Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 20 октября 2011 г. N 09АП-24582/11

город Москва

Дело N А40-129782/09-112-965

20 октября 2011 г.

N 09АП - 24582/2011-АК

Резолютивная часть постановления объявлена 13.10.2011 г..

Постановление изготовлено в полном объеме 20.10.2011 г..

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи Н.Н. Кольцовой,

Судей П.В. Румянцева, Д.Е. Лепихина

при ведении протокола секретарем судебного заседания Торопченковым К.В.,

рассмотрев апелляционную жалобу МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

на решение Арбитражного суда г. Москвы

от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965, принятого судьей Петровым И.О.

по заявлению ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (ОГРН 1028600944250, 628616, Тюменская область, г. Нижневартовск - 16, ул. Ленина, 17/П)

к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН 1047702057765, 129223, г. Москва, проспект Мира, ВВЦ, стр. 194)

о признании частично незаконным ненормативного акта,

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Конькова Л.А. по дов. от 09.12.2010 N 01-Д/225; Годзданкер Э.С. по дов. от 09.12.2010 N 01-Д/221;

от ответчика - Узлова И.А. по дов. от 21.03.2011 N 50; Мелякин М.Ю, по дов. от 08.06.2011 N 94

УСТАНОВИЛ

Открытое акционерное общество "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части предложения уплатить недоимку в сумме 21 259 959 руб. (по налогу на прибыль организаций - в размере 12 083 171 руб.; по налогу на добавленную стоимость - в размере 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых - в размере 2 332 198 руб.), начисления штрафов и пени в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. (с учетом уточнения заявленных требований в порядке ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации).

Решением Арбитражного суда города Москвы от 19.05.2010 требования заявителя удовлетворены.

Постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 26.08.2010 г. решение суда отменено в части удовлетворения заявления ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" о признании незаконным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р в части предложения уплатить недоимку в сумме 6 844 590 руб., начисления пени и штрафа в соответствующей части спорной суммы и отказа в вычетах сумм НДС в размере 429 877 руб. Производство по делу в указанной части прекращено в связи с отказом от заявления в указанной части

В остальной части решение суда оставлено без изменения.

Постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа решение Арбитражного суда г. Москвы от 19.05.2010 г., Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 26.08.2010 г. отменены, дело направлено на новое рассмотрение в Арбитражный суд г. Москвы по эпизоду, связанному с неправомерным включением обществом в состав расходов, учитываемых при налогообложении прибыли, амортизационных отчислений по бездействующим скважинам, по эпизоду, связанному с уменьшением обществом налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых на объем не подлежащих исключению потерь после достижения нефтью требований ГОСТ. Судом кассационной инстанции указано, что при новом рассмотрении суду надлежит дать оценку всем доводам инспекции, предложить заявителю обосновать налоговый учет амортизационных отчислений по скважинам, на которых не производились исследования, а также на тех, которые либо были ликвидированы, либо законсервированы без вывода и бездействия, проверить представленные доказательства, дать оценку проектным документам разработки месторождений с учетом их изменения. В связи с тем, что НДПИ по ставке 0 руб. облагаются только технологические потери нефти, понесенные на стадии добычи нефти и завершения технологического цикла, связанного с таковой, а не все потери в пределах норматива, утвержденного Минпромэнерго России, суд кассационной инстанции также указал на необходимость установить, на каком этапе, применительно к техническим проектам, завершается цикл технологических процессов, связанных с добычей нефти и доведением ее до требований ГОСТ.

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 г. решение Межрегиональной инспекции МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 г. N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" признано незаконным в части доначисления налога на прибыль в размере 12 334 967 руб., пени и штрафов по нему, доначисления НДПИ в размере 2 332 198 руб., пени в размере 236 429,79 руб., штрафа в размере 466 440 руб.

При этом суд первой инстанции исходил из того, что исключение сумм амортизации по скважинам и оборудованию из общей суммы расходов произведено налоговым органом без учета положений п.3 ст.256 НК РФ. Суд также указал на необоснованность исключения потерь нефти при добыче, понесенных обществом на Белозерном Центральном товарном парке (БЦТП), и рассчитанных компетентным научным институтом, из норматива потерь, установленного для организации Минпромэнерго России на 2005 год (облагались обществом НДПИ по ставке 0 процентов).

Не согласившись с принятым решением, инспекция обратилась с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда первой инстанции отменить, в удовлетворении заявленных обществом требований отказать, указывая на то, что при принятии решения судом первой инстанции неправильно применены нормы материального и процессуального права.

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

В судебном заседании суда апелляционной инстанции объявлялся перерыв с 10 октября до 13 октября 2011 года.

Судом апелляционной инстанции дело рассмотрено в порядке ст. ст. 266, 268 АПК РФ. Оснований для отмены или изменения решения суда не установлено.

Как следует из материалов дела и правильно установлено судом первой инстанции, Инспекцией проведена выездная налоговая проверка заявителя по вопросам соблюдения законодательства Российской Федерации о налогах и сборах за период с 01.01.2006 по 31.12.2007, по результатам которой составлен акт от 16.03.2009 N 52-23-14/580а и, с учетом представленных обществом возражений на него, принято решение от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения", в соответствии с которым обществу предложено уплатить недоимку в размере 22 529 430 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 13 258 077 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 6 844 590 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; по водному налогу в сумме 44 790 руб.; по единому социальному налогу в сумме 40 903 руб.; по транспортному налогу в сумме 8 873 руб., начислены пени за несвоевременную уплату налогов в размере 845 618,57 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 101 525,59 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 489 881,50 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 236 429,79 руб.; по налогу на доходы физических лиц в сумме 15 649,50 руб.; по транспортному налогу в сумме 2 132,19 руб., а также общество привлечено к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации в виде штрафа за неуплату или неполную уплату сумм налогов в размере 2 455 800 руб., в том числе: по налогу на прибыль в сумме 1 735 480 руб.; по налогу на добавленную стоимость в сумме 249 246 руб.; по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 466 440 руб.; по транспортному налогу в сумме 1 773 руб.; по налогу, подлежащему удержанию и перечислению налоговым агентом (за неправомерное неперечисление (неполное перечисление)), по налогу на доходы физических лиц (в результате занижения налоговой базы) в сумме 2 861 руб.; также обществу отказано в вычетах сумм НДС, ранее предъявленных к возмещению из бюджета в отношении операций, облагаемых по ставке 0 процентов, в размере 429 877 руб. и предложено удержать и перечислить в бюджет ранее не удержанный НДФЛ в сумме 14 305 руб.

Заявитель, не согласившись с принятым решением инспекции, подал апелляционную жалобу в вышестоящий налоговый орган, в которой просил изменить решение инспекции в части, а именно: уменьшить указанные в п. 1 резолютивной части решения суммы штрафов на 2 416 634,20 руб., производство по делу о налоговом правонарушении в этой части прекратить; уменьшить указанные в п. 3.1 резолютивной части решения суммы дополнительно начисленных налогов: налога на прибыль в сумме 12 083 171 руб., налога на добычу полезных ископаемых в сумме 2 332 198 руб.; уменьшить указанные п.п. 2 резолютивной части решения суммы пени, начисленные на указанные суммы налогов.

Решением Федеральной налоговой службы от 29.06.2009 N 9-1-08/00156@ поданная обществом апелляционная жалоба на решение инспекции оставлена без удовлетворения.

Решением Федеральной налоговой службы от 22.04.2010 г. N СН-37-9/429@ решение инспекции отменено в части признания незаконным доначисления налога на добавленную стоимость в размере 6 844 590 руб. и отказа в применении налоговых вычетов по НДС в размере 429 877 руб., доначисления соответствующих штрафов и пени.

По настоящему делу оспариваются доначисления налога на прибыль в размере 12 334 967 руб., пени и штрафов, доначисления НДПИ в размере 2 332 198 руб., пени в размере 236 429,79 руб., штрафа в размере 466 440 руб.

По пункту 1.4 решения инспекции.

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что общество в нарушение п. 1 ст. 252, п. 1 ст. 256 НК РФ неправомерно начисляло амортизацию по имуществу (бездействующие скважины), не участвующему в осуществлении деятельности, направленной на получение дохода, что повлекло за собой неуплату налога на прибыль организаций за 2006 год в размере 6 110 297 руб., за 2007 год - 5 972 874 руб.

При этом доначисления произведены по бездействующим скважинам, по которым обществом были проведены гидродинамические исследования с целью определения пластового давления, так как использование бездействующих скважин для гидродинамических исследований с целью определения пластового давления, по мнению налогового органа, не доказывает правомерность начисления амортизации и использования их в деятельности, направленной на получение дохода; также не была представлена информация о проведении на них Обществом каких-либо работ, и иные доказательства их участия в деятельности, направленной на получение дохода.

Данный довод судом апелляционной инстанции отклоняется по следующим основаниям.

Выводы инспекции о том, что поскольку добывающие скважины, выведенные в бездействующий фонд, не участвовали в производственной деятельности, направленной на получение дохода, не соответствуют фактическим обстоятельствам по следующим основаниям.

В соответствии с п.1 ст.252 НК РФ расходами признаются любые обоснованные и документально подтвержденные затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Правилами охраны недр, утвержденными постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 06.06.2003 N 71, установлено, что 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 (п. 104 Правил).

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

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, так называемые скважины, находящиеся в текущем бездействии и бездействии прошлых лет.

Вывод скважин из действующего в состав бездействующего фонда производится таким образом, чтобы не нарушать одно из существенных условий пользования недрами - уровень добычи на всем участке недр, поэтому на получение дохода не влияет.

Из содержания п.п. 27, 59 "Инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин" (Форма 1-ТЭК (НЕФТЬ)), утв. постановлением Государственного комитета Российской Федерации по статистике от 29.05.1996 N 44, следует, что бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин.

Таким образом, бездействующий фонд относится именно к эксплуатационному фонду.

Контроль за разработкой месторождения проводится различными методами в определенном порядке и отражен в "Положении о периодичности производства промысловых исследований", разработанном в каждом нефтедобывающем объединении.

Все методы исследования скважин предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информации необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения (залежи), для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

По результатам исследований готовятся рекомендации и принимаются решения по оптимизации проводки скважин и их оборудованию, выбору методов и схем освоения скважин, интенсификации притоков и режимов эксплуатации скважин.

Судом установлено, что обществом в ходе проверки представлены налоговому органу выдержки согласованных с Роснедра проектов разработки месторождений, касающиеся гидродинамических исследований и других видов работ, согласно которым проведение данных мероприятий связано с производственной деятельностью (последующим извлечением дохода): Авторский надзор за разработкой Колик-Еганского месторождения, Авторский надзор за разработкой Северо-Тарховского месторождения, Авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения, Анализ разработки Ершового месторождения, разработки Кошильского месторождения, Проект разработки Пермяковского месторождения, Проект разработки Хохряковского месторождения, Технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождения, Технологическая схема разработки Туль-Еганского месторождения.

Материалами дела подтверждается, что работы по бездействующему фонду скважин проводятся на основании руководящих и нормативных документов на разработку месторождений и проектных документов: геолого-промыслового анализа разработки нефтяных месторождений, РД 153-39.0-110-01, гл. 1, 2, 3; комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39.0-109-01, табл. 9; "Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений", утверждены 15.10.1981 Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР.

Необходимость проведения гидродинамических исследований скважин (замер пластового давления, Нет, КВУ, построение карт изобар) подтверждается мероприятиями по вводу нефтяных скважин из бездействия на 01.04.2006, на 01.07.2007, на 01.01.2008; картами изобар месторождений Общества; проектно-технической документацией по месторождениям Общества; аналитической таблицей (отчеты) по результатам измерений пластового давления на скважинах; эхограммами за 2006-2007 гг.

Согласно п.п. 2.6.2 "а" и 2.7.2 "д" "Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений" бездействующие скважины участвуют в регулировании процесса разработки в изменении режима работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, периодическое изменение отборов).

В "Инструкции по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля разработки нефтяных месторождений" (РД-39-9-414-80, Москва 1980) указано, что скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за термобарическими параметрами месторождения или залежи, выбираются из числа добывающих, нагнетательных, контрольных и наблюдательных с учетом геологического строения месторождения, особенностей распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимой и достаточного объема информации для построения карт изобар и изотерм (п. 2.4.3).

Скважины контрольной сети, предназначенной для наблюдения за охватом залежи процессом разработки, выбираются из числа добывающих и нагнетательных скважин, а также неперфорированных пересечений и дополняются контрольными и наблюдательными скважинами. Размещение скважин контрольной сети определяется особенностями геологического строения месторождения, особенностями распространения коллекторов и применяемой системы разработки. Основным критерием густоты сети является получение необходимого и достаточного объема информации для построения профилей и карт толщин пластов или горизонтов, в которых фиксируется движение нефти, воды или газа (п. 2.4.4 Инструкции).

Таким образом, как действующие, так и бездействующие скважины на конкретном участке недр взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе, направленном на обеспечение добычи полезных ископаемых.

Суд апелляционной инстанции учитывает, что осуществление определенных действий на скважинах бездействующего фонда уже является доказательством участия этих скважин в производственной деятельности (Постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 08.09.2008 г. по делу N А40-51723/07-117-298).

Довод налогового органа о том, что вывод действующей скважины в бездействующую влияет на получение дохода, является неправомерным.

Так, размер дохода пользователя недр по объективным критериям (без учета уровня цен, конъюнктуры рынка) зависит от уровня добычи, то есть от количества добываемого полезного ископаемого.

Этот уровень не является произвольным и является существенным условием лицензии (ст. 12 Закона "О недрах"), которое фиксируется в проектной документации и лицензионных соглашениях, и невыполнение которого (как превышение уровня, так и добыча в меньшем объеме) может повлечь за собой досрочное прекращение права пользования недрами (ст. 20 Закона "О недрах").

В связи с этим, принимая решения о выводе скважин из действующих в бездействующие, недропользователь исходит из необходимости соблюдать это условие пользования недрами, а также из интересов охраны недр и их рационального использования. Несвоевременной вывод скважин в разряд бездействующих с целью проведения необходимых исследований, замеров, ремонта может повлечь за собой техногенные катастрофы на всем участке недр, поскольку все скважины между собой технологически связаны.

Учитывая направленность вывода скважин из действующего фонда в бездействующих на поддержание нормальной производственной деятельности на всем участке недр, суд первой инстанции правомерно исходил из необоснованности начисленной амортизации по бездействующим скважинам.

Поскольку нахождение скважины в бездействии связано с природными факторами (обводненность, изменение пластового давления), в результате которых скважина не дает продукции, все мероприятия по выводу скважины из состояния бездействия - деятельность, направленная на устранение и нейтрализацию этих негативных факторов, происходящих в недрах, и на обеспечение наиболее полного извлечения полезных ископаемых (в том числе из других скважин, так как вся система разработки взаимосвязана).

Ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции "О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов", утв. постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 N 22, в которой указаны критерии переведения эксплуатационных скважин на консервацию, и на основании которого инспекция делает вывод о том, что бездействующие скважины общества в проверяемом периоде находились в экономически необоснованном простое и подлежали переводу на консервацию, является необоснованной.

На основании п. 1.3 Инструкции ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр.

Консервация эксплуатационных скважин осуществляется по причинам, определенным подп. "а"-"ж" п. 3.4.1 Инструкции.

В соответствии с п. 9 ст. 22 Закона "О недрах" пользователь недр обязан обеспечить сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке горных выработок и буровых скважин, не подлежащих использованию. Аналогичная обязанность предусмотрена п. 1.3 Инструкции.

На бездействующем фонде также планируют осуществление различных мероприятий.

Учитывая, что Инструкция не содержит требование об обязательной консервации бездействующих эксплуатационных скважин, ссылка налогового органа на п. 3.4.1 Инструкции несостоятельна. Кроме того, как правомерно установлено судом первой инстанции, в акте проверки и оспариваемом решении отсутствует документальное обоснование наличия соответствующих оснований для консервации скважин, предусмотренных определенным подп. "а"-"ж" п. 3.4.1 Инструкции.

Общество не вправе перевести скважину на консервацию без согласования с Ростехнадзором.

Таким образом, до момента переведения данных скважин на консервацию (принятия соответствующего решения организацией по согласованию с Ростехнадзором) они являются бездействующими и относятся к эксплуатационному фонду.

Необоснованной является ссылка налогового органа на п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации, в котором указано, что из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения налогом на прибыль исключаются основные средства, находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев.

В письме Минфина России от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101 указано, что согласно п. 3 ст. 256 Налогового кодекса Российской Федерации из состава амортизируемого имущества в целях налогообложения прибыли исключаются основные средства, переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование; переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев; находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев. Причем указанный перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, является закрытым.

В остальных случаях, в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью, начисление амортизации не прекращается.

Доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в том числе решений или приказов общества о ликвидации или консервации скважин налоговым органом суду не представлено.

Кроме того, в письме Минфина России от 06.05.2005 N 03-03-01-04/1/236 указано, что расходы в виде амортизации неэксплуатируемого основного средства, находящегося во временном простое, признаваемом обоснованным и являющимся частью производственного цикла организации, соответствуют критериям п. 1 ст. 252 Налогового кодекса Российской Федерации и уменьшают налоговую базу по налогу на прибыль организации.

Таким образом, исключение сумм амортизации по скважинам и оборудованию из общей суммы расходов произведено налоговым органом без учета положений п.3 ст. 256 НК РФ.

В соответствии с п.1 ст.252 НК РФ расходами признаются любые обоснованные и документально подтвержденные затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

К расходам, связанным с производством и реализацией, отнесены суммы начисленной амортизации (подпункт 3 пункта 2 статьи 253 Кодекса).

Статьей 256 Кодекса определено, что амортизируемым имуществом признаются имущество, результаты интеллектуальной деятельности и иные объекты интеллектуальной собственности, которые находятся у налогоплательщика на праве собственности, используются им для извлечения дохода и стоимость которых погашается путем начисления амортизации. Амортизируемым имуществом признается имущество со сроком полезного использования более 12 месяцев и первоначальной стоимостью более 10000 рублей.

Пунктом 49 ст.270 НК РФ предусмотрено, что при определении налоговой базы не учитываются расходы, не соответствующие критериям, указанным в п.1 ст.252 НК РФ.

Таким образом, Налоговым кодексом Российской Федерации установлено, что если имущество признается амортизируемым, то по нему должна начисляться амортизация, суммы которой включаются в состав расходов. Временное исключение имущества из состава амортизируемого имущества возможно только в случаях, указанных в Налоговом кодексе Российской Федерации, перечень которых является закрытым и расширению не подлежит.

Нормы главы 25 НК РФ, в том числе и положения статей 256-259 НК РФ, не предусматривают требования о приостановлении начисления амортизации в случае отсутствия получения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-то промежуток времени, принимая во внимание, что сам факт временного отсутствия добычи нефти в соответствующий период через бездействующие скважины, не может свидетельствовать о том, что скважины не используются для деятельности, направленной на извлечение дохода. Временное приостановление добычи нефти на отдельных скважинах не должно влечь за собой изменение уровня добычи - одного из существенных условий лицензии, поэтому не оказывает влияние на уровень дохода Общества.

Таким образом, признавая решение инспекции незаконным в части неправомерного включения обществом в состав расходов, учитываемых при налогообложении прибыли, амортизационных отчислений по бездействующим скважинам, суд первой инстанции обоснованно исходил из того, что начисление амортизации соответствует положениям ст.ст. 252, п.1 ст. 256, 257, п.49 ст. 270 НК РФ.

Довод налогового органа о том, что скважины Хохряковского месторождения N 1004 куст 94, N 547 куст 21, N 224 куст 29, N 334 куст 39, N 388 куст 49, N 146 куст 13, N 5П куст 0; Ершового месторождения N 2955 куст 9А, N 7186 куст 69В, N2669 куст 59, N 2800 куст 11, N 2897 куст 30, N 7127 куст 46Б; Пермяковского месторождения N 202 куст 7, N 226 куст 9, N 43Р куст 0 ликвидированы без ввода в эксплуатацию, то есть данные объекты после перевода в бездействие больше никогда не использовались для извлечения дохода судом апелляционной инстанции отклоняется по следующим основаниям.

Как следует из материалов дела и правильно установлено судом первой инстанции скважины 2955, 2800, 2897, 7127 Ершового месторождения, N 226 и 43 Р Пермяковского месторождения находились в бездействие, без перевода в ликвидированный фонд; были ликвидированы только следующие скважины (N 547, 224, 334, 388, 146, 5П Хохряковского месторождения, N 2669 Ершового месторождения, 3202 Пермяковского месторождения); законсервирована скважина N 7186 Ершового месторождения; скважина N 1004 была переведена в мае 2008 года в пьезометрический фонд, в сентябре 2008 в нагнетательный фонд.

Данные обстоятельства подтверждаются карточками спорных скважин.

Обществом в материалы дела представлены документы в отношении скважины N 1004 куст 94 за 2007 г., скважин N 547 куст 21 и N 235 куст 22 за 2006 г., что налоговым органом не оспаривается.

Кроме того, судом установлено, что:

- скважины N 113 Сороминского месторождения, "2520, 2578, 2671, 2756, 2827, 2853, 2972, 3081, 5027, 7204, 7209, 8011, 2603, 2605, 2611, 2626, 2662, 2664, 2676, 2697, 2699, 2771, 2807, 2867, 2917, 2941, 2942, 2950, 2957, 2958, 2990, 3011, 2001, 2002, 2019, 5020, 5024, 5030, 5034, 5035, 5045, 5054, 7006, 7017, 7019, 7021, 7041, 7055, 7102, 7183, 7210, 7241, 7269, 8009, 2895, 3020, 3104 Ершового месторождения находились в бездействие, без перевода в законсервированный (ликвидированный) фонд;

- были законсервированы скважины N 2714, 7020, 2672, 2697 Ершового месторождения;

- были ликвидированы скважины N 1124 Пермяковского месторождения, N 2791, 7038, 7045, 7052,

- 7139, 7197, 5043, 7033 Ершового месторождения

- скважина 801 Хохряковского месторождения переведена в пьезометрический фонд, скважины N 2756, 8011, 2917, 2958, 5001, 5002, 7241 Ершового месторождения были выведены из бездействия, перешли в действующий фонд.

Принимая во внимание то обстоятельство, что в период проверки (начисления амортизации) на бездействующих скважинах проводились гидродинамические исследования, а также учитывая, что ликвидация скважины в определенный период времени (декабрь 2007 г.., 2008 г.., 2009 г.., 2011 гг.) не может определять необходимость их ликвидации в предыдущий период без наличия на то соответствующих оснований (период проверки 2006-2007 гг.), суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что факт перехода скважины из бездействия в фонд ликвидированных скважин не свидетельствует об отсутствии оснований для начисления амортизации в период их бездействия.

Кроме того, суд апелляционной инстанции учитывает, что ликвидация скважин производится при наличии оснований, предусмотренных Инструкцией N 22, не являющихся основанием для вывода в бездействие. При этом причины бездействия не являются основанием для ликвидации скважин.

С учетом изложенного, доначисление налога на прибыль в размере 12 083 171 руб., пени и штрафов по нему является необоснованным.

В ходе выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что обществом в нарушение подп. 1 п. 1 ст. 342, п. 5 ст. 338 Налогового кодекса Российской Федерации занижена налоговая база для целей исчисления НДПИ за июль и август 2007 года на количество сверхнормативных потерь на БЦТП (907 тонн), имевших место после достижения добытой организацией нефти требований ГОСТа на нефть на ЦПС Хохряковского и Ершового месторождений, что повлекло за собой доначисление НДПИ в размере 2 332 198 руб.

В соответствии с п.1 ст. 337 НК РФ в целях настоящей главы указанные в пункте 1 статьи 336 настоящего Кодекса полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров (если иное не предусмотрено пунктом 3 настоящей статьи), содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия). Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

Согласно подпункту 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

Налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении в соответствии со ст.339 НК РФ.

В соответствии с п.1, 2, 7 ст.339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. При определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь). При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого".

На основании п.3 ст.339 НК РФ если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

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

Судом первой инстанции установлено, что общество разрабатывает и эксплуатирует Сороминское, Тарховское, Пермяковское, Хохряковское, Туль-Еганское, Ершовое, Колик-Еганское, Кошильское, Западно-Сороминское месторождения.

Лицензиями ОАО "ННП": ХМН 01130 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01141 НЭ на право добычи нефти и газа Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений предусмотрено, что добыча нефти - процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТом 9965-769, поступление подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.

Технологические операции, составляющие схему и технологию разработки каждого месторождения общества предусмотрены технологическими проектными документами на разработку Сороминского, Тарховского, Пермяковского, Хохряковского, Туль-Еганского, Ершового, Колик-Еганского, Кошильского, Западно-Сороминского месторождений (п.8.2. Анализа разработки Ершового месторождения от 2005 г., п.6.3.1., 6.3.2.3. Авторского надзора за разработкой Колик-Еганского месторождений 2006 г., п.10.2.1. Дополнения к технологической схеме разработки Колик-Еганского нефтяного месторождения 2007 г.., п.6.3.1. Проекта разработки Кошильского нефтяного месторождения 2006 г.., п.6.3.1., 6.3.2.3. Проекта разработки Пермяковского месторождения 2005 г., п.6.3.1. Авторского надзора за разработкой Сороминского месторождения 2006 г.., п.11.2.1 Технологической схемы Северо-Тарховского месторождения 2007 г., п.6.3.1. Авторского надзора Северо-Тарховского месторождения 2006 г., п.6.3.1., 6.3.2.2. Технологической схемы разработки Туль-Еганскогого нефтяного месторождения 2006 г., п.6.3. Проекта разработки Хохряковского месторождения 2005 г., Технологическим регламентом Белозерского центрального товарного парка БПиСн ОАО "ТНК-Нижневартовск" (п.2, п.4.1., пп.3 п.4.2.1., пп.1 пункта 4.2.2., п.4.2.4., п.4.3.1, 4.3.2., п.4.4.1, п.8.3.), описаны в Отчетах ОАО "НижневартовкНИПИнефть" по договору N 3211-Д/ННП-06/13/04 от 21.01.2004 г.., N ННП06/0005/05 от 19.11.2004, N ННП06/0006/06 от 15.12.2005 г.., N ННП-6/0014/07 от 15.12.2006 г..

Пунктом 6.1. Учетной политики Общества для целей налогообложения на 2007 год, утв. Приказом от 29.12.2006 N 489п, установлен прямой метод количества добытой нефти.

В соответствии с положениями пункта 1.2. Инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, введенной Приказом Министерства нефтяной промышленности N 677 от 15.12.81 г., валовой добычей нефти считается нефть, сданная организациям Главтранснефти, НПЗ и ГПЗ, израсходованная на выработку ШФЛУ на производство нефтебитумов и битумных сплавов, отпущенная сторонним организациям, использованная на производственно-технологические нужды предприятий объединения, технологические потери, в пределах утвержденных норм, а также разница в остатках на начало и конец отчетного периода в резервуарных парках, технологических аппаратах установок подготовки нефти и очистки сточных вод, в трубопроводах и амбарах.

Учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами Общества на разработку месторождения, заканчиваются на Белозерном ЦТП, суд первой инстанции правомерно указал, что Общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544), а не объемов нефти по данным СЦКН N 504 и 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.

Инспекцией со ссылкой на абз.2 п.1 ст. 337 НК РФ указано, что понесенные Обществом потери после ЦПС Хохряковского и Ершовского месторождений подлежат налогообложению НДПИ в общем порядке, в связи с чем правовые основания для обложения технологических потерь, связанных с добычей нефти, по ставке 0 руб. после соответствия нефти ГОСТу на СИКН N 504 и N 505 отсутствуют.

Вместе с тем, согласно выписке из нормативов потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утв. Минпромэнерго России 06.06.2005 (письмо от 10.08.2005 N 09-1111, Том 12, л.д.37-45), для ОАО "ННП" установленные уполномоченным государственным органом (Минпромэнерго России) в порядке, определенном Правительством РФ от 29.12.2001 N 921 на 2005 годы нормативы потерь при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения в целом по организации и по отдельным месторождениям составили: для Хохряковского - 0.536%, Восточно-Хохряковский - 0.536% Пермяковский - 0.539%, Кошильский - 0.535% Колик-Еганский - 0.536%, Ершовый - 0.519%, Западно-Сороминский - 0.516%, Сороминский - 0.516%, Тарховский - 0.518%, Туль-Еганский -0.520%.

Как следует из ежемесячных товарных балансов за 2007 г.. добыча нефти составила 5 092 тыс. тн., в том числе 430 237 тн. в июле 2007 г.., 430 104 тн. в августе 2007 г.., что соответствует данным актов-приема сдачи нефти на СИКН N 544 за указанные месяцы.

Согласно ежемесячным товарным балансам за 2007 г.. технологические потери нефти составили 26 893 тн., в т.ч. 2 271 тн. в июле 2007 г.., 2 271 тн. в августе 2007 г.., что соответствует актам на списание технологических потерь, актам на списание потерь нефти при динамическом отстое на БЦТП за указанные периоды, рассчитанным исходя из нормативов потерь на 2005 г.. и 2007 гг.

Порядок исчисления технологических потерь нефти при добыче установлен "Методическими указаниями по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" и "Инструкцией по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации", утв. Минтопэнерго России 16.06.1997.

Согласно указанным нормативным документам технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами (п. 1.3).

В п.п. 1.9, 3.1 Методических указаний и п. 1.10 Инструкции указано, что определение нормативов технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, на основании научно исследовательских работ.

В Методических указаниях предусмотрено, что списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом (п. 5.1.3).

Материалами дела подтверждается, что научно-исследовательские работы по определению величины нормативных технологических потерь нефти на объектах сбора и подготовки нефти месторождений ОАО "ННП" за 2004-2008 г.г. производились ОАО "НижневартовкНИПИнефть" по договорам N 3211-Д/ННП-06/13/04 от 21.01.2004 г.. (определение фактических потерь за 2004 г.., определение нормативных потерь на 2005 г.., NННП06/0005/05 от 19.11.2004 (определение фактических потерь за 2005 г.., определение нормативных потерь на 2006 г..), NННП06/0006/06 от 15.12.2005 г.. (определение фактических потерь за 2006 г.., определение нормативных потерь на 2007 г..), NННП-6/0014/07 от 15.12.2006 г.. (определение фактических потерь за 2007 г.., определение нормативных потерь на 2008 г.).

В апелляционной жалобе налоговый орган ссылается на то обстоятельство, что в 2007 г. изменилась технологическая схема добычи и подготовки нефти со ссылкой на схемы сбора, подготовки, транспортировки и сдачи нефти в 2004-2005 гг. (т.7 л.д.14-15).

Вместе с тем, данные схемы не подтверждают того обстоятельства, что в технологический процесс не включены потери нефти по месторождениям ОАО "ННП".

Судом апелляционной инстанции исследовались отчеты на разработку нормативов потерь нефти и газа и установлено, что общество использовало в спорном периоде нормативы потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, утвержденных Минпромэнерго 06.06.2005 г. с учетом отчетов ОАО "ННП" на разработку нормативов потерь (т.16 л.д.73-150, т.18 л.д.1-69).

В пункте 1.2.1 и таблице 1.3 Отчета на разработку нормативов потерь нефти и газа на 2004-2005 гг. приведены виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах технологических потерь нефти, в том числе на БЦТП - от испарения нефти (в том числе из РВС) - 0,1043%, от уноса капельной нефти газом - 0,0030%,, от уноса остаточной нефти сточными водами - 0,0013%. Указанные потери в общем размере 0,1086% определены НИИ применительно ко всем месторождениям Общества, учитывая аналогичность проводимых на них операций и соответствующего оборудования установок

В таблице 1.4. Отчета на разработку потерь на 2005 гг. приведены конкретные источники технологических потерь нефти на объектах подготовки нефти, в т.ч. на БЦТП - от испарения нефти (РВС-20000, 4 штуки), от уноса капельной нефти газом (сепаратор КСУ, 7 штук), от уноса остаточной нефти сточными водами (очистной РВС-5000, 3 штуки).

Аналогичные положения содержатся в Отчетах на разработку нормативов потерь на 2006, за 2007 г..

Как следует из отчетов ОАО "НижневартовскНИПИнефть" технологические потери нефти, имеющие место в технологической цепочке на БЦТП (расположенном после ЦПС Хохряковского и ЦПС Ершового месторождений) были включены НИИ в состав утвержденного Минпромэнерго России норматива потерь нефти на 2005 год по соответствующим месторождениям.

Согласно Отчетам ОАО "НижневартовскНИПИнефть" (стр. 50-52, стр.67 отчета к договору N ННП-06/0006/06 от 15.12.2005, стр. 20-21 Отчета по договору NННП06/0014/07 от 15.12.2006), рассчитанные для ОАО "ННП" нормативные технологические потери нефти на 2007 год, имевшие место на Белозерном ЦТП, включены НИИ в состав определенного для организации норматива технологических потерь нефти на 2007 год при добыче технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения ОАО "ННП".

Как следует из Отчетов контрольные замеры, согласно произведенных ОАО "НижневартовскНИПИнефть" замеров фактические технологические потери нефти в 2007 г.. (Хохряковское месторождение -0,526%, Пермяковское месторождение 0,537%, Кошильское месторождение - 0,534%, Колик-Еганское месторождение -0,526%, Ершовое месторождение - 0,510%, Сороминское месторождение - 0,510, Северо-Тарховское месторождение - 0,510%, Туль-Еганское месторождение - 0,510%) не превысили установленных нормативов на 2005 г.. и 2007 г.., согласованных и утвержденных в установленном порядке Минпромэнерго России (стр.44 Отчета по договору N 321-Д/ННП-06/13/04 от 21.01.2004 г.., стр. 52 Отчета по договору N ННП06/0006/06 от 15.12.2005 г.., стр.66 Отчета по договору N ННП06/0014/07 от 15.12.2006).

Принимая во внимание, что данные документы разрабатывались с целью определения фактических потерь углеводородов и расчета нормативно технологических потерь нефти и газа, а также учитывая то обстоятельство, что все фактические потери нефти технологически связаны с принятой схемой и технологией разработки каждого из месторождений в пределах нормативов потерь, утвержденных Минпромэнерго, довод инспекции о том, что потери, не включенные в технологический процесс добычи нефти, не должны облагаться по ставке 0 процентов судом апелляционной инстанции отклоняется.

В соответствии с подп.1 п.1 ст. 342 НК РФ в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.

Поскольку фактически исчисленные обществом технологические потери нефти в течение июля и августа 2007 года не превысили последние утвержденные нормативы потерь на 2005 год, а потери нефти на БЦТП включены Минпромэнерго России в состав данного норматива потерь, связанных с технологическим процессом, обществом с учетом положений абз. 3 подп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ правомерно производилось налогообложение всех фактически исчисленных технологических потерь нефти в пределах норматива потерь, утвержденного Минпромэнерго России, по ставке 0 руб.

Доказательств того, что Обществом производилось списание технологических потерь нефти в результате ее добычи в размере, превышающем установленный НИИ норматив потерь применительно ко всем месторождениям налоговым органом не представлено.

Учитывая, что технологический цикл по добыче нефти завершается на Белозерском ЦТП, а также то обстоятельство, что технологический цикл системы сбора и подготовки нефти на месторождениях общества не изменился, довод налогового органа о том, что потери, возникшие на Белозерском ЦТП не связаны со схемой и технологией разработки месторождений общества и не подлежат включению в состав фактических потерь является необоснованным и судом апелляционной инстанции отклоняется.

В связи с изложенным суд апелляционной инстанции приходит к выводу, что при доначислении НДПИ инспекцией не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений ОАО "ННП", предусмотренных техническими проектами разработки месторождений, в связи с чем, не учтены технологические потери Общества по добычи нефти, и, как следствие, неправильно рассчитан объем добытой за июль и август 2007 г.. нефти.

Таким образом, поскольку для целей исчисления НДПИ определение налоговой базы и исчисление технологических потерь нефти следует производить по завершении всего технологического цикла по добыче и подготовке нефти общества, заканчивающегося в соответствии с проектными документами на разработку месторождений на БЦТП (п. 7 ст. 339 НК РФ), суд первой инстанции пришел к обоснованному выводу о том, что доначисление налоговым органом НДПИ в размере 2 332 198 руб. по технологическим потерям нефти до БЦТП (отнесение их к сверхнормативным) является неправомерным.

При таких обстоятельствах, учитывая, что налоговым органом не доказано возникновение недоимки по налогу на прибыль организаций в размере 12 083 171 руб., по налогу на добычу полезных ископаемых в размере 2 332 198 руб., то и привлечение общества к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа за неуплату или неполную уплату указанных сумм налогов, а также начисленные пени являются необоснованными.

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

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

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

ПОСТАНОВИЛ:

решение Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 г.. по делу N А40-129782/09-112-965 оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья:

Н.Н. Кольцова

Судьи

П.В. Румянцев Д.Е. Лепихин