Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 16 июня 2011 г. N 09АП-28691/10

Город Москва

16 июня 2011 г.

Дело N А40-61104/10-116-271

Резолютивная часть постановления объявлена 08 июня 2011 года.

Полный текст постановления изготовлен 16 июня 2011 года

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 апелляционные жалобы

ОАО АНК "Башнефть" и МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 28.09.2010

по делу N А40-61104/10-116-271, принятое судьей А.П. Терехиной

по заявлению ОАО АНК "Башнефть" (ОГРН 1020202555240; 450008, Респ. Башкортостан, Уфимский р-н, г. Уфа, д. 30)

к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН 1047702057765; 129223, г. Москва, пр-кт Мира, д. 194)

о признании недействительным решения в части

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Васина М.Н. по дов. N ДОВ/С/8/14/11 от 08.12.2010, Шаповалова А.С. по дов. N ДОВ/С/8/11/11 от 08.12.2010;

от заинтересованного лица - Водовозова А.А. по дов. N 231 от 23.09.2010, Грибкова И.С. по дов. N 37 от 05.03.2011, Чекалиной О.В. по дов. N 203 от 18.08.2010.

УСТАНОВИЛ:

ОАО АНК "Башнефть" (далее - общество, заявитель, налогоплательщик) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - инспекция, заинтересованное лицо, налоговый орган) о признании недействительным решения от 30.12.2009 г. N 52-21-14/3712р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налогов, пени, штрафов в общей сумме 143 778 284,67 руб., в том числе: налога на прибыль в сумме 27 559 637 руб., пени - 607 052,67 руб. и штрафов - 5 326 607 руб.; НДС в сумме 88 889 031 руб., пени - 56 296 руб. и штрафов - 17 777 806 руб.; налога на имущество организаций в сумме 2 753 422 руб., пени - 25 749 руб. и штрафов - 550 684 руб. по пунктам 1.1., 1.3, 2.1, 3.1. Решением суда от 28.09.2010 заявленные требования удовлетворены в части признания недействительным решения N 52-21-14/3712р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части выводов по п.1.1 решения, доначисления по данному эпизоду налога на прибыль, пени и сумм штрафа. В удовлетворении остальной части требований отказано. Не согласившись с принятым решением, заявитель и заинтересованное лицо обратились с апелляционными жалобами, в которых заявитель просит решение суда в части отказа в удовлетворении заявленных требований отменить, принять по делу новый судебный акт об удовлетворении требований в полном объеме, а заинтересованное лицо просит отменить решение в части удовлетворенных требований. Заявитель представил отзыв и письменные пояснения на апелляционную жалобу инспекции, в которых, не соглашаясь с доводами жалобы, просит оставить решение суда в части удовлетворенных требований без изменения, а апелляционную жалобу инспекции - без удовлетворения. Заинтересованное лицо представило отзыв и письменные пояснения на апелляционную жалобу общества, в которых, не соглашаясь с доводами жалобы, просит оставить решение суда в части отказа в удовлетворении заявленных требований без изменения, а апелляционную жалобу общества - без удовлетворения.

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

Изучив представленные в дело доказательства, заслушав представителей сторон, рассмотрев доводы апелляционных жалоб, отзывов, письменных пояснений, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционных жалоб, исходя из следующего.

Как следует из материалов дела, по результатам проведения выездной налоговой проверки налогоплательщика по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты налогов за период с 01.01.2007 г.. по 31.12.2008 г.. инспекцией составлен акт от 30.11.2009 г. N 52-21-14/3222А и вынесено решение N 52-21-14/3712р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, согласно которому обществу доначислена сумма налогов (налог на прибыль, НДС, налог на имущество за 2007 г.., 2008 г..) в общей сумме 119 206 595 руб., начислены пени в размере 921 196 руб., штрафные санкции в размере 23 655 998 руб. Указанное решение инспекции было обжаловано налогоплательщиком в апелляционном порядке путем подачи апелляционной жалобы в ФНС России в соответствии со ст. 101.2 НК РФ. Решением ФНС России от 30.03.2010 г.. N 9-1-08/0293@ решение инспекции было оставлено без изменения, а апелляционная жалоба без удовлетворения. Арбитражный апелляционный суд, исследовав и оценив представленные в дело доказательства в их совокупности и взаимной связи, считает, что судом первой инстанции полно и всесторонне установлены обстоятельства по делу и им дана надлежащая правовая оценка.

Апелляционная жалоба МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1.

По п. 1.1. решения инспекции.

Налоговый орган в апелляционной жалобе указывает на то, что судом первой инстанции не учтено, что особенности определения расходов, признаваемых для целей налогообложения, для отдельных категорий налогоплательщиков либо расходов, произведенных в связи с особыми обстоятельствами, устанавливаются отдельными положениями главы 25 НК РФ. Между тем, в соответствии с п. 3 ст. 252 НК РФ, особенности определения расходов, признаваемых для целей налогообложения, для отдельных категорий налогоплательщиков либо расходов, произведенных в связи с особыми обстоятельствами, устанавливаются положениями главы 25 НК РФ "Налог на прибыль организаций". Соответствующими статьями гл. 25 НК РФ установлены особенности определения расходов, понесенных в связи с получением следующих доходов: доходов, полученных от долевого участия в других организациях (ст. 275); доходов, полученных участниками договора доверительного управления имуществом (ст. 276); доходов, полученных при передаче имущества в уставный (складочный) капитал (фонд, имущество фонда) (ст. 277); доходов, полученных участниками договора простого товарищества (ст. 278); доходов, полученных при уступке (переуступке) права требования (ст. 279); доходов, полученных по операциям с ценными бумагами (ст. 280); доходов, полученных по операциям с государственными и муниципальными ценными бумагами (ст. 281); доходов, полученных по сделкам РЕПО с ценными бумагами (ст. 282); доходов, полученных по операциям с финансовыми инструментами срочных сделок (ст. ст. 301 - 305). Таким образом, особенностей определения расходов в отношении сумм налогов и сборов, таможенных пошлин и сборов не установлено, а довод налогового органа является необоснованным.

Налоговый орган в апелляционной жалобе ссылается на то, что Конституционным и Высшим Арбитражным судом установлено, что положения п.1 ст.357 Таможенного кодекса, определяющие необходимость уплаты таможенных сборов при таможенном оформлении не предписывают уплачивать суммы таможенных сборов дважды (при подаче временной и полной таможенной декларации) соответственно обязанность по повторной уплате таможенного сбора не может быть распространена на случаи подачи таможенной декларации при периодическом временном декларировании и положения п. 7 постановления Правительства РФ N 863 от 28.12.2004 г. к отношениям по уплате обществом таможенному органу таможенных сборов при подаче полной таможенной декларации применены быть не могут.

Однако в соответствии со ст. 138 Таможенного кодекса РФ при вывозе из Российской Федерации товаров, в отношении которых не могут быть представлены точные сведения, необходимые для таможенного оформления, допускается их периодическое временное декларирование путем подачи временной таможенной декларации. После убытия товаров с таможенной территории Российской Федерации декларант обязан подать полную и надлежащим образом заполненную таможенную декларацию на все вывезенные товары. Согласно п.2 ст. 132 Таможенного кодекса РФ, неотъемлемым условием принятия таможенной декларации таможенным органом является совершение в отношении декларируемых товаров действий, которые в соответствии с Таможенным кодексом РФ должны совершаться до подачи или одновременно с подачей таможенной декларации. Как установлено ст.357.7 Таможенного кодекса РФ, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются при декларировании товаров. Статья 357.6 Таможенного кодекса РФ определяет, что таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены до подачи таможенной декларации или одновременно с подачей таможенной декларации. Данная норма не содержит разграничений и в равной мере применяется ко всем видам таможенных деклараций независимо от используемой процедуры таможенного оформления. При периодическом временном декларировании таможенным органом производится двукратное принятие таможенных деклараций и двукратно, в полном объеме, совершаются все действия по таможенному оформлению товаров, предусмотренные таможенным законодательством. Подача временной и полной таможенных деклараций представляет собой не единый порядок декларирования товаров, а единый порядок их таможенного оформления, в рамках которого имеют место два самостоятельных факта декларирования.

В соответствии со ст. 357.10 Таможенного кодекса РФ ставки таможенных сборов за таможенное оформление устанавливаются Правительством РФ. В настоящее время данные ставки установлены Постановлением Правительства РФ от 28.12.2004 N 863 "О ставках таможенных сборов за таможенное оформление товаров" (в редакции постановления Правительства РФ от 10.03.2009 N 220), в соответствии с которым при таможенном оформлении товаров, в отношении которых применяются периодическое временное декларирование, таможенные сборы за таможенное оформление уплачиваются по ставкам, установленным данным постановлением, при подаче как временной таможенной декларации, так и полной таможенной декларации. При этом вопрос о несоответствии положений постановления Правительства РФ от 28.12.2004 N 863, в части дополнений, внесенных постановлением Правительства РФ от 10.03.2009 N 220, положениям Определения КС РФ от 07.11.2008 N 631-0-0, равно как и о делегировании Правительству РФ полномочий по установлению порядка уплаты таможенных сборов, налоговым органом не ставился.

Общество уплатило начисленные таможенными органами в фискальном порядке таможенные сборы как при временном, так и при полном таможенном декларировании, которые в силу статьи 11 Таможенного кодекса РФ и действующего законодательства РФ должны признаваться обязательными, расходы по уплате таможенных сборов должны признаваться документально подтвержденными и обоснованными расходами налогоплательщика, уменьшающими налоговые доходы в соответствии со статьями 247, 252, 264 НК РФ. Сборы уплачивались в целях таможенного оформления поставки товаров на экспорт, то есть для осуществления деятельности, направленной на получение дохода. Уплаченные сборы учтены таможенным органом при осуществлении таможенного оформления. Инспекцией не доказано, что данные таможенные сборы числятся в качестве переплаты. И, соответственно, без уплаты таких сборов, таможенное оформление поставки на экспорт таможенным органом не производилось бы, что повлекло бы нарушение компанией условий контрактов и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов.

Апелляционная жалоба ОАО АНК "Башнефть".

По п. 1.3. решения инспекции.

Как установлено судом первой инстанции в нарушение пункта 2 статьи 257 НК РФ обществом в состав расходов, учитываемых в целях налогообложения прибыли, неправомерно включены расходы, по работам по зарезке боковых стволов скважин в сумме 108 331 820 руб. В проверяемом периоде обществом осуществлялись работы по зарезке вторых (боковых) стволов. Также в этом же периоде для ОАО "АНК "Башнефть" были выполнены работы по зарезке боковых стволов нефтяных скважин согласно следующих договоров: БНФ/у/8/697/07/БУР от 11.12.2006 г.., заключенный с ООО "Уфимское УБР"; БНФ/у/8/1063/07/БУР от 12.07.2007 г.., заключенный с ООО "Уфимское УБР"; БНФ/у/8/137/07/БУР от 26.12.2006 г.., заключенный с ООО "Нефтекамское УБР" Согласно положениям международного стандарта (FAS 19) учета затрат, бурение боковых стволов скважин является разновидностью буровых работ.

Довод заявителя о неправомерности ссылки суда первой инстанции на положения международного стандарта отклоняется, поскольку указанные положения, подтверждают правильность выводов налогового органа, основанную, в первую очередь, на соответствующих положениях законодательства Российской Федерации.

Довод налогоплательщика, со ссылкой на реестр по скважинам, приложенным к письменным пояснениям от 17.09.2010 г., о том, что в результате работ по зарезке боковых стволов, производительность скважины восстановлена в пределах уровня, существовавшего при вводе скважины в эксплуатацию после ее строительства, отклоняется в связи со следующим.

Согласно пункту 6 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" ПБУ 6/01, утвержденному Приказом Минфина РФ от 30.03.2001 г.. N 26н, единицей бухгалтерского учета основных средств является инвентарный объект. Инвентарным объектом основных средств признается объект со всеми приспособлениями и принадлежностями или отдельный конструктивно обособленный предмет, предназначенный для выполнения определенных самостоятельных функций, или же обособленный комплекс конструктивно сочлененных предметов, представляющих собой единое целое и предназначенный для выполнения определенной работы. Комплекс конструктивно сочлененных предметов - это один или несколько предметов одного или разного назначения, имеющие общие приспособления и принадлежности, общее управление, смонтированные на одном фундаменте, в результате чего каждый входящий в комплекс предмет может выполнять свои функции только в составе комплекса, а не самостоятельно.

Нефтяная скважина представляет собой комплекс конструктивно сочлененных предметов:

Обсадные трубы, которые в зависимости от диаметра и глубины спуска в скважину делятся на: направление; кондуктор; эксплуатационную колонну.

Оборудование забоя скважин: открытый забой; забой, перекрытый хвостовиком эксплуатационной колонны; забой, оборудованный фильтром; перфорированный забой.

Оборудование ствола скважин - способ эксплуатации скважин: фонтанные скважины; газлифтные скважины; штанговые насосные скважины; скважины, эксплуатируемые погружными электроцентробежными насосами.

Нефтяная скважина состоит из следующего: направление (Начальный участок скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи с этим бурят колодец до глубины залегания устойчивых пород и спускают обсадную трубу, а пространство между трубой и стенками колодца заполняют цементом.); кондуктор (Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 метров куда спускают обсадную трубу меньшего диаметра чем направление. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы.); эксплуатационная колонна (Последний участок скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефтесодержащей жидкости от забоя скважины к устью скважины. Также в ней располагаются насосно-компрессорные трубы. Оборудование забоя скважины предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта.); перфорированный забой (При его сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, в скважину опускают эксплуатационную колонну, цементируют ее и после этого производят перфорацию (создание отверстий, через которые нефтесодержащая жидкость поступает в забой) эксплуатационной колонны и цементного камня за ней на участке, расположенного напротив продуктивного пласта.).

Указанные приспособления предназначены выполнять свои функции в составе объекта основного средства - нефтяной скважины.

В нарушение пункта 2 статьи 257, пункта 5 статьи 270 НК РФ общество единовременно и в полном объеме включило в состав прочих расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль, затраты на реконструкцию основных средств методом зарезки боковых стволов скважин по указанным договорам.

Пунктом 5 статьи 270 НК РФ установлено, что 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 НК РФ 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.

В рамках выездной налоговой проверки было установлено наличие обстоятельств, свидетельствующих о том, что проведенные в интересах общества работы являются работами по реконструкции эксплуатационных добывающих скважин исходя из следующих признаков.

По всем указанным в решении инспекции 15 добывающим скважинам произошло существенное увеличение дебита скважины.

В соответствии с "Положением о раздельном учете добычи нефти из введенных в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях", утвержденным Минтопэнерго РФ 10.12.1999 N К-10439 и Минэкономики РФ 01.12.1999, установлено, что учет нефти осуществляется на основании замеров дебитов скважин по жидкости с помощью групповых замерных установок, массоизмерительных установок или иными методами и способами, оговоренными в лицензии на пользование недрами, с учетом обводненности продукции скважин и отработанного скважинами времени. По каждой скважине в месячном эксплуатационном рапорте должна содержаться информация о ее принадлежности к месторождению (лицензионному участку) и объекту эксплуатации, способе эксплуатации, дебите нефти, обводненности продукции, отработанном времени и добыче нефти в отчетном месяце и с начала года.

Нормативные правовые акты прямо устанавливают дебит как технико-экономический показатель скажины:

"Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденные приказом Министерства природных ресурсов от 21.03.2007 N 61 ("В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчетных вариантов разработки месторождения. Расчетные варианты различаются, в том числе, набором и объемами методов повышения отдачи пластов и интенсификации дебитов скважин");

"Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД 08-492-02", утвержденная постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22 (в соответствии с пунктом 2.1.1. к скважинам, выполнившим свое назначение, относятся, в том числе, те, которые достигли нижнего предела дебитов, установленных проектом, технологической схемой разработки или инструкцией по обоснованию нижнего предела рентабельности эксплуатационных скважин; в пункте 2.3.3 указано, что дебит является одной из основных величин, характеризующих эксплуатацию скважины);

"Инструкция по заполнению форм федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин" (форма N 1-ТЭК (нефть)), утвержденная постановлением Государственного комитета РФ по статистике от 29.05.1996 N 44 ("объем извлеченной из скважин жидкости за отчетный период по каждому способу эксплуатации и по каждой категории скважин определяется исходя из данных суточных замеров дебитов эксплуатируемых скважин");

ГОСТ Р 8.615-2005 - "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования", (в подпункте 3.2 пункта 3 "Термины и определения" установлено, что дебит скважины - количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток);

"Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденные Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV (технологический режим скважин, являющийся совокупностью основных параметров ее работы, характеризуется, в том числе, пластовым, забойным и устьевым давлениями, дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором.

Приказ МПР РФ от 01.12.2003 N 1049 "О мерах по повышению эффективности контроля за рациональным недропользованием" (утвержден перечень показателей для инвентаризации фонда эксплуатационных скважин, в том числе, показатель N 50 раздела "Состояние эксплуатации" - текущий дебит нефти);

"Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-110-01", утвержденные приказом Минэнерго РФ от 05.02.2002 N 29 (пунктом 5.2.1. установлено, что при анализе разработки технологические показатели по отбору нефти, - природного и попутного газа, конденсата и воды (включая дебиты скважин) и закачке вытесняющего агента (воды, газа) приводятся, в том числе, по объектам подсчета запасов);

Приказ Федеральной службы государственной статистики от 23.09.2008 N 235 (утверждены "Формы федерального статистического наблюдения за деятельностью предприятий на 2009 год". В разделе 1 "Добыча нефти" сведений об эксплуатации нефтяных скважин в графе N 4 согласно данным Формам указывается средний дебит на отработанный скважино-месяц в тоннах).

В соответствии с пунктом 22 Инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин (форма N 1-ТЭК (нефть)) средний дебит на отработанный скважино-месяц за отчетный период рассчитывается путем деления суммарной добычи нефти в тоннах на число скважино-месяцев, отработанных по соответствующей группе скважин, и показывается с одним десятичным знаком.

Согласно пункту 5.5. приведенных заявителем "Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения N 6-гр (нефть, газ, компоненты)" в разделе 5.2.3 формы N 6-гр указывается общий дебит нефти по месторождению, то есть среднее значение дебита по всем скважинам в разрезе пласта.

Таким образом, дебит нефти указывается в среднем значении по всему месторождению в разрезе объектов эксплуатации (пластов), но при этом всегда является показателем именно скважины.

Пунктом 2 статьи 257 НК РФ установлены критерии для отнесения тех или иных проведенных работ к реконструкции, основным из которых является увеличение технико-экономического показателя основного средства. При отсутствии по итогам работ увеличения данного показателя эти работы не являются реконструкцией в целях налогообложения.

Так как в пункте 2 статьи 257 НК РФ отсутствует перечень конкретных работ, относящихся к реконструкции, любые работы при наличии либо отсутствии увеличения технико-экономического показателя квалифицируются как реконструкция либо как ремонт, соответственно.

После проведения работ по зарезке бокового ствола изменилось ряд показателей:

Скважина N 106 Алкинской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1300-2575 м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1298-2575м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 133 т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 6т/месяц;

Скважина N 257 Алкинской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1196-2005 м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1196-2005м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 139т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 181 Алкинской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1520-1570 м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1515-2430м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 404т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 1975 Байсаровской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1515-2428 м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1515-2418м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 213т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 7462 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1048-1360м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1178-1347м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 373т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 233 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1015,5-1348 м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1480-1520м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 373т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 10152 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1340-1639,5м.; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1400-1639,5м.;

Скважина N 195 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1054-1365м.; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1165-1564м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 122т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 859 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1024-1465,5 м.; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1075-1463м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 60т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 187 Наратовской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1210,5-1494,5м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1210-1500м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 97т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 87 Наратовской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине 1158-1466,5м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1466-1567м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 155т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 378 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине -1130-м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине1570-1599,5м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 255т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 1 т/месяц;

Скважина N 43 Алкинской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине -1049-1341м; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 2154-2357м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 147т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 1 т/месяц;

Скважина N 4060 Арланской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине -1017,5-1459м.; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1018,5-1019,7м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 80т/месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Скважина N 5254 Ново-Хазинской площади - зарезка бокового ствола: появилось новое качество в виде второго (бокового) ствола, которого ранее на указанной скважине не существовало; использование старого ствола прекращено; установлен хвостовик с пакером и муфтой ступенчатого цементирования на глубине -1017,5-1459м.; установлен перфорированный хвостовик (фильтр) на глубине 1018,5-1019,7м.; существенно увеличился дебит нефти: после работ по зарезке второго (бокового) ствола - 34 т/ месяц по сравнению с дебитом на дату ввода в эксплуатацию - 0т/месяц;

Работы по зарезке вторых (боковых) стволов, а также по углублению (ориентированному и неориентированному) скважин на другие горизонты осуществляются совместно с персоналом бурового подрядчика - буровой бригады, являющейся исполнителем, и персоналом серверных подрядных фирм, осуществляющих инженерное сопровождение. Процесс бурения со стороны заказчика находится в компетенции ООО "Уфимское УБР", ООО "Нефтекамское УБР".

Исходя из изложенного выше, ко всем указанным скважинам применим критерий, содержащийся в п.2 ст.257 НК РФ и позволяющий говорить о произведенной реконструкции скважин - факт переустройства скважины, появление у скважины новых деталей конструкции объекта.

Ссылка заявителя на необходимость применения положений отраслевой документации не основана на положениях Налогового Кодекса РФ.

Не может быть принята во внимание ссылка налогоплательщика на "Классификатор ремонтных работ в скважинах" (РД 153-39.0-088-01), так как в данном документе произведена квалификация работ на скважинах лишь с целью отнесения конкретного вида работ к капитальному или текущему ремонту, а понятие "реконструкция" положениями РД 153-39.0-088-01 вообще не учитывается. То есть "Классификатор ремонтных работ в скважинах" изначально не может быть применим для квалификации отдельных работ как реконструкции или капитального ремонта.

Кроме того, согласно пункту 4.1 РД 153-39.0-088-01 и пункту 15 РД-13-07-2007 к капитальному ремонту относится и консервация скважин (КР11-1), и даже их ликвидация, что не отвечает самому понятию "капитальный ремонт", установленному пунктом 5.1 Ведомственных строительных нормативов ВСН 58-88(р) "Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения", утвержденных приказом Госкомархитектуры России при Госстрое СССР от 23.11.1988 N 312, в соответствии с которыми капитальный ремонт должен включать устранение неисправностей всех изношенных элементов, восстановление или замену (кроме полной замены каменных и бетонных фундаментов, несущих стен и каркасов) их на более долговечные и экономичные, улучшающие эксплуатационные показатели ремонтируемых зданий (сооружений).

"Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин", утвержденные приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 N 279 (РД-13-07-2007) распространяют свое действие на правоотношения, возникающие именно при обследовании организаций, производящих работы по реконструкции и ремонту, а не при проведении указанных работ, поскольку в соответствии с приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 N 279, "Методические указания" "РД-13-07-2007" утверждены "в целях совершенствования надзорной деятельности", их положения "обязательны для государственных инспекторов, осуществляющих надзор за текущим, капитальным ремонтом и реконструкцией скважин, а также могут быть использованы работниками служб производственного контроля, специалистами служб надзора предприятий, подконтрольных органам Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору". Как уже указывалось выше, данный документ относит к капитальному ремонту ликвидацию скважин (пункт 15), что противоречит приведенному выше понятию "капитальный ремонт". Следовательно, "Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин", не подлежат применению при квалификации работ по зарезке боковых стволов скважин.

Также необходимо учитывать, что в соответствии с подпунктом II пункта 80 "Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденных приказом Министерства природных ресурсов РФ от 21.03.2007 N 61, указано, что расчеты налогов и платежей должны осуществляться в соответствии с действующим налоговым законодательством. Подпунктом III "Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат" этого же пункта "Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" установлено, что в данном разделе обосновываются среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат в соответствии с таблицей 31. "Исходные данные для расчета экономических показателей". В подпункте 3.1 "Эксплуатационное бурение скважин" пункта 3 "Капитальные вложения" таблицы 31 указывается размер затрат на зарезку бокового ствола (млн. руб.).

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

Согласно письму Минфина РФ от 23.11.2006 N 03-03-04/1/794, при определении терминов "капитальный ремонт" и "реконструкция" следует руководствоваться: Положением о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000, утвержденным постановлением Госстроя СССР от 29.12.1973 N 279; Ведомственными строительными нормативами (ВСН) N 58-88 (Р) "Положение об организации и проведении реконструкции, ремонта и технического обслуживания зданий, объектов коммунального и социально-культурного назначения", утвержденными приказом Госкомархитектуры при Госстрое СССР от 23.11.1988 N 312.

Согласно пункту 5.2 Ведомственных строительных нормативов (ВСН) N 58-88 (Р) при реконструкции зданий (объектов), исходя из сложившихся градостроительных условий и действующих норм проектирования, помимо работ, выполняемых при капитальном ремонте, осуществляется изменение планировки помещений, возведение надстроек, встроек, пристроек, а при наличии необходимых обоснований - их частичная разборка.

В подпунктах 3.11 - 3.17 и 3.26 Положения о проведении планово- предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений МДС 13-14.2000 перечислены работы, которые не могут осуществляться в рамках капитального ремонта, то есть должны учитываться как капитальные вложения, в том числе, затраты по надстройке зданий и различным пристройкам к существующим зданиям и сооружениям.

Так, при проведении работ по ЗБС происходит достройка скважины дополнительным боковым стволом с установкой дополнительного оборудования, что в результате изменяет технико-экономические характеристики скважины, значительно увеличивается максимальный суточный дебит нефти скважины либо нефть добывается с другого горизонта (пласта); использование для добычи нефти "старого" ствола скважины со "старой" точки входа в пласт прекращается - оборудование по добыче нефти извлекается из данной части скважины и ниже вырезанного в обсадной колонне окна устанавливается ликвидационный цементный мост.

В целях интенсификации добычи нефти можно построить другую скважину, но это будет менее рентабельно. При зарезке бокового ствола нет необходимости в понесении затрат на создание таких приспособлений как: оборудование устья скважины; направление; кондуктор; часть эксплуатационной колонны до той отметки, где происходит вырезка "окна", так как эти приспособления уже сооружены при первоначальном строительстве скважины.

Следовательно, данный метод имеет технико-экономические преимущества по сравнению с бурением новых скважин, как за счет меньшей стоимости бурения, так и возможности использования уже существующих на месторождении коммуникаций, в том числе, системы сбора и транспорта нефти.

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

Таким образом, происходит именно существенное изменение конструкции объекта основных средств - реконструкция скважины, так как к ней достраивается дополнительный боковой ствол, из которого и осуществляется добыча полезного ископаемого в более интенсивном режиме. Часть скважины, находящаяся ниже вырезанного в эксплуатационной колонне окна, в работе более не используется. Добыча нефти и, следовательно, получение дохода связано исключительно с эксплуатацией нового ствола.

Ни целью, ни результатом указанных работ не являются замена изношенных и подверженных поломке комплектующих на новые, устранение неисправностей в элементах сооружения. Следовательно, затраты на зарезку боковых стволов скважин не могут быть учтены как расходы на капитальный ремонт.

Конструкция скважины, построенной по конкретному рабочему проекту, документально фиксируется при приеме ее нефтедобывающей организацией от бурового подрядчика. Именно скважине с этой конструкцией присваивается идентификационный номер и она принимается на учет как основное средство недропользователя.

Ссылка заявителя на выполнение работ без изменения диаметра эксплуатационной колонны, изменения её диаметра, толщины стенки не соответствует действительности.

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

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

Обществом в рамках выездной налоговой проверки и в материалы дела представлены документы, подтверждающие возникновение новых качеств у скважины, на которой проведены работы по зарезке бокового ствола с установлением перфорированного хвостовика, и существенное изменение устройства данной скважины: акты на производство капитального ремонта скважины методом зарезки бокового ствола (указаны изменение длины хвостовика (части эксплуатационной колонны); месячные эксплуатационные рапорты и эксплуатационные карточки скважин (указано увеличение дебита скважин по нефти после строительства на них боковых стволов).

Довод налогоплательщика о том, что инспекцией при доначислении налога на прибыль не учтено увеличение амортизационных отчислений, а также не учтены амортизационные премии, которые уменьшают налогооблагаемую базу по налогу на прибыль, не может служить основанием для отмены судебного акта, поскольку заявитель не лишен права представить уточненную налоговую декларацию в которой отразить указанные затраты.

По п. 2.1 решения инспекции.

Как установлено судом, общество в нарушение подпункта 2 пункта 1 статьи 146 Налогового кодекса РФ не включило в объект налогообложения по НДС операции по передаче товаров (выполнению работ, оказанию услуг) для собственных нужд, расходы на которые не принимаются к вычету (в том числе через амортизационные отчисления) при исчислении налога на прибыль, в результате чего установлена неполная уплата НДС в сумме - 90 489 066 руб., в т.ч. за 2007 г. - 51 503 824руб., за 2008 г. - 38 985 242 руб.

Заявитель в проверяемом периоде имел следующие объекты соцкультсферы: Хозяйственно-имущественный комплекс (ХИК) "Соцкультсервис"; Хозяйственно-имущественный комплекс (ХИК) "КРиП"; Хозяйственно-имущественный комплекс (ХИК) ДК "Нефтяник".

Исходя из анализа контрольных журналов по бухгалтерскому счету 29 "Обслуживающие производства и хозяйства" и оборотно-сальдовых ведомостей по бухгалтерскому счету 29 "Обслуживающие производства и хозяйства" установлено, что на данном счете отражены затраты состоящих на балансе организации подразделений обслуживающих производств и хозяйств, деятельность которых не связана с производством продукции, выполнением работ и оказанием услуг.

Списание материалов, используемых при осуществлении деятельности обслуживающих производств и хозяйств отражено в бухгалтерском учете следующими проводками: Дебет 29 Кредит 10.01 (сырье и основные материалы); Дебет 29 Кредит 10.18 (инвентарь и хозяйственные принадлежности в эксплуатации); Дебет 29 Кредит 10.22 (вспомогательные материалы в том числе реагенты); Дебет 29 Кредит 25 (общепроизводственные расходы); Дебет 29 Кредит 26.37 26.36 (общехозяйственные расходы ХИК Соцкультсервис, ХИК КРиП); Дебет 29 Кредит 60.03 (расчеты за выполненные работы, услуги); Дебет 29 Кредит 60.14 (расчеты по арендной плате за землю); Дебет 29 Кредит 79.02.02 (расчеты по услугам и выполненным работам).

Данные расходы не учитываются при исчислении налога на прибыль организаций, а отнесены в Дебет счета 91 "Внереализационные расходы" - "суммы убытков текущего отчетного (налогового) периода по объектам обслуживающих производств и хозяйств, включая объекты социального назначения (жилищно-коммунальной и социально-культурной сферы), что подтверждается оборотно - сальдовой ведомостью по счету 91.02 "Прочие доходы и расходы" и сводным регистром налогового учета "Расходы, не учитываемые при исчислении налога на прибыль".

ОАО "АПК Башнефть" в проверяемом периоде (01.01.2007-31.12.2008 г..г.) не включило в объект налогообложения операции по передаче товаров (материалов) для собственных нужд, расходы которые не принимаются к вычету (в том числе через амортизационные отчисления) при исчислении налога на прибыль организаций.

Согласно подпункту 2 пункта 1 статьи 146 Налогового кодекса РФ, объектом налогообложения признается передача на территории Российской Федерации товаров (выполнение работ, оказание услуг) для собственных нужд, расходы на которые не принимаются к вычету (в том числе через амортизационные отчисления) при исчислении налога на прибыль организаций.

В соответствии с п. 13 ст. 270 НК РФ при определении налоговой базы по налогу на прибыль организаций не учитываются расходы в виде сумм убытков по объектам обслуживающих производств и хозяйств, включая объекты жилищно-коммунальной и социально-культурной сферы в части, превышающей предельный размер, определяемый в соответствии со ст. 275.1 НК РФ.

Согласно ст. 275.1 НК РФ налогоплательщики, в состав которых входят обособленные подразделения, осуществляющие деятельность, связанную с использованием объектов обслуживающих производств и хозяйств, определяют налоговую базу по указанной деятельности отдельно от налоговой базы по иным видам деятельности.

Для целей главы 25 НК РФ к обслуживающим производствам и хозяйствам относятся подсобное хозяйство, объекты жилищно-коммунального хозяйства, социально-культурной сферы, учебно-курсовые комбинаты и иные аналогичные хозяйства, производства и службы, осуществляющие реализацию услуг как своим работникам, так и сторонним лицам.

В случае, если обособленным подразделением налогоплательщика получен убыток при осуществлении деятельности, связанной с использованием указанных в настоящей статье объектов, такой убыток признается для целей налогообложения при соблюдении следующих условий: если стоимость услуг, оказываемых налогоплательщиком, осуществляющим деятельность, связанную с использованием указанных в настоящей статье объектов, соответствует стоимости аналогичных услуг, оказываемых специализированными организациями, осуществляющими аналогичную деятельность, связанную с использованием таких объектов; если расходы на содержание объектов жилищно-коммунального хозяйства, социально-культурной сферы, а также подсобного хозяйства и иных аналогичных хозяйств, производств и служб не превышают обычных расходов на обслуживание аналогичных объектов, осуществляемое специализированными организациями, для которых эта деятельность, является основной; если условия оказания услуг налогоплательщиком существенно не отличаются от условий оказания услуг специализированными организациями, для которых эта деятельность является основной.

Если не выполняется хотя бы одно из указанных условий, то убыток, полученный налогоплательщиком при осуществлении деятельности, связанной с использованием объектов обслуживающих производств и хозяйств, налогоплательщик вправе перенести на срок, не превышающий десять лет, и направить на его погашение только прибыль, полученную при осуществлении указанных видов деятельности.

В ходе проверки установлено, что обществом получен убыток за 2007, 2008гг. по объектам обслуживающих производств и хозяйств, включая объекты жилищно-коммунальной и социально-культурной сферы.

За 2007 год сумма убытка составляет 346 956 436 руб.

За 2008 год сумма убытка составляет 262 125 841 руб.

Условия, установленные статьей 275.1 НК РФ, обществом не соблюдены, при этом правом на перенос убытков на срок, не превышающий 10 лет, общество не воспользовалось, поскольку не получало прибыли от деятельности обслуживающих производств и хозяйств.

Объект налогообложения НДС возникает в случае передачи организацией своим структурным подразделениям (обслуживающим производствам и хозяйствам, в том числе обособленным подразделениям) для собственных нужд товаров (работ, услуг), расходы по приобретению или производству которых не соответствуют условиям, предусмотренным нормами гл.25 "Налог на прибыль организаций" в отношении принятия таких расходов при исчислении налога на прибыль.

Налоговая база по таким операциям определяется в соответствии с положениями п.1 ст. 159 НК РФ. Согласно указанной норме налоговая база определяется как стоимость этих товаров (работ, услуг), исчисленная исходя из цен реализации идентичных (а при их отсутствии - однородных) товаров (аналогичных работ, услуг), действовавших в предыдущем налоговом периоде, а при их отсутствии - исходя из рыночных цен с учетом акцизов и без включения в них налогов.

Из указанных выше нормативных положений следует, что объект налогообложения в виде операций по передаче товаров (выполнению работ, оказанию услуг) согласно п.п.2, п.1.ст. 146 НК РФ возникает в том случае, если расходы на товары (работы, услуги) для собственных нужд не учитываются при исчислении налога на прибыль.

Согласно пункту 11 статьи 167 Налогового кодекса РФ моментом определения налоговой базы при передаче товаров (выполнении работ, оказании услуг) для собственных нужд, признаваемой объектом налогообложения определяется как день совершения указанной передачи товаров (выполнения работ, оказания услуг).

В ходе проверки установлено, что в проверяемый период 2007-2008гг. общество передавало товары, оказывало услуги для своих обособленных подразделений: ОАО "АНК" "Башнефть" (ХИК "Соцкультсервис"); ОАО "АНК "Башнефть" (ХИК "КРиН"); ОАО "АНК "Башнефть" (ХИК ДК "Нефтяник").

Совокупная стоимость переданных товаров, выполненных работ, оказанных услуг ОАО "АНК" "Башнефть" для своих структурных подразделений за 2007 год - 51 502 262 руб., за 2008 год - 37 386 769 руб.

В ходе выездной налоговой проверки налогоплательщиком был представлен регистр налогового учета "Расходы, не учитываемые при исчислении налога на прибыль", в котором были отражены "Внереализационные расходы" - "суммы убытков текущего отчетного (налогового) периода по объектам обслуживающих производств и хозяйств, включая объекты социального назначения (жилищно-коммунальной и социально-культурной сферы), в котором нашли отражения вышеуказанные суммы расходов, а также данный факт подтверждается оборотно - сальдовой ведомостью но счету 91.02 "Прочие доходы и расходы".

Доводы заявителя относительно отсутствия факта передачи услуг противоречат фактическим обстоятельствам.

В соответствии со статьей 38 НК РФ услугой для целей налогообложения признается деятельность, результаты которой не имеют материального выражения, реализуются и потребляются в процессе осуществления этой деятельности.

В соответствии со статьей 9 Федерального закона "О бухгалтерском учёте" N 129-ФЗ от 21.11.1996 г.. все хозяйственные операции, проводимые организацией, должны оформляться оправдательными документами. Эти документы служат первичными учетными документами, на основании которых ведется бухгалтерский учет.

Договорами с обслуживающими организациями, контрольными журналами (обороты по бухгалтерскому счету 29 - обслуживающие производства и хозяйства), счетами-фактурами, выставленными сторонними организациями подтверждается факт оказания услуг, и факт списания и передачи по субсчетам счёта 29 (обслуживающие производства и хозяйства) оказанных услуг структурным подразделениям ОАО "АНК "Башнефть".

Доводы общества о фактическом учете переданных товаров, работ, услуг при исчислении налога на прибыль не основаны на положениях ст.275.1 и п. 13 ст.270 НК РФ.

Между тем, если организацией не выполняется хотя бы одно из условий, указанных в ст.275.1, то убыток, полученный налогоплательщиком при осуществлении деятельности, связанной с использованием объектов обслуживающих производств и хозяйств, налогоплательщик вправе перенести на срок, не превышающий десять лет, и направить на его погашение только прибыль, полученную при осуществлении указанных видов деятельности.

Тем самым не имеют правового значения факты учета или неучета указанных сумм при формировании отдельной налоговой базы обслуживающих производств и хозяйств, т.к. для целей налогообложения ОАО АНК "Башнефть" указанные финансовые показатели не учитывались, суммы налога на прибыль, указанные обществом, в том числе в декларации, рассчитывались без учета указанных составляющих.

Возможность учета убытка, полученного от деятельности обслуживающих производств и хозяйств, в последующих налоговых периодах (в том числе в периоде 2017, 2018 г.г.), в формировании налоговой базы общества не является основанием для неприменения императивных положений пп.2 п.1 ст. 146 НК РФ, тем более что ни в проверяемом периоде, ни по настоящий момент данный убыток не отнесен на уменьшение налоговой базы по налогу на прибыль.

Таким образом, в нарушение подпункта 2 пункта 1 статьи 146 Налогового кодекса РФ общество не включило в объект налогообложения операции по передаче товаров (выполнению работ, оказанию услуг) для собственных нужд, расходы на которые не принимаются к вычету (в том числе через амортизационные отчисления) при исчислении налога на прибыль организаций, что привело к неполной уплате налога за 2007- 2008 год в сумме 88 889 031 руб.

По п. 3.1 решения инспекции.

Заявитель в апелляционной жалобе указывает на то, что работы по зарезке боковых стволов относятся к капитальному ремонту и соответственно не увеличивают стоимость основных средств и налогооблагаемую базу по налогу на имущество.

В обоснование указанного довода общество в письменных пояснениях ссылается на постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 01.02.2011 г.. N 11495/10, в котором даны разъяснения по вопросу оснований отнесения работ по бурению боковых стволов к капитальному ремонту.

Так, в постановлении указано, что работы по бурению боковых стволов проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

Указанный довод общества не принимается в связи со следующим.

В рамках указанного дела рассмотрен спор между МИ ФНС по крупнейшим налогоплательщикам N 1 и ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", заключающийся в юридической квалификации расходов нефтегазодобывающих организаций на оплату стоимости работ по бурению боковых (наклонных, горизонтальных) стволов в действующих добывающих нефтяных и газонефтяных скважинах, выполняемых как самостоятельно этими организациями, так и подрядными организациями.

В постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10 сделан вывод о том, что для рассмотрения вопроса о квалификации проведенных работ по "зарезке боковых стволов" в качестве работ по реконструкции объекта правильно руководствоваться предусмотренными статьей 257 НК РФ положениями как установленными для целей обложения налогом на прибыль организаций, а не ведомственными нормативными актами, в которых проводится различие между капитальным ремонтом и реконструкцией для целей, не связанных с налогообложением прибыли.

Пунктом 5 статьи 270 НК РФ установлено, что 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 НК РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям.

В целях главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации 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 НК РФ 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. Указанный перечень включает в себя: изменение устройства объекта основных средств; переустройство связно с повышением технико-экономических показателей производства; наличие проектных документов на проведение работ; осуществляется с целью увеличения производственной мощности объекта основных средств, улучшения качества продукции.

Следовательно, положениями статьи 257 НК РФ установлены все необходимые и существенные условия для отнесения в целях налогообложения прибыли затрат организации на работы по зарезке боковых стволов скважин к расходам на реконструкцию указанных выше основных средств, поэтому отраслевое законодательство в данном случае не применимо.

Работы по зарезке боковых стволов, проведенные ООО "Уфимское УБР" и ООО "Нефтекамское УБР" по договору с ОАО "АНК "Башнефть" в отношении исследуемых скважин, полностью отвечают указанным выше критериям реконструкции в целях налогообложения.

Как усматривается из информации по каждой скважине, представленной налоговым органом в письменных пояснениях, в отношении каждой из пятнадцати скважин произошло существенное изменение устройства объекта основных средств, а именно, произошло строительство нового ствола с установкой дополнительного оборудования и прекращение использования старого ствола путем установления в нем цементного моста. Данное обстоятельство подтверждается представленными обществом в рамках выездной налоговой проверки программами работ по бурению бокового горизонтального ствола из скважин (т. 8), актами на выполненный объем работ по зарезке бокового ствола (т. 5 л.д. 83-150, т. 6 л.д. 1-28, 94-130), карточками скважин, на которых проводились работы по зарезке вторых (боковых) стволов (т. 7 л.д.79-90, т. 8 л.д. 99-100)

В ходе налоговой проверки было установлено, что первоначальная конструкция скважины, построенной но конкретному рабочему проекту, фиксируется документально при приемке ее нефтегазодобывающим предприятием от бурового подрядчика и отражается в паспорте скважины. Именно скважине с этой (первоначальной) конструкцией присваивается идентификационный номер, и она ставится на учет как основное средство недропользователя.

Изменение любого из параметров конструкции является изменением первоначальной конструкции скважины. В рамках дела N А40-7640/09-115-26 достройку в скважине нового ствола и прекращение использования части старого ствола суды также признали изменением устройства скважины.

Переустройство спорных скважин связано с увеличением технико-экономического показателя производства. После изменения конструкции скважины по всем пятнадцати скважинам произошло увеличение показателя добычи нефти по сравнению с показателями добычи до проведения работ по ЗБС. Данные обстоятельства подтверждаются карточками скважин (т. 7 л.д.79-90, т.8 л.д.99-100), на которых проводились работы по зарезке вторых (боковых) стволов и составленными налоговым органом на их основе графиками (т. 1 л.д.23-98) и таблицами, приведенными в письменных пояснениях.

В добывающей промышленности основной характеристикой производства является объем добытой нефти, который будет определяться применительно к деятельности основных средств, осуществляющих добычу нефти. Тем самым действия по изменению конструкции скважины путем зарезки бокового ствола, в результате которых дебит скважины (добыча сырья скважиной) увеличился, безусловно и непосредственно влияют на повышение технико-экономических показателей добывающего производства.

Также следует отметить, что основная цель производства - получение прибыли путем реализации продукции и услуг. В связи с этим все промысловые работы, направленные па увеличение прибыли предприятия, являются совершенствованием (улучшением) производства, повышением его технико-экономических показателей.

Реконструкция скважин всегда направлена не на ухудшение, а на улучшение производства.

Изложенное также подтверждается "Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утвержденных приказом Минэнерго России N 29 от 05.02.2002. В указанном нормативно-правовом акте приведена классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи по различию в технологии осуществления и степени воздействия их на продуктивные пласты.

К первой группе методов в указанной классификации отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы.

Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Согласно Методическим указаниям N 29 от 05.02.2002 г.., ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки очень велика.

К ним относятся 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, действия по зарезке бокового ствола, при условии увеличения по результатам этих действий показателей дебита скважины являются работами по реконструкции основного средства.

Согласно абз. 2 п. 4.1.1 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России N 56 от 05.06.2003 г., реконструкция скважин, связанная с необходимостью проводки нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и ее назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.), должна производиться по проектной документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

То, что применительно к исследуемым в рамках настоящего дела скважинам должен был составляться проект на реконструкцию, подтверждается, в том числе, анализом содержания документации, необходимой для проведения на скважинах спорных работ.

Так согласно п. 4.3.3. указанных Правил при ведении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов, планы работ должны дополнительно включать: интервал вырезки "окна" в эксплуатационной колонне; технические средства и режимы работ по вырезке "окна"; параметры траектории бокового ствола (радиус кривизны, длина бокового ствола и т.п.) и др.

Согласно п. 4.3.5. проектная документация на реконструкцию скважины дополнительно к требованиям, предъявляемым к рабочим проектам на строительство скважин (раздел 2.2 Правил безопасности), должна содержать: существующую и проектную конструкцию скважин; результаты исследования состояния скважины (наличие заколонных перетоков, межколонных давлений, состояние крепи и т.д.) и проектные решения по нормализации условий ведения работ по реконструкции скважины; интервал установки цементного моста, отсекающего нижнюю часть ствола, и порядок его испытания на прочность и герметичность; интервал зарезки нового ствола и др.

В отношении каждой скважины оформлены соответствующие проектные документы: программы по бурению бокового ствола скважины, геолого-технические наряды, в которых предусмотрены все необходимые проектные показатели, в том числе продуктивный горизонт, глубина установки клина-отклонителя, интервал "окна", проектная глубина бокового горизонтального ствола (по стволу), проектная длина бокового горизонтального ствола (от точки зарезки до окончательного забоя), ожидаемый дебит, последовательность проводимых работ и задачи, которые преследуются при выполнении работ по зарезке боковых стволов.

Несоблюдение ОАО "АНК "Башнефть" требований подзаконных актов о необходимости оформления соответствующих проектов при проведении работ по реконструкции не может являться основанием для нарушения требований федерального закона (НК РФ) об учете расходов на реконструкцию в составе первоначальной стоимости объектов основных средств.

Более того, документальное сопровождение работы по реконструкции не может менять содержательный элемент действия "реконструкция", соответственно определяющим становится приоритет содержания над формой, тем самым наличие или отсутствие проекта реконструкции всего лишь факультативный и не определяющий признак для трактовки указанного понятия.

Таким образом, работы по зарезке бокового ствола осуществлялись на основании соответствующих проектных документов.

Целью проведения работ является увеличение производственной мощности. Как следует из представленных обществом к проверке документов, а именно из программ на бурение, составленных на каждую скважину, договоров между ОАО "АНК "Башнефть" и ООО "Уфимское УБР" и ООО "Нефтекамское УБР" зарезка боковых стволов производится для увеличения добычи нефти. Принимая во внимание тот факт, что в добывающей промышленности основной характеристикой производства является объем добытой нефти, при увеличении объемов добытой нефти (что усматривается из эксплуатационных карточек скважин) (т. 7 л.д.79-90, т. 8 л.д.99-100) очевидно увеличение производственных мощностей ОАО "АНК "Башнефть".

Следует отметить, что Высший Арбитражный Суд РФ в постановлении от 01.02.2011 N 11495/10 дал также оценку понятию "дебит скважины". Так, по мнению Президиума ВАС РФ увеличение суточного объема добычи нефти само по себе не является достаточным и определяющим критерием для квалификации упомянутых работ в качестве капитального ремонта или реконструкции. Из постановления ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10 можно сделать вывод, что при отнесении работ по зарезке бокового ствола в скважинах к реконструкции следует руководствоваться не только показателями суточного объема добычи нефти, но также необходимо установить обстоятельства, в связи с которыми возникла необходимость проведения буровых работ.

Высший Арбитражный Суд Российской Федерации указал, что существует ряд критериев, на основании которых работы по капитальному ремонту отличаются от работ по реконструкции и в зависимости от квалификации работ должен решаться вопрос об обоснованности доначисления налоговым органом налога на прибыль, а именно: к реконструкции следует отнести работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах, а также работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины; к капитальному ремонту следует отнести работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод.

Также необходимо отметить, что определении от 18.04.2011 N ВАС-18597 Высший Арбитражный Суд Российской Федерации, отказывая ОАО "Самотлорнефтегаз" в передаче дела N А40-65770/08-143-304 в Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации для пересмотра в порядке надзора пришел к выводу, что работы по зарезке бокового ствола в спорных скважинах отвечают признакам реконструкции, в связи с тем, что добыча нефти связана исключительно с восстановлением бездействующего фонда скважин и эксплуатацией нового ствола.

Скважина N 106 Алкинской площади.

Скважина N 106 введена в эксплуатацию после ЗБС в декабре 2007 года с дебитом 133т/месяц и обводненностью 2,21% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.82).

Как усматривается из карточки скважины, скважина бездействовала (не осуществляла добычу продукции) до ноября 2007 г..

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: эксплуатация залежи нефти из пласта д11 Муллинского горизонта. Согласно паспорту скважины N 106 первоначально эксплуатировался франский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". В связи с этим, установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 257 Алкинской площади.

Скважина N 257 введена в эксплуатацию после ЗБС в сентябре 2007 года с дебитом 139т/месяц и обводненностью 6,51% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.81).

Как усматривается из карточки скважины, скважина бездействовала (не осуществляла добычу продукции) до сентября 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: эксплуатация залежи нефти из отложений Clbb (бобриковский+радаевский горизонт). Согласно паспорту скважины N 257 первоначально эксплуатировался турнейский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 181 Алкинской площади.

Скважина N 181 введена в эксплуатацию после ЗБС в июне 2007 года с дебитом 433т/месяц и обводненностью 32,27% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.80).

Как усматривается из карточки скважины, скважина бездействовала (не осуществляла добычу продукции) до июня 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: эксплуатация залежи кыновско-пашийского горизонта. Согласно паспорту скважины N 181 первоначально эксплуатировался пашийский горизонт.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 43 Алкинской площади.

Скважина N 43 введена в эксплуатацию после ЗБС в июне 2008 года с дебитом 80т/месяц и обводненностью 80,1% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.83).

Как усматривается из карточки скважины, скважина бездействовала (не осуществляла добычу продукции) весь 2007 год, а также до июня 2008 года.

Цель работ по ЗБС: эксплуатация залежи муллинского горизонта. Согласно паспорту скважины N 43 первоначально эксплуатировался кыновский горизонт.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 233 Арланской площади.

Скважина N 233 введена в эксплуатацию после ЗБС в апреле 2007 года с дебитом 233т/месяц (эксплуатационная карточка скважины) (т. 1 л.д.89).

Как усматривается из карточки скважины, скважина бездействовала (не осуществляла добычу продукции) до апреля 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 233 первоначально эксплуатировался турнейский горизонт.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 10152 Арланской площади.

Скважина N 10152 введена в эксплуатацию после ЗБС в декабре 2007 года с дебитом 40 т/месяц (эксплуатационная карточка скважины (т. 7 л.д.90).

Скважина в бездействии не находилась.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС дебит увеличился с 10т/месяц до 40 т/месяц.

Таким образом, установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ позволяет относить данные работы к работам по реконструкции.

Скважина N 195 Арланской площади.

Скважина N 195 введена в эксплуатацию после ЗБС в декабре 2007 года с дебитом 120 т/месяц (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.88).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина перед ЗБС бездействовала в августе 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: выработка остаточных запасов нефти из горизонта ТТНК. Согласно паспорту скважины N 195 первоначально эксплуатировалась угленосная свита.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС дебит увеличился с 7т/месяц до 120 т/месяц.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 859 Арланской площади.

Скважина N 859 введена в эксплуатацию после ЗБС в феврале 2008 года с дебитом 60 т/месяц (эксплуатационная карточка скважины).

Скважина в бездействии не находилась.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 859 первоначально эксплуатировался турнейский ярус.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС существенно увеличился дебит: с 12т/месяц до 60 т/месяц.

Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ позволяет относить данные работы к работам по реконструкции.

Скважина N 378 Арланской площади.

Скважина N 378 введена в эксплуатацию после ЗБС в ноябре 2007 года с дебитом 142 т/месяц (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.84, т 8 л.д. 99).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина перед ЗБС бездействовала с января по июнь 2007 года (среднесуточный дебит - 0т/месяц)

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 378 первоначально эксплуатировался турнейский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 7462 Арланской площади.

Скважина N 7462 введена в эксплуатацию после ЗБС в феврале 2007 года с дебитом 215 т/месяц (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.85).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина бездействовала по состоянию на 01.01.2007 г.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 7462 первоначально эксплуатировался турнейский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 4060 Арланской площади.

Скважина N 4060 введена в эксплуатацию после ЗБС в марте 2008 года с дебитом 80т/месяц (эксплуатационная карточка скважины).

Как усматривается из карточки скважины, бездействовала (не осуществляла добычу продукции) весь 2007 год, а также до марта 2008 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 4060 первоначально эксплуатировался турнейский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 87 Наратовской площади.

Скважина N 87 введена в эксплуатацию после ЗБС в октябре 2007 года с дебитом 155т/месяц (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.86).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина перед ЗБС бездействовала в августе 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений турнейского яруса. Согласно паспорту скважины N 87 первоначально эксплуатировался также турнейский ярус.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС существенно увеличился дебит: с 3т/месяц до 155т/месяц.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 187 Наратовской площади.

Скважина N 187 введена в эксплуатацию после ЗБС в сентябре 2007 года с дебитом 97т/месяц и обводненностью 2% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.87).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина перед ЗБС бездействовала в июне 2007 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений турнейского яруса. Согласно паспорту скважины N 187 первоначально эксплуатировался также турнейский ярус.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС существенно увеличился дебит: с 14т/месяц до 97т/месяц.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

Скважина N 1975 Байсаровской площади.

Скважина N 1975 введена в эксплуатацию после ЗБС в августе 2007 года с дебитом 108т/месяц (за неполный месяц эксплуатации) и обводненностью 0,6% (эксплуатационная карточка скважины) (т. 7 л.д.79).

Скважина в бездействии до ЗБС не находилась.

Цель работ но ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений турнейского яруса. Согласно паспорту скважины N 1975 первоначально эксплуатировался башкирский ярус.

После ввода скважины в эксплуатацию из работ по ЗБС существенно увеличился дебит: с 12т/месяц до 108 т/месяц (за неполный месяц эксплуатации).

В связи с указанным, установлено наличие причинно-следственной связи между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ позволяет относить данные работы к работам по реконструкции.

СкважинаN 5254 Ново-Хазинской площади.

Скважина N 15254 введена в эксплуатацию после ЗБС в мае 2008 года с дебитом 30т/месяц (эксплуатационная карточка скважины).

Как усматривается из эксплуатационной карточки, скважина перед ЗБС бездействовала (не осуществляла добычу продукции) весь 2007 год, а также до мая 2008 года.

Цель работ по ЗБС указана в программе бурения: добыча нефти из отложений ТТНК. Согласно паспорту скважины N 5254 первоначально эксплуатировался также турнейский ярус.

Добыча нефти по указанной скважине связана исключительно с выводом скважины из бездействия и эксплуатацией нового ствола, что в соответствии с позицией ВАС РФ применительно к положениям НК РФ относится к понятию "реконструкция". Таким образом, имеется причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи.

В связи с изложенным, ссылки налогоплательщика на то, что скважины находились в работе до начала проведения ремонтных работ, противоречат обстоятельствам дела.

В рамках настоящего дела отсутствуют такие условия для проведения работ по зарезке боковых стволов как аварийные ситуации.

Налоговый кодекс Российской Федерации не содержит определение понятия аварийной ситуации. Согласно статье 11 НК РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в НК РФ, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено НК РФ.

В соответствии с положениями Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (далее по тексту - Закон о промышленной безопасности) скважина является опасным производственным объектом. Согласно статье 1 Закона о промышленной безопасности под аварией понимается разрушение вооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ. По каждому факту возникновения аварии на опасном производственном объекте проводится техническое расследование ее причин, результаты которого заносятся в акт с указанием, в том числе причин и обстоятельств аварии, размера причиненного вреда, мер, которые приняты для локализации и ликвидации последствий аварии (статья 12 Закона о промышленной безопасности). Материалы технического расследования причин аварии направляются в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности, или в его территориальный орган, а также в иные заинтересованные государственные органы.

Порядок проведения технического расследования причин аварии и оформления его материалов в проверяемом периоде (2004 г.) устанавливался Постановлением Госгортехнадзора РФ от 08.06.1999 N 40 "Об утверждении Положения о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах" (далее по тексту - Положение). Раздел Положения содержит перечень документов, которые должны содержаться в материалах расследования, указывая, в том числе, на необходимость наличия в них акта технического расследования аварии по утвержденной форме. Раздел 4 Положения устанавливает обязанность организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, вести учет и анализ арий, произошедших на таких объектах, по установленным формам.

В соответствии со статьей 68 АПК РФ обстоятельства дела, которые согласно закону должны быть подтверждены определенными доказательствами, не могут подтверждаться в арбитражном суде иными доказательствами (допустимость доказательств). Следовательно, обстоятельства аварийности спорных скважин должны быть подтверждены документами, предусмотренными и оформленными в соответствии с требованиями законодательства и согласованными с компетентными органами.

В рамках настоящего дела обществом не были представлены доказательства, свидетельствующие об аварийности спорных скважин.

Кроме того, в соответствий с пп. г п. 3.4.1 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев, утвержденной постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22, эксплуатационные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта при наличии заключения проектной организации подлежат консервации.

В рассматриваемом случае, консервация спорных скважин по данным основаниям не производилась, соответственно оснований делать вывод о ремонтном характере произведенных работ по зарезке боковых стволов не имеется.

Пунктом 104 Правил охраны недр (утв.Постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 N 71) предусмотрено, что 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.

К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

Из представленных заявителем месячных эксплуатационных рапортов, паспортов скважин и перечня бездействующих скважин нефтяного фонда по ОАО "АПК "Башнефть" за 2007-2008 г.г. следует, что все скважины за исключением скважины N 106 Алкинской площади, N 859 Арланской площади, N 378 Арланской площади находились в бездействии, т.е. не давали продукцию в последнем месяце учитываемого периода.

Таким образом, с учетом того, что работы по зарезке боковых стволов на спорных скважинах были связаны с восстановлением бездействующего фонда скважин, можно сделать вывод, что данные работы отвечают признакам реконструкции.

Принимая во внимание, что в рассматриваемом споре установлена причинно-следственная связь между изменением конструкции скважины (зарезкой бокового ствола) и повышением нефтедобычи, налоговый орган правомерно квалифицировал произведенные обществом работы как работы по реконструкции нефтяных скважин.

Таким образом, приведенные в апелляционных жалобах доводы не могут являться основанием к отмене принятого судом решения. Обстоятельства по делу судом первой инстанции установлены полно и правильно, им дана надлежащая правовая оценка. Нарушений норм процессуального права судом не допущено. Оснований для отмены решения суда не имеется.

На основании изложенного и руководствуясь статьями 110, 266, 267, 268, 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, Девятый арбитражный апелляционный суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 28.09.2010 года по делу N А40-61104/10-116-271 оставить без изменения, а апелляционные жалобы - без удовлетворения.

Постановление вступает в законную силу со дня принятия и может быть обжаловано в течение двух месяцев со дня изготовления в полном объеме в Федеральный арбитражный суд Московского округа.

Председательствующий судья:

Р.Г. Нагаев

Судьи

Н.О. Окулова С.Н. Крекотнев