 2006 г. - 1942 т., обводненность - 21.5%. Дебит в мае 2006 г. - 3292 т. при обводненности 26.6%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Заявитель указывает, что в скважине неоднократно производились РИР с целью устранения негерметичности ЭК, однако они не привели к устранению неисправности, вследствие чего было принято решение осуществить ЗБС

В соответствии с наряд-заказом 06.06.2005 на скважине проведены РИР негерметичности ЭК. В результате, как видно из эксплуатационной карточки скважины, после ввода скважину в эксплуатацию в октябре 2005 года обводненность существенно уменьшилась - с 95.7% до 29.1%. В ноябре обводненность составила 17.7%, а в декабре - 5.6%. Соответственно, РИР проведены успешно. Указания на обратное в наряд-заказе отсутствуют. Однако, дебит скважины после РИР не изменился и остался незначительным. Таким образом, причина проведения работ, вопреки утверждению Налогоплательщика, не неисправность скважины, а естественное уменьшение нефтеотдачи пласта.

Скважина N 1054.

Скважина введена в эксплуатацию 16.08.1999. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - ПК-19. В дальнейшем приобщен пласт АС-4. Работы по зарезке проводились 20.04.2006-10.05.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 15.05.2006. Максимальный дебит до ЗБС по пласту ПК-19 - 1541 т. в сентябре 2002 г. В дальнейшем дебит падает. В 2006 год до ЗБС дебит по пласту ПК-19 от 171 до 224 т., обводненность от 63.5 до 68.4 %. После ЗБС дебит значительно вырос и составил более двух тысяч тонн в месяц (максимальный дебит 2704 т. в октябре 2007). Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Общество указывает, что причиной проведения ЗБС стали заколонные перетоки из нижележащего пласта.

В соответствии с планом работ, на который ссылается Налогоплательщик, 04.11.1999 проведены исследования, которые показали наличие слабых перетоков с нижележащего пласта ПК-20. Однако, как видно из эксплуатационной карточки начиная с этого же ноября 1999 обводненность существенно падает с 75.9% до 11.1%, в декабре 1999 составляет 1.2. После этого скважина эксплуатировалась еще 5 лет при низкой обводненности. Таким образом, выводы исследований, на которые ссылается Налогоплательщик, не имеют отношения к ЗБС, проведенной в 2006 году.

Скважина 214.

Скважина введена в эксплуатацию 26.03.2000. Способ эксплуатации механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС10. 28.11.2004 приобщен пласт АС-4. Работы по зарезке проводились 12.10.2005-07.11.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-10. Скважина запущена после зарезки 11.11.2005. Показатели дебита до ЗБС по пласту БС-10 невысокие. В 2005 году до ЗБС дебит по пласту БС-10 от 11 до 202 т. при обводненности от 26.9 до 35.9%. После ЗБС дебит в ноябре 2005 г. - 1342 т. при обводненности 6.9%, в декабре 2005 г. дебит 1342 т. при обводненности 6.9%. Максимальный дебит - 1361 т. в декабре 2006 при обводненности 5.8%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Общество указывает, что причиной ЗБС является негерметичность ЭК.

В акте на демонтаж от 09.10.2004 указано на то, что в результате опрессовки выявлена негерметичность ЭК. Однако, следует отметить, что Общество не только не попыталось исправить негерметичность с помощью РИР, но даже не провело ГИС (как следует из наряд-заказа) для установления места нахождения негерметичности. Скважина не была остановлена и в следующем месяце был приобщен новый пласт. Соответственно, причиной проведения ЗБС является не неисправность скважины, а маленькая нефтеотдача пласта.

Скважина N 231.

Скважина введена в эксплуатацию 31.05.2001. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-10. 20.06.2002 приобщен пласт БС-1. Работы по зарезке проводились 20.12.2004-21.01.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-10. Скважина запущена после зарезки 27.01.2005. Показатели дебита до ЗБС по пласту БС-10 невысокие. В 2004 году до ЗБС дебит по пласту БС-10 от 19 до 100 т. при обводненности от 28.5 до 67.6%. После ЗБС дебит в январе 2005 - 522 т. при обводненности 3.5%, в феврале дебит 2670 т. при обводненности 3.5%. Максимальный дебит - 4920 в июле 2005 при обводненности 3.5%. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Скважина N 1012.

Скважина введена в эксплуатацию 09.01.2002. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - ПК19. 29.06.2004 приобщен пласт АС-4. Работы по зарезке проводились 18.11.2005-25.12.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 29.12.2005. Дебит скважины в первый месяц с момента ввода 1209 т. при обводненности 13.8% Максимальный месячный дебит с пласта ПК-19 - 1319 т. в феврале 2002 при обводненности 11.5%. В 2005 году до зарезки месячный дебит с пласта ПК-19 от 99 до 226 т. в месяц при обводненности от 59.8 до 64.6%. После зарезки в декабре 2005 г. дебит - 2551 т. при обводненности 9.3%, в январе 2006 дебит - 6216 т. при обводненности 6.4%. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Скважина N 65.

Скважина введена в эксплуатацию 24.05.1999. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - АС-4 и АС-6. 20.08.2003 приобщен пласт ПК-16, 27.02.2005 - пласт ПК-19. Работы по зарезке проводились 16.10.2006-08.11.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт ПК-19. Скважина запущена после зарезки 16.11.2006. В 2006 году до ЗБС дебит по пласту ПК-19 от 5 до 7 т. при обводненности почти 100%. После ЗБС дебит в ноябре 2006 - 714 т. при обводненности 73.1%, в декабре дебит 999 т. при обводненности 78.7%. Максимальный дебит - 1200 в апреле 2007 при обводненности 78.7%. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились с 05.05.1999, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Скважина N 277.

Скважина введена в эксплуатацию 14.09.2001. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-10. Работы по зарезке проводились 21.04.2005 - 20.05.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-10. Скважина запущена после зарезки 27.05.2005. В 2005 году до ЗБС дебит по пласту БС-10 от 692 до 754 т. После ЗБС дебит в июне 2006 г. - 5023 т., в июле г. дебит 4636 т. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Скважина N 90.

Скважина введена в эксплуатацию 28.02.2001. Способ эксплуатации механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-6. Работы по зарезке проводились 29.06.2006 - 27.07.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт АС-10. Скважина запущена после зарезки 30.08.2006. В 2006 году до ЗБС дебит от 100 до 154 т. После ЗБС дебит в августе 2006 г. - 362 т. Максимальный дебет после зарезки 1189 т. в октябре 2007 г. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились с 16.02.2001, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что в ходе ПГИ был выявлен заколонный переток, что и стало причиной проведения ЗБС.

Однако, как видно из плана работ и наряд-заказа работы исследования проводились 16.02.2001, выявленный переток является незначительным и после проведенных исследований скважина еще несколько лет работала при низкой обводненности. Информация о проведении РИР отсутствует. Соответственно, результаты исследований никак не связаны с ЗБС в 2006 годы, а основной причиной работ является уменьшение нефтеотдачи пласта.

Скважина N 148.

Скважина введена в эксплуатацию 20.10.2000. Способ эксплуатации механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-10. Работы по зарезке проводились 16.07.2005 - 30.09.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-10. Скважина запущена после зарезки 04.10.2005. До ЗБС дебит скважины незначительный. В 2005 году до ЗБС дебит от 256 до 395 т. После ЗБС дебит в октябре 2006 г. - 3419 т., в ноябре 2006 г. дебит 3457 т. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Сугмутское месторождение

Скважина N 2293.

Скважина введена в эксплуатацию 30.10.2001. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-9/2. Скважина остановлена 16.01.2005. Работы по зарезке проводились 20.07.2005 - 07.10.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-9/2. Скважина запущена после зарезки 12.10.2005. В 2004 году до ЗБС дебит от 414 до 1717 т. После ЗБС в октябре 2005 г. дебит 3876 т. Максимальный дебит 6652 т. в декабре 2005 г. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной скважины.

Налогоплательщик указывает, что причиной ЗБС послужила авария на скважине. При этом акта, подтверждающего факт аварии, Налогоплательщиком не представлено.

Скважина 408Р.

Скважина введена в эксплуатацию 03.09.1997. Способ эксплуатации пере ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-9/2. Работы по зарезке проводились 03.05.2005 - 28.06.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-9/2. Скважина запущена после зарезки 09.07.2005. В 2005 году до ЗБС дебит от 22 до 45 т. при обводненности почти 100 %. После ЗБС в июле 2005 дебит 718 т. при обводненности 30.2%. В августе дебит 817 т. при обводненности 17%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Скважина N 1664.

Скважина введена в эксплуатацию 03.05.1997. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-9/2. Работы по зарезке проводились 03.02.2005 - 18.04.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-9/2. Скважина запущена после зарезки 28.04.2005. В 2004 году до ЗБС дебит от 1 до 5 т. при обводненности почти 100 %. После ЗБС в апреле 2005 дебит 166 т. при обводненности 73.2%. В мае 2005 дебит 1036 т. при обводненности 80.8%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Карамовское месторождение.

Скважина N 202.

Скважина введена в эксплуатацию 14.12.1983. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-11. В дальнейшем приобщен пласт БС-8/1. Работы по зарезке проводились 19.10.2004 - 08.01.2005. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-8/1. Скважина запущена после зарезки 21.01.2005. В 2004 году до ЗБС дебит по пласту БС-8/1 от 9 до 31 т. при обводненности более 90 %. После ЗБС в январе 2005 дебит 585 т. при обводненности 40.5%. В феврале 2005 дебит 1583 т. при обводненности 37.3%. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Средне-Итурское месторождение

Скважина N 8039.

Скважина введена в эксплуатацию 15.08.1997. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БС-8. Работы по зарезке проводились 07.11.2004 - 26.12.2004. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-7. В 2004 году до ЗБС дебит по пласту БС-8 от 133 до 235 т. при обводненности более 90 %. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились с 07.08.1997, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что причинно проведения работ стали заколонные перетоки. Доказательств неисправности ЭК а также невозможности их исправить в ходе РИР Обществом не представлено.

Скважина N 955.

Скважина введена в эксплуатацию 26.10.1998. Способ эксплуатации до ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласты - БС-9 и БС-12. В июле 2004 приобщен пласт БС-8. Работы по зарезке проводились 20.10.2005 - 10.02.2006. В результате работ забурен горизонтальный ствол на пласт БС-8. В 2005 году до ЗБС дебит по пласту БС-8 от 356 до 598 т. при обводненности около 90 %. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из низкопродуктивной и обводненной скважины.

Общество указывает, что в результате ГИС, проведенных 28.10.2004, установлено уменьшение толщины стенок ЭК, которое может быть связано с нарушением ее целостности.

Однако, как видно из наряд-заказа Обществом не проводились РИР после исследований. Следовательно, основная причина ЗБС не техническая неисправность ЭК а истощение пласта.

Вынгаяхинское месторождение.

Скважина N 996.

Скважина введена в эксплуатацию в октябре 1997. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БП 11-1. 09.11.1996 скважина законсервирована по причине высокой обводненности - 99%. Работы по зарезке проводились 11.10.2006 - 05.02.2007. В результате работ должен был быть забурен горизонтальный ствол на пласт БП11. Вывод: цель зарезки - вскрытие дополнительных продуктивных мощностей в рамках того же пласта из обводненной скважины.

Скважина N 615.

Скважина введена в эксплуатацию 30.12.1990. Способ эксплуатации механизированный - использование штангового насоса (ШГН). Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 11.10.2005 и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 27.07.2006 - 25.09.2006. Скважина запущена 11.10.2006. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. До ЗБС дебит скважины невысокий. В 2005 году до остановки дебит от 13 до 45 т. при обводненности более 80 %. После ЗБС в октябре 2006 скважина фонтанирует, дебит 1227 т. при обводненности 34.4 %, в ноябре 2006 скважина фонтанирует, дебит - 1221 т. при обводненности 29%. Максимальный дебит 1575 т. в феврале 2007 при обводненности 24.2 %. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что в скважине производились работы с целью ликвидации аварии, однако техническую неисправность исправить не удалось. В связи с этим было принято решение провести ЗБС.

Представленное Налогоплательщиком письмо от 04.04.2006 никак не подтверждает, что работы по ликвидации аварии прошли неуспешно. В письме указывается, что по результатам ПГИ ЭК герметична. В наряд-заказе на проведение ЗБС нет сведений о каких-либо авариях, а последний ремонт проводился 23.12.1990. Обществом не представлен акт расследования аварии.

Так же Общество указывает, что Инспекцией неправомерно отнесены к ЗБС расходы по свабированию и перфорации скважины.

В соответствии с актом на сдачу скважины на скважине N 615 проводились работы по освоению и подготовке к ГРП. Подготовка скважины к эксплуатации необходимое условие для нормальной работы скважины после ЗБС. В рамках подготовки скважины производятся в том числе перфорация и освоение скважины (обеспечение притока). Одним из способов обеспечения притока является свабирование (пункт 2.9.8 постановления Госгортехнадзора 05.06.2003 N 56). Таким образом, работы по перфорации и свабированию являются одним из элементов ЗБС.

Скважина N 694.

Скважина введена в эксплуатацию 10.04.1988. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 04.12.1997 и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 03.04.2005 - 01.05.2005. Скважина запущена 24.05.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. До ЗБС дебит скважины невысокий. В 1997 году до остановки дебит от 5 до 62 т. при обводненности от 70.3 до 83 %. После ЗБС в мае 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 1036 т. при обводненности 18.7%, в июне 2006 скважина фонтанирует, дебит - 1879 при обводненности 17.7%. В наряд-заказе на освоение скважины указано, что в соответствии с результатами ПГИ, проведенных 12.02.2005, пласт БП11-1 обводнен закачиваемой водой, аномалий, связанных с негерметичностью ЭК, нет. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Налогоплательщик указывает, что причиной проведения ЗБС является техническая неисправность скважины.

Однако, исходя из наряд-заказа и плана работ каких-либо попыток восстановить циркуляцию посредством ремонтных работ не предпринималось. Соответственно, причина ЗБС не техническая неисправность скважины а низкая нефтеотдача пласта.

Скважина N 642.

Скважина введена в эксплуатацию 25.07.1988. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 07.07.1997 в связи с высокой обводненностью и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 23.05.2005 - 10.07.2005. Скважина запущена 18.08.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. До ЗБС дебит скважины невысокий. В 1997 году до остановки дебит от 1 до 44 т. при обводненности от 44.4 до 50 %. После ЗБС в августе 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 1406 т. при обводненности 14.4 %, в сентябре 2005 г. скважина фонтанирует, дебит - 1896 т. при обводненности 14.6 %. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что перед ЗБС была установлена негерметичность ЭК.

Как видно из письма ООО "ССК" от 13.07.2005 N 02/1-24/2355, на которое ссылается, Общество негерметичность была выявлена в результате опрессовки колонны 31.05.2005. В письме указано, что после составления акта было принято решение продолжить дальнейшие работы на скважине согласно основной программе работ по углублению. С учетом того, что программа буровых работ на скважине подписана 23.05.2005, а решение о проведение ЗБС принято 23.12.2004, опрессовка производилась в рамках подготовки к ЗБС и ее результаты никак не могли повлиять на принятие решения о проведении ЗБС. При этом, как следует из указанного выше письма и наряда-заказа на КРС предыдушие опрессовки показали герметичность ЭК. Таким образом, первоначальной причиной проведения ЗБС является не техническая неисправность ЭК, а низкая нефтеотдача пласта.

Скважина N 767.

Скважина введена в эксплуатацию 25.06.1990. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 09.10.2004 в связи с высокой обводненностью и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 23.04.2005 - 23.05.2005. Скважина запущена 17.07.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 2004 году до остановки дебит скважины от 2 до 13 т. при обводненности более 90 %. После ЗБС скважина переведена в фонд поддержания пластового давления. В наряд-заказе на бурение указано, что ЭК герметична, ПГИ, проведенные 15.03.2005, показали обводненность пласта БП11-1 закачиваемой водой и отсутствие межпластовых перетоков. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 352Р.

Скважина введена в эксплуатацию 02.07.1986. Способ эксплуатации перед ЗБС фонтанный. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена в сентябре 1997 и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 21.01.2005 - 25.03.2005. Скважина запущена 13.04.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 1997 году до остановки дебит скважины от 1 до 47 т. при обводненности более 90 %. После ЗБС в апреле 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 2384 т., обводненность 13.1 %, в мае 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 3086 т. при обводнености 14.4 %. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что причиной проведения ЗБС является негерметичность ЭК.

В соответствии с актом от 14.02.2005, на который ссылается Налогоплательщик, негерметичность возникла 08.02.2005 в результата проведения аварийных работ. Следовательно, техническая неисправность колонны возникла после начала проведения работ по ЗБС и значительно позднее принятия решения о проведении работ (23.12.2004). Причиной проведения ЗБС является не техническая неисправность, а низкая нефтеотдача пласта.

Скважина N 743.

Скважина введена в эксплуатацию 21.11.1988. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ЭЦН. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена в 21.09.1996 в связи с высокой обводненностью и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 22.08.2005 - 12.10.2005. Скважина запущена 05.11.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 1996 году до остановки дебит от 1 до 304 т. при обводненности от 43.7 до 91.7 %. После ЗБС в ноябре 2005 скважина фонтанирует, дебит 1348 при обводненность 63.9%. В соответствии с нарядом-заказом к программе буровых работ геофизические исследования до работ по зарезке на скважине не производились с 05.11.1988, аварии отсутствуют, ЭК герметична. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 616.

Скважина введена в эксплуатацию 28.12.1990. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ШГН. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена в 22.11.2001 в связи с высокой обводненностью и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 21.10.2005 - 27.11.2005. Скважина запущена 13.12.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 2001 году до остановки дебит от 2 до 26 т. при обводненности от 77.8 до 90.5 %. После ЗБС в декабре 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 2015 т. при обводненность 9.1%, в январе 2006 г. скважина фонтанирует, дебит 2044 т. при обводненности 8.1 %. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 644.

Скважина введена в эксплуатацию 13.12.1987. Способ эксплуатации перед ЗБС фонтанный. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 24.12.2002 в связи с прорывом пластовых вод и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 09.08.2006 - 01.10.2006. Скважина запущена 12.10.2006. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 1995 году до остановки дебит от 53 до 116 т. После ЗБС в декабре 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 1322 т., в январе 2006 г. скважина фонтанирует, дебит 906 т. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью разрабатываемого пласта.

Налогоплательщик указывает, что на скважине проводились ловильные работы по извлечению аварийных насосно-компрессорный труб, однако, к устранению технической неисправности они не привели. Причиной проведения ЗБС была необходимость устранения неисправности.

Как видно из акта на сдачу скважины, на который ссылается Заявитель, ловильные работы производились в рамках подготовки в углублению, которая проводилась 18.03.06-29.04.06. Решение о проведении ЗБС принято 23.12.2005. Соответственно, результат ловильных работ никак не мог стать причиной ЗБС. Действительной причиной является уменьшение нефтеотдачи пласта. Кроме того, из указанного выше акта не следует, что ловильные работы прошли неудачно.

Скважина N 4299.

Скважина введена в эксплуатацию 27.11.1993. Способ эксплуатации перед ЗБС механизированный - использование ШГН. Пласт - БП11-1. Работы по зарезке проводились 05.12.2005 - 21.01.2005. Скважина запущена 15.02.2006. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 2005 году до ЗБС дебит от 28 до 91 т. при обводненности от 61.8 до 82.7 %. После ЗБС в феврале 2006 г. скважина фонтанирует, дебит 1065 т. при обводненности 22.1 %, в марте 2006 г. скважина фонтанирует, дебит 1239 т. при обводненности 20.3 %.Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 664.

Скважина введена в эксплуатацию 29.04.1988. Способ эксплуатации перед ЗБС фонтанный. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 24.12.2002 в связи с прорывом пластовых вод и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 11.07.2005 - 11.08.2005. Скважина запущена 26.08.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В соответствии с нарядом-заказом дебит нефти 2 т./сут, обводненность 50 %, ЭК герметична, последние исследования производились 11.07.2002, пласт работает слабо, есть перетоки, 27.08.02 производились РИР перетоков. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью и высокой обводненностью разрабатываемого пласта.

Скважина N 691.

Скважина введена в эксплуатацию 07.04.1988. Способ эксплуатации перед ЗБС фонтанный. Пласт - БП11-1. Скважина остановлена 04.12.1997 и находилась в бездействии вплоть до ЗБС. Работы по зарезке проводились 04.03.2005 - 17.04.2005. Скважина запущена 05.05.2005. В результате работ скважина углублена на пласт ЮП-1/2. В 1996 году до остановки дебит от 1 до 108 т. После ЗБС в мае 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 1768 т., в июне 2005 г. скважина фонтанирует, дебит 1283 т. Вывод: цель зарезки - переход на новый пласт в связи с низкой продуктивностью разрабатываемого пласта.

Общество указывает, что на скважине производились работы по ликвидации аварии с ЭЦН. Однако, к восстановлению работоспособности они не привели. Следовательно, целью ЗБС было устранения неисправности скважины.

Как следует из акта на сдачу скважины, на который ссылается Заявитель, с 09.11.04 по 01.02.05 на скважине N 691 проводились работы по ликвидации аварии. При этом из акта не следует, то работы прошли неудачно. Кроме того, решение о проведении ЗБС принято 23.12.2004, т.е. до момента окончания работ. Следовательно, причиной проведения ЗБС является не техническая неисправность скважины, а низкая нефтеотдача пласта.

Обоснованность данных выводов не оспаривается правовой позицией, изложенной Президиумом Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10. В указанном постановлении установлены критерии, в соответствии с которыми можно определить в каких случаях работы по зарезке бокового ствола (ЗБС) являются ремонтом для целей налогообложения, а в каких - реконструкцией. В частности работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, по мнению Президиумом Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, следует признать капитальным ремонтом. К реконструкции же следует отнести буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды, в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения.

Указанный подход является обоснованным, поскольку необходимость бурения бокового ствола может быть связана как с чрезвычайными происшествиями (повреждение колонны, прорыв пластовых вод), так и с ожидаемыми последствиями систематической добычи нефти - уменьшением содержания нефти в пласте, повышением обводненности в результате плановых работ по поддержанию пластового давления. Во втором случае говорить о ремонте необоснованно, так как само основное средство своей работоспособности не потеряло. Так же Президиумом Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации установлено, что работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. При этом указанный правовой подход не противоречит положениям пункта 2 статьи 257 Налогового Кодекса Российской Федерации, а лишь конкретизирует его применительно к нефтедобыче.

Из заключения экспертизы, проведенной РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина следует, что

- работы по ЗБС скважины и работы по углублению скважин на другие горизонты могут быть отнесены к переустройству нефтяной скважины;

- групповой рабочий проект N 794, на основании которого проводилась ЗБС на скважине N 74 Спорышевского месторождения, соответствует требованиям, предъявляемым к проектам на реконструкцию. Соответственно, работы по ЗБС могут проводится на основании проекта на реконструкцию. В силу пункта 2 статьи 3 НК РФ налогообложение не может быть произвольным. Недопустимо ставить в худшее положение налогоплательщиков, оформляющих проекты на реконструкцию, по отношению к налогоплательщикам, которые оформляют только программы буровых работ (или иные схожие документы).

- под совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей применительно к процессу добычи углеводородов нефтедобывающей организацией понимается увеличение извлекаемых запасов нефти на месторождении, учтенных государственным балансом, или повышение утвержденного коэффициента извлечения нефти на месторождении (залежи, пласте), или повышение производственной мощности предприятия.

- под производственной мощностью обычно понимается максимально возможный уровень выпуска продукции за единицу времени при наиболее полном и рациональном использовании основных производственных и оборотных фондов, а также финансовых ресурсов. То есть увеличение производственных мощностей означает превышение уровня максимально возможного выпуска продукции, заданного при проектировании предприятия, разработке технико-экономического обоснования его деятельности. С данным положением Инспекция также согласна.

- при рассмотрении конкретных скважин в заключении эксперты приходят к выводу, что проведение работ по ЗБС не было связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей. При этом, эксперты исходят из того, что увеличение дебита по нефти из скважин, на которых были выполнены работы по ЗБС, не привели к достижению заданных проектом разработки месторождения уровней добычи нефти.

По мнению суда апелляционной инстанции, указанные выводы не могут служить основанием для отмены обжалуемого решения суда первой инстанции по следующим основаниям.

Исходя из приведенного в пункте 2.3 заключения определения максимальная мощность достигается при полном и рациональном использовании основных фондов. Что же касается нефтедобычи, то для данной сферы производства, как отмечается пункте 3.7 постановления Госстроя РФ от 05.03.2004 N 15/1 "Об утверждении и введении в действие Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации", характерно проведение мероприятий, связанных с постоянным возобновлением выбывающих в процессе производственной деятельности основных фондов (поддержание мощности). Таким образом, даже при самой идеальной и безаварийной эксплуатации только существующих основных фондов мощность предприятия будет падать. Для ее поддержания необходимо постоянное проведение работ по поддержанию мощности, в том числе бурение новых и реконструкция старых скважин.

При определении нормативной производственной мощности предполагается, что предприятие сначала проектируется, а затем строится, соответственно еще до постройки предприятия определяются планируемые технико-экономические показатели. Если в дальнейшем на предприятии производится реконструкция, то планируемые показатели после реконструкции сравниваются с первоначальными при планировании. Что же касается нефтедобычи, то изменения в проектную документацию вносятся регулярно в течение всего периода разработки месторождения. При этом, эксперты анализировали проектные показатели мощности месторождения, рассчитанные и уточненные значительно позднее начала разработки месторождения. Кроме того, проектная документация месторождения изначально предполагает постоянное совершенствование методов добычи, бурение новых скважин и реконструкцию старых.

Из заключения экспертизы не видно, каким образом были учтены указанные выше особенности нефтедобывающего производства.

Кроме того, положения пункта 2 статьи 257 Кодекса предполагают установление взаимосвязи между конкретными работами по реконструкции и повышением технико-экономических показателей. Анализ изменения мощности предприятия в целом не позволяется данную связь установить, так как на него оказывает влияние множество иных факторов. В этой связи является обоснованным вывод эксперта В.И. Баллабы, изложенный в особом мнении: "На самом деле, восстановление работоспособности скважин напрямую связано с совершенствованием (улучшением) производства и повышением его технико-экономических показателей. Основная цель производства - получение прибыли путем реализации продукции и услуг. Поэтому все промысловые работы, направленные на увеличение прибыли предприятия, являются совершенствованием (улучшением) производства. Например, если не восстанавливать работоспособность скважин, то добыча нефти будет падать, производство будет деградировать, а его прибыльность будет снижаться. Ремонт и реконструкция скважин по определению направлены не на ухудшение, а на улучшение производства. Даже элементарная покраска оборудования направлена на совершенствование производства и повышение его технико-экономических показателей, поскольку ее результатом является замедление коррозии оборудования; следовательно, продлевается его межремонтный период и снижаются затраты на ремонт, снижается риск непроизводительных простоев и т.д. и т.п. Что касается технико-экономических показателей, то это индикаторы, характеризующие степень совершенства производства: у более совершенного производства технико-экономические показатели выше, у менее совершенного - ниже. При этом степень совершенства производства можно охарактеризовать не только технико-экономическими, но и, например, финансово-экономическими показателями."

В отличие от выводов, изложенных в экспертном заключении, приведенное мнение эксперта В.И. Баллабы не противоречит упомянутой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10.

В ответе на вопрос N 5 в заключении указывается, что критерием, по которому в отраслевых нормативных актах производится разграничение между ремонтом (капитальным) и реконструкцией нефтяных скважин, является наличие или отсутствие существенного изменения конструкции скважины, под которым понимается полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств, и изменения назначения скважины (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.). В.И. Баллаба в особом мнении указывает, что, по его мнению, ведомственные нормативные документы непригодны для разрешения вопроса о соотношении понятий капитального ремонта и реконструкции скважин. Для ведомственного нормотворчества характерен не системный, а узкий подход к разрешаемой проблеме, не объективное, а соответствующее потребностям ведомства решение проблемы. Аналогичный вывод содержится в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10.

При этом суд апелляционной инстанции исходит из того, что при составлении вопросов для экспертизы стороны не могли учесть упомянутые выводы ВАС РФ, содержащиеся в постановлении от 01.02.2011 N 11495/10. При этом Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации сформировал толкование пункта 2 статьи 257 Кодекса, основывающееся на специфике нефтедобывающей отрасли. В силу этого, экспертное заключение не содержит ответов на многие существенные для рассмотрения настоящего дела вопросы.

Что касается соответствия спорных работ по ЗБС критериям, установленным Президиумом Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10, то суд апелляционной инстанции приходит к следующим выводам.

В названном Постановлении Президиум ВАС РФ указал, что забуривание новых (боковых) стволов производится в случаях ликвидации сложных аварий, возникших в процессе эксплуатации скважин или при проведении ремонтных работ; вскрытия дополнительных продуктивных мощностей из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин; восстановления бездействующего фонда скважин, в том числе законсервированных или ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья. Таким образом, ЗБС, проведенные на технически неисправных и аварийных скважинах при нормальной работе пласта являются ремонтом. ЗБС, проведенные в следствие естественного истощения и обводнения пласта, являются реконструкцией. При анализе спорных скважин суд апелляционной инстанции исходил из следующего.

Уменьшение дебита скважины и увеличение обводненности в скважине, экспулуатируемой значительный срок (исходя из постановления Правительства РФ от 01.01.2002 N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы" предполагаемый срок эксплуатации скважины от 10 до 15 лет) свидетельствует о проведении реконструкции, если нет сведений о том, что причиной проведения работ были техническая неисправность, или авария. Также реконструкцией является ЗБС на скважинах изначально низкопродуктивный, если нет сведений о технических неисправностях.

Как указано Постановлении ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10 капитальный ремонт в виде ЗБС проводится в случае, если применение методов ремонтно-изоляционных работ (РИР) (отключение обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца на обсадной колонне) технически невозможно. Работы по проведению ЗБС значительно более дорогостоящие чем РИР. Следовательно, можно сделать вывод, что если РИР не проводились и нет оснований считать, что их проведение невозможно, основной причиной проведения ЗБС является не техническая неисправность, а истощение пласта.

Исходя из пункта 8.1. РД 153-39.0-110-01 "Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденного приказом Минэнерго России от 05.02.2009 N 29, к методам повышения нефтеотдачи относится, в том числе, вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки. Таким образом, к реконструкции относится как переход на новый пласт, так и разработка дополнительных мощностей текущего пласта.

В соответствии Федеральным законом от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (далее - Закон 116-ФЗ) скважина является опасным производственным объектом. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана вести учет аварий и инцидентов на нем и представлять в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности или в его территориальный орган информацию о количестве аварий и инцидентов, причинах их возникновения и принятых мерах (пункт 1 статьи 9 Закона 116-ФЗ). Должностные лица федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности, при исполнении своих должностных обязанностей имеют право осуществлять проверку правильности проведения технических расследований инцидентов на опасных производственных объектах, а также проверку достаточности мер, принимаемых по результатам таких расследований. (пункт 4 статьи 16 Закона 116-ФЗ). В положение о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах, утвержденном постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.1999 N 40 установлен порядок расследования причин аварий и инцидентов. В обоих случаях предусмотрено составление акта расследования с полной информацией об аварии или инциденте (пункт 3.1 и 5.4). Соответственно, надлежащим доказательством повреждения скважины в результате как аварии, так и любого инцидента может быть только указанный акт.

Общество ссылается, в том числе, на протоколы геолого-технического совещания, в которых указывается, что буровые работы проводятся по причине технической неисправности эксплуатационной скважины. По мнению суда апелляционной инстанции, данные проколы не могут подтверждать характер работ по следующим основаниям.

Суд первой инстанции, оценивая указанные выше протоколы, пришел к выводу, что данные документы не соответствуют регламенту Общества об организации работ по зарезке вторых стволов из ранее пробуренных скважин, в соответствии с пунктом 2 которого решения о включении скважины-кандидата в план бурения вторыми стволами утверждаются генеральным директором. В протоколах не содержится информации о том, как и на основании каких документов были сделаны выводы о технической неисправности скважин, отсутствует описание конкретных дефектов или аварий. Содержание протоколов вступает в противоречие с содержанием наряд-заказов, где указаны иные фактические обстоятельства (так в наряд-заказе на работы на скважине N 231 Спорышевского месторождения указано, что геофизические исследования до работ по ЗБС на скважине не производились, аварии отсутствуют, эксплуатационная колонна (ЭК) герметична). При этом, наряд-заказы, являясь составной частью программы буровых работы, имеют большее доказательственное значение, так как протоколы подписаны только сотрудниками Налогоплательщика, а программы буровых работ также представителями подрядчика, осуществляющего бурение. В случае, если работы связаны с углубление скважины на новый пласт, ЗБС в любом случае являются реконструкцией, так как в случае технической неисправности скважине при работающем пласте, достаточно забурить второй ствол рядом с первым. Переход на новый пласт свидетельствует о том, что основная причина работ не устранение неисправности, либо последствий аварии, а истощение текущего пласта. Не могут быть причиной ЗБС неисправности, выявленные после принятия решения о проведении ЗБС. Исходя из позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10 работы на скважинах, продолжительное время находящихся в бездействии, являются реконструкцией в любом случае. При это Президиум ВАС РФ указал, что на налогоплательщика возложена обязанность по наблюдению за режимом скважины посредством контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей индивидуальный замер жидкости, газа и обводненности. При обводненности добывающей скважины помимо упомянутого контроля проводятся геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания. Соответственно, отсутствие информации об исследованиях, технических неисправностях и авариях однозначно свидетельствует о том, что причины ЗБС носят естественный характер. С учетом изложенного суд апелляционной инстанции и приходит к выводу о том, что выводы суда первой инстанции в указанной части соответствуют правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенной в Постановлении от 01.02.2011 N 11495/10 и не опровергаются результатами экспертизы.

Что касается правильности расчета налоговым органом суммы доначисления налога на прибыль, суд апелляционной инстанции приходит к следующим выводам.

Согласно пункту 1.1 статьи 259 Кодекса (в редакции, действовавшей в период спорных правоотношений) включение в расходы амортизационной премии является правом налогоплательщика. При этом Налогоплательщику предлагается возможность самостоятельно выбрать размер премии в пределах 10 %. Соответственно, отсутствие в расходах суммы амортизационной премии не свидетельствует о наличии ошибки в налоговом учете. Инспекция не может самостоятельно реализовать право налогоплательщика и принудительно скорректировать сумму расхода. В данном случае заявитель ни в ходе проверки ни при представлении возражений не изъявил желания реализовать свое право и не представил соответствующих расчетов. Соответственно, Инспекция правомерно произвела расчет доначисленного налога без учета амортизационной премии. В силу пункта 1 статьи 258 Кодекса налогоплательщик вправе увеличить срок полезного использования объекта основных средств после даты ввода его в эксплуатацию в случае, если после реконструкции, модернизации или технического перевооружения такого объекта произошло увеличение срока его полезного использования. Соответственно, Инспекция самостоятельно не вправе пересчитать амортизацию, так как право выбора представлено налогоплательщику. Однако налогоплательщик не представил соответствующих расчетов, в связи с чем Инспекцией правомерно произведен расчет доначисленного налога без учета сумм предполагаемой амортизации и без учета полностью самортизированных объектов.

Что касается правомерности доначисления налога на имущество, то суд апелляционной инстанции исходит из следующего.

В соответствии с пунктом 1 статьи 375 Кодекса налоговая база по налогу на имущество определяется как среднегодовая стоимость имущества, признаваемого объектом налогообложения. При определении налоговой базы имущество, признаваемое объектом налогообложения, учитывается по его остаточной стоимости, сформированной в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета, утвержденным в учетной политике организации. В соответствии с пунктом 14 ПБУ 6/01 Учет основных средств, утвержденным Приказом Минфина РФ от 30.03.2001 N 26н, стоимость основных средств, в которой они приняты к бухгалтерскому учету, не подлежит изменению, кроме случаев, установленных законодательством Российской Федерации и Положением. Изменение первоначальной стоимости основных средств, в которой они приняты к бухгалтерскому учету, допускается в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, частичной ликвидации и переоценки объектов основных средств. В соответствии с пунктом 27 ПБУ 6/01 затраты на восстановление объекта основных средств отражаются в бухгалтерском учете отчетного периода, к которому они относятся. При этом затраты на модернизацию и реконструкцию объекта основных средств после их окончания увеличивают первоначальную стоимость такого объекта, если в результате модернизации и реконструкции улучшаются (повышаются) первоначально принятые нормативные показатели функционирования (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.) объекта основных средств.

В данном случае по большинству спорных скважин показатели дебита после ЗБС выше, чем в первое время работы после бурения. При этом, Налогоплательщиком не представлено каких-либо доказательств того, что фактический дебит скважин не соответствовал нормативному. Для нефтяной скважины естественным является уменьшение добычи через определенное время после ввода в эксплуатацию. Соответственно, низкий дебит скважины при истощении пласта является предполагаемым (нормативным). Практически по всем скважинам дебит после ЗБС выше, чем дебит перед ЗБС. Зарезка горизонтального ствола является прогрессивной передовой технологией. Так, в проекте разработки Спорышевского месторождения (пункт 6) указано, что основные изменения в системе разработки связаны, в первую очередь, с применением новых технологий заканчивания скважин. Так, в зонах нерентабельной эксплуатации вертикальных скважин успешно выполняется программа горизонтального бурения, включающая в себя зарезку доковых горизонтальных стволов из существующих низкодебитных скважин, а также бурение новых горизонтальных скважин с длинной горизонтального участка до 1000 м.". В проекте разработки Сугмутского месторождения (пункт 6.5) указывается: "Параметры эксплуатации скважин после зарезки второго ствола показали значительную технологическую эффективность. Так, при вскрытии горизонтальным стволом практически таких же нефтенасыщенных толщин, дебиты по нефти в первый месяц эксплуатации составляли от 14.,0 т/сут (СКВ. N 1803) до 180.1 т/сут (СКВ. N1764). Кратность увеличения дебита по нефти в первый месяц эксплуатации составила в среднем 3.1. Во всех скважинах обводненность была ниже, чем до проведения работ. Таким образом, нормативные показатели горизонтальной скважины априори выше показателей аналогичной вертикальной скважины.

В упомянутом Постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 01.02.2011 N 11495/10 также рассматривался, в том числе, и вопрос правомерности доначисления налога на имущество. Каких-либо особых выводов относительно налога на имущество Президиумом сделано не было. Следовательно, критерии классификации работ по ЗБС для целей обложения налогом на имущество те же, что и для налога на прибыль.

Относительно корректировки налоговой базы по налогу на прибыль на сумму доначисленного налога на имущество, то суд апелляционной инстанции также соглашается с выводами налогового органа в указанной части по следующим основаниям.

В пункте 8 статьи 101 Кодекса установлен перечень вопросов, подлежащих отражению в решении, выносимом по результатам проверки. В частности, в решении о привлечении к ответственности указываются 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 НК РФ, предусматривающих данные правонарушения, и применяемые меры ответственности, размер выявленной недоимки и соответствующих пеней, а также подлежащий уплате штраф. Указание в решении сумм налогов, подлежащих включению в расходы, Кодексом не предусмотрено. В свою очередь налоговый орган не вправе произвести пересчет без волеизъявления налогоплательщика. Ни в ходе проведения проверки, ни в ходе представления возражений Налогоплательщик произвести перерасчет не просил. В силу пункта 1 статьи 81 Кодекса налогоплательщик вправе подать уточненную декларацию по налогу на прибыль и отразить в ней суммы доначисленных налогов в качестве расходов. Соответственно, права Налогоплательщика не нарушаются.

Что касается довода заявителя о наличии на момент вынесения оспариваемого решения у него переплаты по налогам, то суд апелляционной инстанции исходит из следующего.

Инспекцией по спорным эпизодам доначислен налог на прибыль организаций в сумме 90 105 911 руб. за 2005 год и в сумме 76 604 110 руб. за 2006 год, а также налог на имущество организаций в сумме 3 689 960 руб. за 2005 год и 11 434 232 руб. за 2006 год. По данным актов совместной сверки расчетов с ОАО "Газпромнефть-ННГ" по налогу на прибыль, поступающему в федеральный бюджет и бюджет субъекта Российской Федерации, ОКАТО 71178000000, сальдо на конец периода составило:

Налог на прибыль, поступающий в Федеральный бюджет		Налог на прибыль, поступающий в бюджет субъекта Российской Федерации
Акты сверки N 6389, 6390 от 10.04.2006 по состоянию на 31.03.2006 г..	Задолженность - 11 879 564 руб.		Переплата 236 986 937 руб.
Акты сверки N 2936, 2197 от 10.04.2007 по состоянию на 01.04.07 и 31.03.07	Переплата 163 279 910 руб.		Задолженность - 109 670 829 руб.
Акт сверки N 447, по состоянию на 01.10.2008	Переплата 8 399 988 руб.		Переплата 16 155 989 руб.

По состоянию на 17.10.2008 г.. (день вынесения решения о привлечении к налоговой ответственности) сальдо по налогу на прибыль не изменилось и составило 8 399 988 руб. по налогу на прибыль, поступающему в федеральный бюджет и 16 155 989 руб. по налогу на прибыль, поступающему в бюджет субъекта Российской Федерации. Таким образом, у Налогоплательщика отсутствует переплата, превышающая размер недоимки на момент возникновения обязанности по уплате налога и на момент вынесения решения о привлечении к ответственности. Вместе с тем имеющаяся переплата учтена налоговым органом при привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности в соответствии с пунктом 42 Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 28.02.2001 N 5 "О некоторых вопросах применения части первой Налогового кодекса Российской Федерации", а также при расчете пени в соответствии со статьей 75 Кодекса. Кроме того, в соответствии с пунктом 1 статьи 3 Закона ЯНАО от 27.11.2003 N 56-ЗАО "О налоге на имущество организаций" налог, подлежащий уплате по истечении налогового периода, уплачивается не позднее срока, установленного Налоговым кодексом Российской Федерации для подачи налоговой декларации за соответствующий налоговый период по данному налогу, то есть до 30 марта 2006 г. за 2005 год и до 30 марта 2007 года за 2006 год. Переплата в сумме 42 142 040 руб., указанная по ОКАТО 71174000000 по налогу на имущество организаций в акте сверки N 1304 от 19 мая 2006 по состоянию на 1 апреля 2006 года, образовалась в результате технической ошибки - не своевременного отражения в карточке расчетов с бюджетом данных налоговой декларации по налогу на имущество за 2005 г. Указанная декларация, составлена налогоплательщиком 27.03.2006 г.., отражена в КРСБ 17.04.2006 г. Сумма налога к уплате по данным декларации - 42 142 039 руб. Сумма налога на имущество за 2005 год, уплаченная Налогоплательщиком платежным поручением N 970 от 29.03.2006 г.. - 42 142 039 руб. Реальная переплата по состоянию на 30.03.2006 г.. составила 0.99 руб. По данным карточек расчетов с бюджетом переплата по налогу на имущество составила:

на 30.03.2006 г.. - 0.99 рублей,

на 30.03.2007 г.. - 3609.99 рублей.

В период с 01.05.2006 г.. по 26.03.2007 г..; с 18.06.2007 г.. по 28.07.2007 г..; с 12.08.2007 г.. по 27.10.2007 г..; с 29.10.2007 по 28.04.2008 г..; с 09.06.2008 г.. по 17.10.2008 г.. переплата отсутствовала. Таким образом, ни по срокам уплаты, ни на дату вынесения решения о привлечении к ответственности по данным КРСБ переплаты нет, следовательно, с учетом позиции ВАС РФ, изложенной в пункте 42 Постановления Пленума ВАС РФ от 28.02.2001 N 5 "О некоторых вопросах применения части первой Налогового кодекса Российской Федерации", Налогоплательщик не может быть освобожден от ответственности, предусмотренной ст.122 НК РФ за неуплату налога на имущество. Наличие переплаты, подтвержденной актами сверки расчетов, по состоянию на отдельные даты учтены при исчислении пени в соответствии со статьей 75 Кодекса.

Судом первой инстанции исследованы обстоятельства, имеющие значение по данному делу, дана надлежащая правовая оценка доводам заявителя и имеющимся в деле доказательствам. У суда апелляционной инстанции отсутствуют основания для отмены решения суда первой инстанции и удовлетворения апелляционной жалобы Открытого акционерного общества "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз".

Госпошлина по апелляционной жалобе подлежит распределению в соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации. С учетом изложенного и руководствуясь статьями 110, 266, 268, 269 и 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 09.02.2010 по делу N А40-74739/08-127-372 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий:

Р.Г. Нагаев

Судьи

Н.О. Окулова С.Н. Крекотнев