Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 11 ноября 2011 г. N 09АП-22204/11

г. Москва

11 ноября 2011 г.

Дело N А40-34389/10-129-191

Резолютивная часть постановления объявлена 07.11.2011.

Полный текст постановления изготовлен 11.11.2011.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева,

Судей Н.О. Окуловой, Р.Г. Нагаева,

при ведении протокола судебного заседания секретарем А.Н. Красиковой

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу апелляционную жалобу МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 на решение Арбитражного суда г. Москвы от 01.07.2011 по делу N А40-34389/10-129-191, принятое судьей Н.В. Фатеевой,

по заявлению ОАО "Томскнефть" ВНК ОГРН (1027001618918), 636780, Томская обл., Стрежевой г., Буровиков ул., 23

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

о признании недействительным решения

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Фадина М.В. по дов. N 330/11 от 01.08.2011, Показаньева Л.В. по дов. N 327/11 от 01.08.2011, Шабанов Ф.А. по дов. от 22.09.2011, Денисов Н.В. по дов. N 039/11 от 01.01.2011, Ворсуляк О.В. по дов. N 353/11 от 01.10.2011

от заинтересованного лица - Князева О.Н. по дов. N 131 от 09.09.2011, Грибков И.С. по дов. N 37 от 05.03.2011, Яровская Ю.В. по дов N 287 от 31.12.2010

УСТАНОВИЛ

Открытое акционерное общество "Томскнефть" Восточной нефтяной компании (далее - заявитель, Общество) обратилось в Арбитражный суд г. Москвы с заявлением к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - налоговый орган, заинтересованное лицо) о признании недействительным решения N 52-20-14/2580р-1 от 08.09.2009 г.. о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения с учетом изменений, принятых решением ФНС России N 9-1-08/00688@ от 30.12.2009 в части доначисления налога на прибыль в сумме 140 872 118 рублей (пп. 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.7 мотивировочной части Решения); доначисления налога на добавленную стоимость в сумме 150 701 946 рублей (пп. 2.2, 2.3, 2.6 мотивировочной части Решения); доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 2 434 329 рублей (п. 3.1.1, мотивировочной части Решения); доначисления налога на имущество в сумме 146 148 рублей (пп. 4.2, 4.3 мотивировочной части Решения); начисления пени на доначисленные суммы налогов; взыскания штрафа по п.1 ст. 122 НК РФ за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых в сумме 486 593 рубля (п.7.1 мотивировочной части Решения).

Решением Арбитражного суда города Москвы от 01.07.2011 г. признано недействительным, как не соответствующее Налоговому кодексу РФ решение МИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 08.09.2009 г. N 52-20-14/2580р-1 о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения ОАО "Томскнефть" ВНК с учетом изменений, принятых решением ФНС России N 9-1-08/00688@ от 30.12.2009 в части: - доначисления налога на прибыль в сумме 140 872 118 рублей (пп. 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.7 мотивировочной части Решения); - доначисления налога на добавленную стоимость в сумме 150 701946 рублей (пп. 2.2, 2.3, 2.6 мотивировочной части Решения); - доначисления налога на добычу полезных ископаемых в сумме 2 434 329 рублей (п. 3.1.1, мотивировочной части Решения); - доначисления налога на имущество в сумме 146 148 рублей (пп. 4.2, 4.3 мотивировочной части Решения); - начисления пени на доначисленные суммы налогов;- взыскания штрафа по п.1 ст. 122 НК РФ за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых в сумме 486 593 рубля (п.7.1 мотивировочной части Решения).

Налоговый орган не согласился с принятым решением и подал апелляционную жалобу, в которой просит решение Арбитражного суда города Москвы от 01.07.2011 г. в части признания неправомерным решения МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения от 08.09.2009 г. N 52-20-14/2580р-1 в части пунктов 1.2;1.4;1.5;1.7;2.6;3.1.1;4.2;7.1 мотивировочной части Инспекции отменить и принять новый судебный акт об отказе в удовлетворении требования ОАО "Тоскнефть" ВНК в обжалуемой части.

Налогоплательщик представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит решение суда оставить без изменения, а апелляционную жалобу без удовлетворения.

В судебном заседании объявлялся перерыв с 06.11.2011 г. по 13.11.2011 г.

Рассмотрев дело в порядке ст. 266, ч.5 ст. 268 АПК РФ, заслушав объяснения представителя Заинтересованного лица, поддержавшего доводы и требования апелляционной жалобы, Заявителя, изучив материалы дела, суд апелляционной инстанции не находит оснований к удовлетворению апелляционной жалобы и отмене или изменению решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством РФ о налогах и сборах и обстоятельствами дела.

Как следует из материалов дела, в период с 06.10.2008 г.. по 06.07.2009 г.. Межрегиональной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 проведена выездная налоговая проверка ОАО "Томскнефть" ВНК по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов и сборов: налога на прибыль организаций, налога на добавленную стоимость, единого социального налога, налога на доходы физических лиц, налога на имущество организаций, транспортного налога, налога на добычу полезных ископаемых и иных налогов и сборов в соответствии с законодательством Российской Федерации за период с 01.01.2006 г.. по 31.12.2007 г.., по итогам которой составлен акт проверки от 07.07.2009 г.. N 52-20-14/1772а (т.2 л.д.1-150, т.3 л.д.1-134).

Налоговый орган по результатам рассмотрения материалов налоговой проверки, акта от 07.07.2009 г.. N 52-20-14/1772а, возражений Общества от 24.07.2009 г.. (т.7 л.д.1-63), дополнений к возражениям от 05.08.2009 г.. (т.7 л.д.64-69), вынес решение N 52-10-14/2580р-1 от 08.09.2009 г.. (т.4 л.д.1-150, т.5 л.д.1 -150, т.6 л.д.1-23), в соответствии с которым налогоплательщик привлечен к ответственности, предусмотренной п.1 ст. 122 НК РФ за неуплату или неполную уплату сумм налога на добычу полезных ископаемых в размере 486 593 руб.; организации начислены пени по состоянию на 08.09.2009 г.. по налогу на прибыль в размере 3 815 859 руб. и НДПИ в размере 1 042 084 руб.; Заявителю предложено уплатить налог на прибыль за 2006 год в размере 82 900 045 руб., за 2007 год в размере 59 275 883 руб., НДС за 2006-2007 годы в размере 140 493 685 руб., НДПИ за декабрь 2007 года в размере 2 434 329 руб., налог на имущество организаций в размере 4 798 754 руб., штрафы и пени. Кроме того, Обществу отказано в вычетах сумм НДС в общей сумме 11 137 515 руб.; предложено удержать НДФЛ в размере 48 279 руб.

Общество, не согласившись с указанным решением Налогового органа, обратилось в ФНС России с апелляционной жалобой N 42-710 от 25.09.2009 г.. (т.7 л.д.70-113), рассмотрев которую вышестоящий налоговый орган решением от 30.12.2009 г.. N 9-1-08/00688@ (т.6 л.д.24-51) изменил решение от 08.09.2009 г.. N 52-20-14/2580р-1 путем отмены доначисления НДС в размере 328 848 руб. (п.2.2 мотивировочной части решения), доначисления НДС в размере 172 345 руб. (п.2.7 мотивировочной части решения), начисления пени по налогу на добычу полезных ископаемых в сумме 529 272 руб. (п.3.1.1 мотивировочной части решения), начисления пени по налогу на прибыль организаций в размере 69 254 руб. (п.2 резолютивной части решения), в остальной части решение Инспекции оставлено без изменения.

По пункту 1.2 мотивировочной части Решения в части неправомерности доначисления налога на прибыль в сумме 46 737 249 рублей в связи с исключением из налоговой базы расходов по зарезке бокового ствола с горизонтальным окончанием в продуктивном горизонте и углублением на другой пласт.

В соответствии с п.2 ст.257 НК РФ реконструкцией признаются работы при наличии следующих признаков: в результате работ произошло переустройство существующих объектов основных средств; такое переустройство связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей; переустройство осуществлялось по проекту реконструкции; переустройство осуществлялось в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменении номенклатуры продукции.

При этом из определения понятия реконструкции, приведенного в п.2 ст.257 НК РФ следует, что для признания выполненных работ реконструкцией основных средств, необходимо одновременное наличие всех четырех признаков.

Президиум ВАС в своем Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011 указал, что "...N Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных приказом МНР России от 21.03.2007 N 61 (пункт xiv 82 раздела 7), следует, что показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик как скважины, так собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт.

Нефтяное месторождение характеризуется пластовым давлением. Внешнее воздействие на давление в продуктивном пласте могут оказывать такие факторы, как осуществляемые на месторождении мероприятия воздействия на этот пласт для поддержания давления (в том числе путем закачки воды), виды и режим работы насосного оборудования, режим эксплуатации данной и иных скважин (например, нагнетательных).

Поэтому показатель "дебит скважины по нефти" в процессе эксплуатации месторождения проявляет себя как динамичный показатель, его повышение или уменьшение непосредственно связано с перечисленными факторами. В том числе с интенсивностью отбора нефти, а не исключительно с характеристиками скважины как объекта основных средств, или изменением её конструкции".

Таким образом, суд первой инстанции сделал обоснованный вывод, что увеличение нефтедобычи на скважинах N 1024 куст 53 и N 1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения после выполнения работ по зарезке боковых стволов произошло по иным причинам, не связанным с изменением конструкции и технических характеристик данных скважин. При этом, перед судом стояла задача установить причинно-следственную связь между увеличением нефтедобычи и изменением конструкции скважины и ее технических характеристик, а не выяснять непосредственную причину повышения нефтедобычи.

На 40-ка скважинах, на которых налоговый орган ЗБС признал капитальным ремонтом, также произошло изменение конструкции - появление боковых наклонно-направленных стволов, при этом на 8-ми из этих скважин после ЗБС произошло увеличение дебита нефти, однако там эту связь налоговый орган "не увидел".

В Результатах обработки данных инклинометрии, проведенной в процессе зарезки боковых стволов на спорных скважинах специализированными предприятиями ЗАО ПГО "Тюменьпромгеофизика", ООО "Томскнефтегазгеофизика", ОАО "Нижневартовскгеофизика", указан допустимый отход (R круга допуска) и фактический отход (от центра круга допуска). Круг допуска - круг с определенным, исходя из условий разработки месторождения. допустимым радиусом для точки входа в продуктивный пласт (установлен в Технологическом проектном документе на разработку данного продуктивного горизонта (группы горизонтов), в обязательном порядке указывается в Техническом задании на проектирование строительства и реконструкции скважин)- Согласно данным гироскопической инклинометрии по каждой скважине (т. 12 л.д. 61-63, 68-70, 71-72, 81-84) Общество при выполнении работ по зарезке боковых стволов ни по одной скважине, в том числе и по тем, которые имеют горизонтальное окончание, не превысило круг допуска.

Указание в протоколах геолого-технических совещаний на то, что невыработанные запасы нефти располагаются к югу. северу и северо-востоку от некоторых скважин, указывает лишь на направление, в котором следует производить зарезку бокового ствола на данных скважинах.

Изменение пластов по 4-м спорным скважинам по двум скважинам N 296 куст 1 Вахского месторождения (до ЗБС пласт Ю1(1), после ЗБС пласт Ю 1(2+3)) и N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения (до ЗБС пласт Ю1(1) после ЗБС пласт 101(2+3)) изменение продуктивного пласта произошло в рамках проектного горизонта. Добыча нефти после зарезки боковых стволов на указанных скважинах производилась Обществом в пределах пластов, разрешенных для разработки по конкретному месторождению (проектный горизонт Ю1), что подтверждается "Групповым рабочим проектом N 146-Г на капитальный ремонт эксплуатационных скважин Северного месторождения методом зарезки и бурения бокового ствола" (стр.17, т.41 л.д. 96). Кроме этого, скважина N 296/1 в период с 1977г. по 1983г. уже эксплуатировалась по пласту Ю1(2+3), что подтверждается данными из эксплуатационной карточки указанной скважины.

Помимо этого, ведомственные нормативные документы (п.3.1.1 Классификатора ремонтных работ в скважинах, п.3.1 Рекомендаций по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности, п.4.1.1 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, п. 108 Правил охраны недр) работы, связанные с изменением эксплуатационного объекта (изоляцию одних и приобщение других горизонтов) относят к капитальному ремонту скважин. В этой связи следует отметить, что Президиум ВАС РФ в Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011 также не рассматривает переход на другие пласты (горизонты) в результате ЗБС в качестве критерия, по которому следует относить работы по зарезке боковых стволов к реконструкции или капитальному ремонту.

В Заключении экспертизы РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по данному делу эксперт указал, что применительно к процессу добычи углеводородов "... под совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей понимается комплекс организационно-технических мероприятий, приводящих к росту прибыли, получаемой нефтедобывающим предприятием при выполнении проектных технико-экономических показателей и достижении утвержденного значения КИН." (стр. 13 Заключения экспертизы, т.48 л.д.92). Прежде всего - это повышение эффективности разработки месторождении, то есть обеспечение добычи в соответствии с проектом разработки с наибольшим коэффициентом извлечения углеводородов с наименьшими затратами. Сведения о количестве запасов нефти содержатся в государственном балансе полезных ископаемых в разрезе месторождений и продуктивных пластов. В проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья указываются выделенные эксплуатационные объекты; порядок ввода их в разработку; способы и агенты воздействия на пласты; системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, конденсата, газа и жидкости из пластов; закачки в них вытесняющих агентов. Такие показатели как уровень, темпы и динамика добычи нефти привязываются к периоду разработки месторождений или периоду, по окончании которого необходимо внести корректировки в процесс добычи и сделать новый подсчет запасов.

Таким образом, нормальным уровнем производства применительно к нефтедобывающей промышленности является добыча нефти в соответствии с проектными показателями уровня добычи углеводородного сырья, утвержденными Центральной Комиссией по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья Федерального агентства по недропользованию (далее - ЦКР). Следовательно, совершенствованием нефтедобывающего производства и повышением его технико-экономических показателей будет добыча нефти сверх установленного проектными документами уровни.

Аналогичный вывод содержится в Заключении экспертизы, в выводах на стр.27 которого указано, что задача бокового ствола "в лучшем случае достичь минимально необходимое значение коэффициента извлечения нефти, заложенное в технологическую схему разработки месторождения и в лицензионное соглашение но его разработку" (том 48).

Проектный уровень добычи нефти по Северному месторождению утвержден Протоколом ЦКР N 720 от 21.12.2005 (стр.30 Протокола ЦКР т.50 л.д.21). Проектный уровень добычи нефти по Игольско-Таловому месторождению утвержден Протоколом ЦКР N 3963 от 06.03.2007 (стр.28 Протокола ЦКР т.49 л.д.44). Проектный уровень добычи нефти по Вахскому месторождению (которое включает в себя Восточно-Вахское, Вахское и Северо-Вахское месторождения) утвержден Протоколом ЦКР N 823 от 24.10.2006 (стр.24 Протокола ЦКР т.49 л.д.124). Фактическая добыча нефти по указанным месторождениям в 2006-2007 гг. представлена в Справке о фактической добыче (т.49 л.д. 13).

Из сравнения указанной проектной и фактической добычи нефти по месторождениям видно, что зарезка боковых стволов скважин, находящихся на этих месторождениях, не привела к достижению заданных проектом разработки месторождений уровней добычи нефти. Обществу не удалось достигнуть даже установленных проектных показателей, не говоря уже об их превышении. Таким образом, проведение работ по зарезке боковых стволов на спорных скважинах не было связано с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей. Особенно необоснованным является утверждение налогового органа о совершенствовании производства и повышении его технико-экономических показателей в результате выполненных работ по зарезке бокового ствола на скважине N 450 куст 11 Игольско-Талового месторождения, на которой после проведенных работ дебит нефти остался нулевым, т.е. добыча нефти на скважине не возобновилась.

В Протоколах геолого-технических совещаний Общества указано, что целью проведения работ по зарезке боковых стволов на спорных скважинах было восстановление работоспособности скважин для извлечения остаточных извлекаемых запасов нефти. Следует отметить, что при вынесении Решения налоговый орган сам сослался на международный стандарт учета затрат, согласно которому при бурении для восстановления добычи (роста запасов не происходит - восстанавливается доступ к запасам, для извлечения которых скважина была изначально спроектирована) - соответствующие расходы являются расходами на ремонт и списываются по мере возникновения (стр. 145 Решения, т.4 л.д. 145).

Исходя из этих показателей, налоговый орган делает вывод, что Обществу не угрожает отзыв лицензии на добычу нефти, несмотря на то, что фактическая добыча по Северному м.р. значительно (на 38 %) ниже допустимого уровня.

Между тем, данный вопрос вообще не имеет никакого отношения к рассматриваемому делу. Однако данные показатели наглядно демонстрируют, что работы по ЗБС в действительности не привели ни к какому совершенствованию производства эффективность разработки рассматриваемых месторождений не достигает запланированных проектными документами 100%, хотя могла бы составлять 120% (о чем говорит сам налоговый орган в письменных пояснениях от 13.10.2011).

Баланс запасов углеводородов включает в себя следующие показатели: геологические запасы углеводородов - все теоретически подсчитанные запасы нефти, потенциально находящиеся в недрах данного месторождения; извлекаемые запасы нефти - все теоретически подсчитанные, и с помощью практических методов подтвержденные запасы нефти, которые можно добыть из недр данного месторождения с учетом геологических особенностей месторождения и имеющихся технологий добычи.

С учетом имеющихся на данный момент технологий определяется объем полезных ископаемых, которые могут быть добыты, причем к каждому месторождению, с учетом его особенностей, и имеющихся у предприятий производственных технологий устанавливается свой коэффициент извлечения нефти (КИН) и эти объемы закрепляются в проектных документах. Коэффициент извлечения нефти но отношению к государственному балансу запасов (геологическому запасу углеводородов) не может достигать 100%.

При этом, достичь КИН, который установлен в проектных документах и обеспечить проектный уровень добычи нефти является не просто реальным, а обязательным для недропользователя.

В письменных пояснениях от 13.10.2011 налоговый орган также указывает, что совершенствование производственного процесса в рассматриваемом деле налицо, поскольку "количество фактически добытой спорными скважинами нефти в 200б-2007 г..г. после вывода их из неработающего фонда скважин увеличило добычу нефти по Северному, Игольско-Таловому и Вахскому м.р.".

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56) предусматривают, что работы по зарезке боковых стволов скважин в одних случаям являются капитальным ремонтом, в других - реконструкцией.

Согласно и 4.1.2 указанных правил, забуривание новых (боковых) стволов в обсаженных скважинах производится в следующих случаях:

- ликвидация сложных аварий (смятие эксплуатационной колонны, заклинивание инструмента, незапланированное цементирование колонны бурильных или лифтовых труб ит.п.), возникших в процессе эксплуатации скважины или при проведении ремонтных работ;

- вскрытие дополнительных продуктивных мощностей путем проводки ответвлений (в том числе горизонтальных) из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин;

- восстановление бездействующего фонда скважин, в том числе ранее ликвидированных но техническим или иным причинам (при достаточной сохранности крепи скважины и экономической целесообразности), с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья (целики, экранированные зоны и т.п.).

Президиум ВАС РФ в Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011 указал на необходимость выяснения обстоятельств, в связи с которыми проводились буровые работы.

Применительно к спорным скважинам причины, повлекшие необходимость выполнения работ по зарезке боковых стволов указаны в Протоколах геолого-технических совещаний ОАО "Томскнефть" ВНК.

Так, работы по зарезке боковых стволов на скважинах/кустах N 1024/53, N 2051/51,N 1225/54 и N 2036/52 Северо-Вахского месторождения были проведены с целью устранения технической неисправности скважин, возникшей в результате заклинивания инструмента.

Работы по зарезке боковых стволов на скважинах/кустах N 296/1 Вахского месторождения, N 764/74 Восточно-Вахского месторождения, N 450/11 Игольско-Талового месторождения и N 370/1а Северного месторождения проводились в связи с их высокой обводненностью, что также отражено в Протоколах геолого-тсхнических совещаний.

Довод налогового органа, относительно того, что Арбитражным судом г. Москвы сделан вывод о том, что работы по зарезке бокового ствола на скважине N 764 куст 74 Восточно-Вахского месторождения проводились по причине высокой обводненности, возникшей в результате прорыва пластовых вод, при отсутствии в материалах дела доказательств, подтверждающих данное обстоятельство, является необоснованным. Президиум ВАС РФ в Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011 указал, что обстоятельства обводненности скважин могут быть выяснены, "...поскольку Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденными коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР 15.10.1984, ...предусмотрена необходимость наблюдения за режимом работы скважин посредством контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей индивидуальный замер жидкости, газа и обводненности. При обводненности добывающих скважин помимо упомянутого контроля проводятся геофизические и гидрогеологические исследования с целью определения места притока воды в скважину через колонну, источника обводнения и глубины его залегания".

Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (утв. Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол от 15.10.1984г. N 44 п.IV)) в разделе 9 "Ведение документации при разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин" в п.9.4 указано, что первичная документация при разработке нефтяных месторождений включает объективные данные различных измерений и исследований, имеющим отношение к технологическим процессам добычи нефти, в частности, к первичным документам относится журнал замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов.

В материалах дела находится документы по скважине N 764 куст 74 Восточно-Вахского месторождения (т. 52 л.д. 51), в которой указан состав воды, в том числе концентрация хлора - 455 мг- экв/л (Содержание хлора подтверждено Протоколом N48 от 04.04.2007 результатов исследования пробы воды природной подземной Научно-исследовательской лаборатории химического анализа (аттестат аккредитации NРОСС RU.0001-513361)). Также представлены проектные документы: Выписка из Подсчета эксплуатационных запасов подземных вод апт-сеноманских отложений на Вахском нефтяном месторождении, в которой указана концентрация хлора апт- сеноманских вод Вахского месторождения - 247 мг-экв/л и Выписка из проектного документа Технологическая схема утилизации подтоварных вод на Вахском лицензионном участке, табл. 2.1 "Средние данные химического состава подземных вод Вахского и Северного месторождений" - от 13055 до 18777 мг/л, соответственно 352-507 мг-экв/л (т.52л.д.63-66). Сравнение состава воды (концентрации хлора), указанного в "шахматке" скважины перед ее остановкой в связи с обводненностью, с данными по химическому составу пластовых вод и вод ант-ссноманских отложений, свидетельствует о том, что причиной обводненности скважины N 764 куст 74 Восточно-Вахского месторождения явились пластовые воды.

Аналогичные документы представлены и по скважинам:

- N 450 куст 11 Игольско-Талового месторождения: концентрация хлора по "шахматке" - 470 mг-экв/л м, в соответствии с ПТД (Анализ разработки Игольско-Талового нефтяного месторождения табл. 2.10.1 Содержание ионов и примесей в воде, рекомендуемой для заводнения ( апт- альб- сеноманского комплекса)) концентрация хлора апт-сеноманских вод Игольско-Галового месторождения - 358 мг-экв/л, а концентрация хлора, характерная для пластовых вод (в соответствии с Дополнением к технологической схеме разработки Игольско-Талового месторождения (табл.2.8. Свойства и состав пластовых вод Игольско- Талового месторождения)) - 436-488 мг-экв/л (т.52 л.д.53-54, 59-62).

- N 370 куст 1а Северного месторождения: концентрация хлора по "шахматке" - 480 мг-экв/л (содержание хлора подтверждено Протоколом N162 от 05.08.2004 результатов исследования пробы воды природной подземной), в соответствии с выполненным ПТД (Выбор объекта, гидрогеологическое обоснование и проект утилизации подтоварных вод на Северном нефтегазоконденсатном месторождении (приложение N 4)) концентрация хлора апт-сеноманских вод Северного месторождения - 105- 224,4 мг-экв/л, а концентрация хлора, характерная для пластовых вод Северного месторождения (но тому же проектному документу) 11547,2-21515,2 мг/л, что соответствует -312-581 мг-экв/л (т.52 л.д.52, 57-58).

По скважине N 296 куст 1 Вахского месторождения с целью определения источника обводнения были проведены промыслово-геофизические исследования, по результатам которых было установлено, что источником обводнения является сам пласт (т.52 л.д.55-56). Такие же исследования дополнительно проводились и для определения источника обводнения по скважине N 370 куст 1а Северного месторождения, которые также подтвердили, что источником обволнения указанной скважины является пласт БО-1 (т.53).

Таким образом, обводненность пласта на всех четырех скважинах возникла в результате прорыва пластовых вод, то есть по причине, независящей от недропользователя. По мнению же Президиума ВАС РФ, изложенном в Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011, работы, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом.

В письменных пояснениях от 13.10.2011 налоговый орган на стадии рассмотрения дела в апелляционной инстанции поднял вопрос о том, что не ясно, что собой представляет порыв пластовых вод, результатом каких процессов он является, каковы его негативные последствия и пр.

Однако согласно правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума ВАС РФ N 11495/10 от 01.02.2011, данные обстоятельства не входят в предмет рассмотрения и доказывания по делам о порядке признания расходов по ЗБС в целях налогообложения. В рассматриваемой ситуации согласно Постановлению N 11495/10 налогоплательщику необходимо подтвердить, что работы по ЗБС проводились в связи предельной обводненностью пласта, возникшей по причине прорыва пластовых вод, что и было сделано заявителем вышеуказанными документами.

Вместе с тем, заявитель пояснил в судебном заседании, что нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. 0 пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно).

Прорыв пластовых вод представляет собой преждевременное поступление пластовой волы (опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям) к забою добывающей скважины. При этом величина эффективной проницаемости породы зависит от нефте-, газо- и водонасышенности породы. Так, при водонасьщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасышенности 80-90% движение нефти практически прекращается и фильтруется только вода.

Таким образом, прорыв пластовых вод приводит к деформации границы раздела фаз, полностью обводняет скважину, и, как следствие, выводит ее из эксплуатации.

Кроме того, вопрос о том, что такое прорыв пластовых вод относится к области специальных знаний по разработке месторождений и подробно разъясняется как в учебных материалах при получении профессионального образования по профессиям: геология и разведка полезных ископаемых, геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых (горный инженер), бурение нефтяных и газовых скважин и многим другим, так и в нормативных актах Правительства РФ, Минэнерго (ранее Минтопэнерго) и других министерств и ведомств.

Также несостоятельным является довод налогового органа относительно вывода суда первой инстанции о цели проведения работ по зарезке бокового ствола на скважине N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения - ликвидация аварии, сделанного без документального подтверждения и в противоречие имеющимся в материалах дела доказательствам.

Часть данных, приведенных налоговым органом в апелляционной жалобе по скважине N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения, не соответствует фактическим обстоятельствам дела, которые подтверждены соответствующими документами.

Так, налоговый орган указывает, что согласно Протоколу геолого-технического совещания ОАО "Томекнефть" ВПК от 07.02.2007 скважина N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения в январе 2003 года была переведена в бездействующий фонд и следующие работы; ОТСЭК, изоляция пласта Ю1/1, перевод на пласт Ю2/2, извлечение аварийного оборудования и нормализация забоя проводились на спорной скважине уже после перевода её в бездействующий фонд. В то время, как в Протоколе геолого-технического совещания ОАО "Томскнефть" ВНК от 07.02.2007 указано, что данная скважина была переведена в бездействующий фонд в январе 2004 года (т. 14 л.д.9-10). В соответствии с Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 26.03.2003 работы по капитальному ремонту проводились на скважине в период с 01.03.2002 по 23.03.2003, то есть в период, когда скважина находилась в действующем фонде (т. 14 л.д.7-8). В этом же акте в перечне выполненных работ указано, что произведенные ловильные работы оказались безрезультатными. В Протоколе совместного геолого-технического совещания специалистов ОАО "Томскнефть" ВНК и ООО "ПРО от 22.03.2003 по скважине N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения принято решение: -работы по ликвидации аварии прекратить в виду нецелесообразности; -рассмотреть скважину в кандидаты на зарезку второго ствола (т. 14 л.д.6).

После чего. Протоколом геолого-технического совещания от 07.02.2007 было решено предусмотреть капитальный ремонт скважины N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения методом зарезки бокового наклонно-направленного ствола.

Таким образом, имеющимися в материалах дела документами подтверждено, что целью работ по зарезке бокового ствола скважины N 1024 куст 53 Северо-Вахского месторождения была именно ликвидация аварии (технической неисправности).

В материалах дела имеются также доказательства цели проведения работ - ликвидации аварии (технической неисправности) и на остальных скважинах. Так, скважина N 2036 куст 52 Северо-Baхского месторождения была запущена в августе 1989 года фонтанным способом с дебитом нефти 8,1 т/сутки. Из Протокола технического совещания от 06.11.2006 следует, что после проведения СП "Фракмастер" ГРП (гидроразрыва пласта) 04.03.1996 произошел прихват долота на гл. 2527 м, ГФР отстрел НКТ, в результате чего на забое осталось аварийное оборудование: НКТ 73мм-27м + долото (т. 14 л.д.3). В марте 1999 года скважину запустили способом ШГН с дебитом нефти 4,92 т/сутки, однако, из-за отсутствия притока, в январе 2000 года скважина была остановлена с дебитом нефти 0,81 т/сутки. Из Протокола совместного геолого-технического совещания специалистов ОАО "Томскнефть" ВНК и ООО "ДенКаРС" от 01.10.2006 следует, что Обществом принято решение провести капитальный ремонт скважины. Цель ремонта - ликвидация аварии. ОТСЭК (т.14,л.д.1-2). Согласно Протоколу технического совещания от 06.11.2006 принято решение в связи с невозможностью проведения результативных работ по ликвидации аварии (отсутствуют эффективные технологии и оборудование у имеющихся подрядчиков по КРС) рассмотреть вопрос по проведению зарезки бокового ствола. После чего, в соответствии с Протоколом геолого-технического совещания от 05.06.2007 принято решение о капитальном ремонте скважины методом зарезки бокового-направленного ствола (т. 14 л.д.4-5). Скважина 2051 куст 51 Северо-Вахского месторождения была запущена в октябре 1993 года фонтанным способом с дебитом нефти 2,4 т/сутки. Из Протокола геолого-технического совещания от 21.07.2006 следует, что при выполнении СП "Шлюмберже" ГРП 03.06.2000 при попытке райбиронания колонны в интервале 2413 м заклинил райбер, в скважине осталось 114 СБТ (т. 14 л.д. 15-16). С марта по май 2006 хода ЗАО "Самотлорнефтеиромхим" проводило работы по ликвидации аварии, было извлечено 106 шт. аварийных СБТ, в скважине осталось ещё 8 шт. аварийных СБТ + ав. ЭЦН. В соответствии с Протоколом технического совещания по капитальному ремонт) скважин специалистов ОАО "Томскнефть" ВПК и ЗАО "Самотлорнефтепромхим" от 29.05.2006 принято решение работы по ликвидации аварии прекратить в связи с высокой сложностью ремонта и, в связи с нецелесообразностью проведения дальнейших работ по ликвидации аварии, произвести работы по зарезке бокового ствола (т. 14 л.д. 11). Согласно Протоколу геолого-технического совещания от 21.07.2006 принято решение о капитальном ремонте скважины методом зарезки бокового ствола.

Скважина 1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения была запушена в марте 1990 года фонтанным способом с дебитом нефти 4,36 т/сутки. Из Протокола геолого-технического совещания от 30.11.2006 следует, что в декабре 1991 года на скважине произошел обрыв ПО, в результате чего на забое осталось 2,5 НКТ-131 шт., штанги 3/4 -65 шт., 7/8 - 68 шт. и НВС -43 (т. 14 л.д.20-21). Составлен Акт об аварии от 26.12.1991. Согласно Актам на сдачу скважины из капитального ремонта в марте-апреле 1992 года Общество проводило работы на скважине связанные с ликвидацией аварии (т. 14, л.д. 18, 19). После чего в скважине осталось ещё НКТ 2,5 - 48 шт. и штанг 3/4 - 47 шт. Из Протокола технического совещания по капитальному ремонту скважин специалистов ОАО "Томскнефть" ВНК и ЗАО "Самотлорнефтепромхим" от 01.12.2006 следует, что с момента возникновения аварии на скважине проведено 3 капитальных ремонта скважины по извлечению аварийного оборудования - безрезультатно. В связи с чем, было принято решение работы но ликвидации аварии прекратить в связи с высокой сложностью ремонта и, в связи с нецелесообразностью проведения дальнейших работ по ликвидации аварии, произнести работы по зарезке бокового ствола (т. 14 л.д. 17). Одновременно, на геолого-техническом совещании (Протокол от 30.11.2006) было принято решение о капитальном ремонте скважины методом зарезки бокового ствола.

В письменных пояснениях от 13.10.2011 налоговый орган указывает, что согласно правовой позиции Высшего Арбитражного Суда РФ, изложенной в Постановлении Президиума от 01.02.2011.N"11495/10, для отнесения работ по ЗБС к капитальному ремонту налогоплательщик должен доказать невозможность устранения технической неисправности скважин иными методами ремонтно-изоляционных работ (РИР). Между тем, как пояснил представитель налогоплательщика, техническая неисправность на четырех спорных скважинах/кустах N 1024/53, N 2051/51, N 1225/54 и N 2036/52 Северо-Вахского м.р. возникла в результате заклинивания инструмента.

Вместе с тем, согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 ремонтно изоляционные работы применяются исключительно в целях отключения обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправления негерметичности цементного кольца либо наращивания цементного кольца за обсадной колонной. Таким образом, РИР, в принципе, не проводятся для устранения такого рода неисправностей как заклинивание инструмента, что подтверждается, в том числе протоколами геолого-технических совещаний (от 29.05.2006 - по скв. N 2051; от 01.12.2006 - по скв. N 1225; от 01.10.2006 - по скв. N 2036; от 21.03.2003 - по скв. N 1024), где указано, что по всем скважинам проводились не РИР, а работы по извлечению аварийного оборудования (операции но спуску, работе и подъему ловильного инструмента).

Кроме того, рассматриваемое Постановление Президиума ВАС РФ N 11495/10 не содержит подобных выводов. Президиум ВАС РФ указал, что ведомственными нормативными актами определены случаи, являющиеся основанием для производства капитального ремонта, одним из способов осуществления которого является бурение дополнительного ствола в действующей скважине. При этом в ведомственных нормативных актах в числе таких случаев указана необходимость устранения аварий, под которой, в том числе, понимается и заклинивание инструмента (например: Классификатор ремонтных работ в скважинах РД /53-39-0-088-01. Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин РД 13-07-2007, Рекомендации по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, газовой и нефтехимической промышленности (утв. Приказом Минэнерго России от 24.06.2008 N 5).

В ходе судебных заседаний в апелляционной инстанции налоговый орган неоднократно указывал на то, что путем проведения ЗБС недропользователь осуществляет прирост запасов. Между тем, данное утверждение не соответствует действительности, поскольку выявление недропользователем дополнительных запасов полезного ископаемого влечет его безусловную обязанность по постановке их на учет в соответствии со ст.31 Закона РФ "О недрах" в Государственный баланс запасов и внесение изменений в проектную документацию. Налоговым органом не представлено каких-либо доказательств учета прироста запасов углеводородного сырья в Государственном балансе запасов по месторождениям, на которых находятся спорные скважины в рассматриваемые периоды, а также внесения изменений в проекты разработки данных месторождений.

Из материалов дела следует, что по всем спорным скважинам удельные запасы (средний показатель добычи на скважину по месторождению) ни по одной из них на момент проведения работ по ЗБС также не были достигнуты. Таким образом, невозможно говорить о приросте запасов, так как ни одна из этих скважин не смогла достичь запланированного показателя добычи до проведения ЗБС и извлечь начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на нее, для добычи которых она была запланирована и построена.

Первоочередной задачей недропользователя, исходя из законодательства о недрах и условий лицензионных соглашений, является выработка остаточных запасов нефти, уже разведанных и стоящих на учете в Государственном балансе запасов, для извлечения которых и была построена эта скважина- Именно для выполнения указанной задачи Обществом осуществлялись мероприятия по ремонту спорных скважин, в том числе путем проведения работ по 3БС. Но даже эти мероприятия не дали положительного эффекта на скважине N 450 куст 11 Игольско-Талового м.р., возобновление нефтедобычи на которой не произошло.

Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" определяет понятие "авария", как разрушение сооружения и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Примерный перечень видов аварий по отраслям определен в приложении 4 к Положению о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах, утвержденному Постановлением Госгортехнадзора РФ от 8 июня 1999 г. N 40. При этом такого вида аварии как обрыв производственного оборудования. заклинивание инструмента указанный перечень не предусматривает.

Скважина и скважинное оборудование (насосно-компрессорные трубы и фонтанная арматура) являются отдельными основными средствами. Обрыв (полет) оборудования на спорных скважинах не повлек -за собой разрушение сооружений и(или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, не вызвал неконтролируемого взрыва и(или) выброса опасных веществ. Таким образом, указанные происшествия не являются "аварией" в понимании Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ. В связи с чем, в данном случае, порядок расследования аварий, предусмотренный ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" и Положением о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах, не подлежал применению.

В соответствии с п.4.1.2 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56) под аварией понимается смятие эксплуатационной колонны, заклинивание инструмента, незапланированное цементирование колонны бурильных или лифтовых труб и т.п. Именно поэтому в своих документах - актах расследования, протоколах технических (геолого-технических) совещаний и др. случаи обрыва (полета) инструмента и его заклинивание в скважинах, в результате чего дальнейшая эксплуатация скважин стала невозможной, Общество называло "аварией".

В Постановлении N 11495/10 от 01-02-2011 Президиум ВАС РФ указывает, что капитальным ремонтом следует признать работы, проведенные в технически неисправных скважинах. Свои вывод Президиум ВАС РФ делает на основании нормативных актов, которые "...указывают па техническую неисправность скважины, повлекшую невозможность её эксплуатации (в том числе по причине возникшей аварийной ситуации), как на основание для производства капитального ремонта, одним из способов осуществления которого является бурение дополнительного ствола в действующей скважине". Одним из таких нормативных актов, на основании которого Президиум ВАС РФ делает свой вывод, как раз являются Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Таким образом, основанием для признании работ по зарезке бокового ствола капитальным ремонтом является их выполнение для устранения технической неисправности скважины, а авария рассматривается лишь как одна из причин, в результате которой может возникнуть техническая неисправность.

В соответствии с п.7 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" ПБУ 1/98 (утв. приказом Минфина РФ от 09.12.1998 N 60н, с изм. от 30.12.1999), в т.ч. в соответствии с действующим в настоящее время п. 6 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" (ПБУ1/2008) (с изм. от 11.03.2009) отражение в бухгалтерском учете фактов хозяйственной деятельности должно осуществляться исходя не столько из их правовой формы, сколько из экономического содержания фактов и условий хозяйствования (требование приоритета содержания перед формой). Поэтому независимо от того, как Общество в своих документах называло обрыв (полет) инструмента и его заклинивание в скважинах, - следствием этих событий явилась техническая неисправность скважин, устранить которую можно было только путем зарезки боковых стволов. При этом акты расследования, акты на сдачу скважин из капитального ремонта и протоколы технических (геолого-технических) совещаний подтверждают наличие технических неисправностей в скважинах/кустах N 1024/53, N 2051/51, N 1225/54 и N 2036/52 Северо-Вахского месторождения и невозможность их устранения другими технологическими операциями, относящимися к капитальному ремонту.

Кроме этого, необходимо учитывать, что на скважине N 2036 куст 52 Северо-Вахского месторождения авария произошла в марте 1996 года, а на скважине N 1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения - в декабре 1991 года, т.е. до принятия Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" и Положения о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 8 июня 1999 г. N 40), в связи с чем, расследование аварий или инцидентов, произошедших на этих скважинах, в любом случае, не могло производиться в соответствии с требованиями указанных документов.

Ошибочным является также вывод налогового органа о том, что, называя в качестве причин технической неисправности скважин/кустов N 1024/53, N 2051/51, N 1225/54 и N 2036/52 Северо-Вахского месторождения аварии, Общество оперирует данным понятием, содержащимся в Стандарте Предприятия "Порядок расследования аварий, произошедших при производстве текущих и капитальных ремонтов скважин" N 16-ТН-СТП-П10-01 версия 1.1, поскольку указанный Стандарт был введен в действие в Обществе 25.04.2006 распоряжением N 116, а аварии (технические неисправности) имели место на указанных скважинах в период с 1991 по 2002 годы.

В Решении от 01.07.2011, вместе с тем, Арбитражный суд г. Москвы рассмотрел вопрос и о производственной мощности самих спорных скважин, как основного средства. В связи с тем, что после зарезки боковых стволов нефть, по прежнему, поступала в скважины через одно входное отверстие, так как нижняя часть эксплуатационных колонн скважин была изолирована путем установки в них цементного моста, то изменение конструкции скважин не могло увеличить их производственную мощность. Изменение технических характеристик спорных скважин также не могло увеличить их производственную мощность, поскольку суд установил, что увеличение производственной мощности скважин в данном случае могло иметь место только ори увеличении диаметра эксплуатационной колонны, а после зарезки боковых стволов "хвостовик" (обсадная труба, установленная в боковом стволе) был установлен диаметром меньшего размера, чем диаметр обсадной трубы в самой эксплуатационной колонне,

В связи с этим не обоснован довод налогового органа, указанный в письменных пояснениях от 13.10.2011 о том, что "обоснованность применения понятии налоговым органом мощность скважин, подтверждается отраслевым руководящим документом, а именно Методическими указаниями по геолого - промысловому анализу Дебит скважин.....является показателем мощности скважины".

В методических указаниях по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39,0-110-01, утвержденных Приказом Минэнерго РФ от 05.02.2002 N 29, отсутствует определение мощности скважины, так как этот термин применительно к продукции или производительности скважины в нефтяной отрасли не употребляется. Само утверждение, которого придерживается налоговый орган, что дебит скважин есть показатель их мощности неверно по существу. Как указал Президиум ВАС РФ в Постановлении N\ 1495/10 дебит скважин определяется многими факторами, в том числе, обусловленными режимом разработки залежи, в связи с чем дебит не является показателем мощности скважины.

В Заключении экспертизы на стр. 20 (т.48) эксперт указал, что "Под производственной мощностью нефтедобывающего предприятия понимается максимально допустимая (возможная) добыча нефти в определенный период времени (сутки, месяц, год) или е течение всего периода разработки, обусловленная запроектированной технологией добычи нефти в конкретных условиях месторождения (залежи)". То есть увеличение производственных мощностей означает превышение уровня максимально возможного выпуска продукции, заданного при проектировании предприятия. Как видно из материалов дела, после выполнения работ по ЗБС ни на одном из месторождений не имело место Превышение уровня добычи нефти, заданного проектными документами.

Как следует из эксплуатационных карточек скважин (т. 12 л.д.85-125) и нижеуказанной таблицы N 4, после запуска скважин в эксплуатацию на всех скважинах дебит нефти был достаточно высоким, затем, по прошествии ряда лет, четыре скважины были остановлены по причине высокой обводненности, а четыре скважины были остановлены но причине аварии. В связи с чем, на дату проведения работ по зарезке боковых стволов дебит нефти по всем скважинам был равен нулю. Следует отметить, что только по двум скважинам (N1024 куст 53, и N1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения) после выполнения работ по зарезке боковых стволов дебит нефти на короткое время (2-3 месяца) незначительно превысил дебит нефти, который был на этих скважинах в период с начала эксплуатации скважин ло проведения работ по зарезке боковых стволов, после чего среднесуточный дебит нефти снова упал до средних показателей указанных скважин (т.12 л.д.99-103, 118-123). При этом по 5 скважинам дебит нефти после выполнения работ по зарезке боковых стволов вообще не превысил дебита нефти, который давали эти скважины в период с начала эксплуатации скважин до проведения работ по зарезке боковых стволов (т.12 л.д.85-98, 108-117, 124-128)- А по скважине N 450 куст 11 Игольско-Талового месторождения возобновление добычи нефти после зарезки бокового ствола не произошло вовсе по причине высокой обводненности указанной скважины (т.12 л.д.104-107).

Таким образом, проанализировав дебит нефти спорных скважин до выполнения работ но зарезке боковых стволов и после, а также изменение конструкции скважин и их технических характеристик, произошедших в результате указанных работ, суд первой инстанции правильно установил, что увеличение нефтедобычи на скважинах N 1024 куст 53 и N 1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения после выполнения работ но зарезке боковых стволов, произошло по иным причинам, не связанным с изменением конструкции и технических характеристик данных скважин.

Кроме того, увеличение нефтедобычи на указанных скважинах имело место в течение двух-трех месяцев, после чего дебит нефти снизился до среднего уровня нефтедобычи, существовавшего до проведения работ по ЗБС.

Более того, из материалов дела следует, что при проведении налоговой проверки в части правильности отнесения расходов по ЗБС в 2006-2007 г..г. налоговым органом были признаны капитальным ремонтом работы по ЗБС на восьми скважинах, где после ЗБС произошло увеличение нефтедобычи (скв. N N 922, 923 Западно-Катыльгинского м.р. скв.NN 615 Первомайского м.р., скв, N735 Оленьего м.р., скв.N 44 Западно-Останинекого м.р., скв. NN о 1428, 2527, 2538 Восточно-Baxcкого м.р.). Данное обстоятельство подтверждается, в т.ч. Решением налогового органа (стр. 16-25, 45-47, 65-71, 97-10, 110-112, 140-144 оспариваемого Решения).

Следовательно, увеличение нефтедобычи на скважине после проведения зарезки боковых стволов не свидетельствует о том, что на ней проведена реконструкция.

Вывод эксперта и суда относительно того, что применительно к скважине не могут использоваться такие понятия как "улучшение качества продукции" и "изменение номенклатуры продукции" является правомерным, поскольку скважина не является сооружением, которое производит продукцию. Вместе с тем, необходимо отметить, что даже при толковании этих понятий с точки зрения налогового органа, после выполнения работ по зарезке боковых стволов изменение номенклатуры продукции не произошло - на спорных скважинах, по-прежнему, происходила добыча нефти, а не иного продукта. А данные эксплуатационных карточек спорных скважин подтверждают, что работы по зарезке бокового ствола не позволили ликвидировать обводненность продукции, при этом на 4-х скважинах процент обводненности нефти даже вырос по сравнению с тем, каким он был до выполнения указанных работ:

- на скважине N 370 куст 1а Северного месторождения до ЗБС- 39,99%, после ЗБС - 79,12%,

- на скважине N 2051 куст 51 Северо-Вахского месторождения до ЗБС - 3.89%. после ЗБС -21,42%.

- на скважине N 1225 куст 54 Северо-Вахского месторождения до ЗБС - 0%, после ЗБС -50%,

- на скважине N 2036 куст 52 Северо-Вахского месторождения до ЗБС - 3,7%, после ЗБС -90,3%.

Таким образом, улучшения качества продукции не произошло.

Довод налогового органа, изложенный в письменных пояснениях от 13.10.2011, о том, что "показатель обводненности... следует рассматривать весьма критически... поскольку увеличение весового процента воды в жидкости неизбежно", несостоятелен в связи со следующим.

Показатель обводненности действительно важен в контексте опенки эффективности предпринимаемых мер по ремонту скважины, особенно, если речь идет о прорыве пластовой воды и технических осложнениях, возникших при эксплуатации скважины. Действительно, рост обводнения предусматривается в проектных документах. Та же ситуация и применительно к рассматриваемым скважинам, которые из - за прорыва пластовой воды, технических осложнений вынуждены умереть от преждевременного обводнения, задолго до того, как выполнят свое назначение, определенное проектными документами.

Также необоснованным является довод налогового органа о том, что Арбитражный суд г. Москвы сделал вывод о правомерности руководствоваться при определении понятий "капитальный ремонт" и "реконструкция" ведомственными нормативными актами. На стр. 4 Решения суд указывает "В целях обложения налогом па прибыль организаций при определении понятий "реконструкция" и "достройка" следует руководствоваться п. 2 ст. 257 НК РФ. Однако, в связи с тем, что в Налоговом кодексе РФ отсутствует понятие "капитальный ремонт", в силу п.1 ст. НК РФ для его определения должны быть использованы ведомственные нормативные акты". При этом следует отметить, что и Президиум ВАС РФ в Постановлении N 11495/10 от 01.02.2011 также определяет понятие "капитальный ремонт" скважин с помощью ведомственных нормативных актов.

Как указывалось выше, работы по зарезке наклонно-направленного второго (бокового) ствола проводились в соответствии с Групповыми рабочими проектами N 146-Г на капитальный ремонт эксплуатационных скважин Северного месторождения методом зарезки и бурения бокового ствола и N 196-Г на капитальный ремонт эксплуатационных скважин Западно-Останинского месторождения методом зарезки бокового ствола, выполненными генеральным проектировщиком ООО НПО "ВКТБ". При подготовке указанных Групповых рабочих проектов генеральный проектировщик в соответствующем разделе Групповых рабочих проектов - "Обоснование наименования проекта" - определил, что в соответствии с действующими "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (далее - ПБ 08-624-03) работы, проводимые в соответствии с данными Групповыми рабочими проектами, подпадают под определение "капитальный ремонт" скважин.

При этом пункт 4.1-1. ПБ 08-624-03 предусматривает, что зарезка боковых стволов может быть как капитальным ремонтом, так и реконструкцией: "Работы по капитальному ремонту скважин (исправление повреждений в эксплуатационной колонне, ликвидация аварий с внутрискважинным оборудованием и лифтовыми колоннами, изоляция водопритоков, дополнительная перфорация, переход на другой горизонт, забуривание новых ответвлений (стволов), в том числе с горизонтальным проложением и т.п.) должны проводиться специализированной бригадой по планам, утвержденным техническим руководителем организации и согласованным с заказчиком.

Реконструкция скважин, связанная с необходимостью проводки нового ствола с последующим изменением конструкции скважины и её назначения (доразведка месторождения, извлечение запасов из экранированных ловушек и т.п.) должна производиться по проектной документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке".

Согласно п.4.3.1 ПБ 08-624-03 работы по капитальному ремонту скважин производятся по планам, разработанным организацией-исполнителем услуг. Порядок разработки и условия согласования плана работ по текущему ремонту скважин устанавливаются недропользователем.

Согласно п.4.3.4 ПБ 08-624-03 работы по реконструкции скважин должны проводиться по рабочему проекту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 Правил безопасности, предусматривающему требования к проектирован ию.

Пункты 4.3.3 и 4.3.5 ПБ 08-624-03 предусматривают требования к содержанию планов работ (при капитальном ремонте) и рабочих проектов (при реконструкции) при выполнении работ, связанных с забуриванием и проводкой боковых стволов;

4.3.3. 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.); компоновки колонны труб и низа бурильной колонны; тип породоразрушающего инструмента и его привода; навигационное обеспечение траектории бокового ствола или горизонтального ответвления; режимы проходки бокового ствола и утилизации выбуренной породы; крепление пробуренного ствола (спуск фильтра, технологическая оснастка, сочленение фильтра с эксплуатационной колонной и т.д.).

4.3.5. Проектная документация на реконструкцию скважины дополнительно к требованиям, предъявляемым к рабочим проектам на строительство скважин (раздел 2.2 настоящих Правил безопасности), должна содержать: существующую и проектную конструкцию скважин; результаты исследования состояния скважины (наличие закалочных 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; технические средства для зарезки нового ствола из эксплуатационной промежуточной) колонны; порядок работы с вырезающим устройством и контроля за процессом зарезки нового ствола; параметры пространственного проложения нового ствола и способы контроля за их реализацией; характеристики технических средств по спуску хвостовиков в пробуренный ствол, подвески спущенных труб и их герметичного сочленения с существующей колонной обсадных труб.

Анализ представленных в материалы дела документов подтверждает, что Программы работ (План-Программы) составлены в соответствии с п.4.3.3 ПБ 08-624-03. Следовательно, они не могут рассматриваться в качестве проектной документации на реконструкцию. В соответствии с п. 1.3.2 ПБ 08-624-03 проектирование производства нефтяной и газовой промышленности, в том числе реконструкции опасных производственных объектов, осуществляется организациями, имеющими лицензию на право ведения такой деятельности. Разработка проектной документации производится на основании задания на проектирование, выдаваемое пользователем недр (заказчиком) проектной организации (п.1.3.3 ПБ 08-624-03). Разработанная проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности в соответствии с "Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденными Госгортехнадзором России. Экспертизу промышленной безопасности проводят организации, имеющие лицензии на проведение указанной экспертизы (п. 1.3.4 ПБ 08-624-03). Проектная документация утверждается недропользователем (заказчиком). Наличие положительного заключения экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Госгортехнадзором России или его территориальным органом, является обязательным условием утверждения проектной документации (п.1.3-5 ПБ 08-624-03).

Работы по зарезке боковых стволов на скважинах ОАО "Томскнефть" ВНК проводились в соответствии с п.4.3.1 ПБ 08-624-03 по планам, разработанным организациями-исполнителями услуг: ЗАО "Самотлорпефтспромхим", ЗАО "Сибирская Сервисная Компания", ООО "Апсга-Бурение", ООО "Катобьнефть", ООО ИПЦ "ИНТЕХ". ООО "ПРС", которые согласовывались с заказчиком (Обществом). Экспертиза промышленной безопасности составленных планов работ не производилась, при этом Госгортехнадзор России не имеет каких либо претензий к Обществу по данному вопросу. Обратных доказательств налоговым органом представлено не было.

Кроме того, в соответствии с п.4.7.13 ПБ 08-624-03. приемка в эксплуатацию реконструированной скважины производится в порядке, установленном для приемки вновь построенных скважин, т.е. должен быть составлен соответствующий акт о приемке объекта в эксплуатацию, который подписывается специально создаваемой комиссий. В рассматриваемом же случае приемка работ по зарезке боковых стволов оформлялась актами выполненных работ, которые подписывались подрядчиком и заказчиком, то есть документами, составляемыми по окончании работ по капитальному ремонту.

Эксперт в своем Заключении по данному делу также отметил, что Групповые рабочие проекты N 196-Г и N 146-Г, с привязкой к которым выполнились работы на спорных скважинах, а также Программы работ на капитальный ремонт указанных скважин методом забуривания бокового ствола "...не являются проектной документацией на реконструкцию, так как не содержат данных, необходимых для признания их таковыми.." (стр. 19 Заключения экспертизы, 1.48 л.д. 9-8).

При вынесении оспариваемого Решения, налоговый орган также не рассматривал указанные документы как проекты на реконструкцию, поскольку по 40 скважинам признал работы по зарезке боковых стволов, выполненные на основании этих же документов, капитальным ремонтом.

"Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 27.12.2002 N 69), на которую ссылается налоговый орган, предусматривающая осуществление строительства дополнительного ствола или ответвлений по рабочему проекту, как указано в ее вводной части, была разработана в развитие "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.1998 N 24. Однако, указанный документ утратил силу в связи с принятием Госгортехнадзором РФ Постановления от 31 июля 2003 г. N 106 "О введении в действие и признании утратившими силу нормативных правовых актов в области надзора в нефтяной и газовой промышленности". А новые "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 56), как уже было указано выше, предусматривают выполнение работ по зарезке бокового ствола как по проектной документации, в случае, если они являются реконструкцией, так и по плану работ, в случае, если указанные работы являются капитальным ремонтом.

Вместе с тем, при рассмотрении настоящего дела в суде первой инстанции в соответствии с требованиями арбитражно-процессуального законодательства и с учетом правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума ВАС РФ от 01.02.2011 N 11495/10, по данному вопросу были тщательно исследованы все представленные сторонами доказательства, после чего суд дал им оценку и пришел к обоснованному выводу, что выполненные Обществом работы по зарезке боковых стволов на спорных скважинах являются капитальным ремонтом, так как из четырех признаков реконструкции, предусмотренных п.2 ст.257 НК РФ, одновременное наличие которых позволяет признать выполненные работы реконструкцией, в наличии имеется только один - переустройство основных средств, а остальные признаки отсутствуют.

В связи с вышеизложенным, доводы апелляционной жалобы по данному пункту являются несостоятельными, а в п. 1.2. Решения налоговым органом неправомерно доначислен налог на прибыль за 2006-2007 годы в сумме 46 737 249 руб., а также пени в соответствующей части.

В соответствии с п. 4 ст. 89 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. Полномочия налогового органа в сфере контроля за соблюдением законодательства о налогах и сборах, за правильностью исчисления, полнотой и своевременностью внесения в бюджетную систему Российской Федерации налогов и сборов носят публично-правовой характер, что не позволяет налоговому органу произвольно отказаться от реализации своих полномочий (постановление Конституционного Суда Российской Федерации от 14 июля 2005 года N 9-П). Следовательно, размер доначисляемых налоговым органом налогов должен соответствовать действительной налоговой обязанности налогоплательщика, определяемой с учетом всех положений главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации, влияющих как на увеличение, так и на уменьшение налоговой базы.

В обжалуемом Решении налоговый орган, квалифицировав работы по зарезке бокового ствола как работы по реконструкции скважин, указал, что расходы на выполнение данных работ должны увеличивать первоначальную стоимость скважины и учитываться в составе расходов через начисление амортизации в соответствии со ст. 253 НК РФ. Однако согласно п. 1.1 ст. 259 НК РФ (в редакции, действовавшей в спорный период) налогоплательщик имеет право включать в состав расходов отчетного (налогового) периода расходы на капитальные вложения в размере не более 10 процентов первоначальной стоимости основных средств и (или) расходов, понесенных в случаях достройки, дооборудования, реконструкции" суммы которых определяются в соответствии со статьей 257 Кодекса.

Налоговый орган также установил, что скважина N 296 куст 1 Вахского месторождения на момент проведения работ полностью амортизирована и имеет остаточную стоимость 0 руб. (стр. 31 Решения). Согласно пункту 2 статьи 253 НК РФ суммы начисленной амортизации по объектам основных средств относятся к расходам, учитываемым при исчислении налоговой базы по налогу на прибыль организаций. Согласно п.2 ст.259 НК РФ (в редакции, действовавшей в спорный период) начисление амортизации по объекту амортизируемого имущества начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором этот объект был введен в эксплуатацию и прекращается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, когда произошло полное списание стоимости такого объекта либо когда данный объект выбыл из состава амортизируемого имущества налогоплательщика по любым основаниям.

Заявителем применяется линейный метод начисления амортизации, норма амортизации но каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле: К = (1/п)х100%, где К - норма амортизации в процентах к первоначальной (восстановительной) стоимости объекта амортизируемого имущества; п - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества, выраженный в месяцах (п. 4 ст. 259 НК РФ).

Согласно п 1 ст. 258 НК РФ налогоплательщик вправе увеличить срок полезного использования объекта основных средств после даты ввода его в эксплуатацию в случае, если после реконструкции, модернизации или технического перевооружения такого объекта увеличился срок его полезного использования. При этом увеличение срока полезного использования основных средств может быть осуществлено в пределах сроков, установленных для той амортизационной группы, в которую ранее было включено такое основное средство. Если в результате реконструкции, модернизации или технического перевооружения объекта основных средств срок его полезного использования не увеличился, налогоплательщик при исчислении амортизации учитывает оставшийся срок полезного использования, соответственно этот оставшийся срок используется в качестве показателя "п" в формуле расчета нормы амортизации.

При этом в том случае, когда к моменту проведения реконструкции основных средств срок полезного использования основного средства истек, вся сумма расходов но реконструкции подлежит списанию в размере 100 % в месяце, следующем за месяцем завершения реконструкции, поскольку показатель "п " (срок полезного использования, оставшийся срок полезного использования) в формуле расчета нормы амортизации отсутствует, а амортизация в силу п. 2 ст. 259 НК РФ начисляется ежемесячно.

Хотя соответствующие положения об изменении нормы амортизации в п. 4 ст. 259 НК РФ не предусмотрены, приведенный выше вывод следует из его толкования в совокупности с п. 1 ст. 258 НК РФ, предусматривающего, что если в результате реконструкции, модернизации или технического перевооружения объекта основных средств срок его полезного использования не увеличился, налогоплательщик при исчислении амортизации учитывает оставшийся срок полезного использования, а также положений п. 7 ст. 3 НК РФ, в соответствии с которым все неустранимые сомнения, противоречия и неясности актов законодательства о налогах и сборах толкуются в пользу налогоплательщика.

Скважина N 296 куст 1 Вахского месторождения была введена в эксплуатацию в июне 1977 года. Срок полезного использования скважины составляет 121 месяц. Работы по зарезке бокового ствола были произведены в 2007 году, остаточная стоимость скважины на 01.01.2007 составила ноль рублей. Сумма затрат на производство ЗБС составила 25 480 238 рублей. Таким образом, в случае переквалификации ремонтных работ на реконструкцию, на сумму указанных затрат подлежит увеличению первоначальная стоимость скважины. Следовательно, поскольку остаточная стоимость составляет 0 рублей, то и вся сумма расходов по реконструкции подлежит списанию в размере 100%. Следовательно, сумма налога на прибыль должна быть уменьшена на 5 096 047, 60 рубля.

Сумма излишне доначисленного налоговым органом налога на прибыль по другим спорным скважинам указана в Приложении N 1 к настоящему уточненному отзыву.

Налоговый орган, осуществив переквалификацию проведенных Заявителем ремонтных работ на скважинах в реконструкцию, и исключив из состава расходов суммы затрат на проведение указанных работ, в нарушение п. 4 ст. 89 НК РФ не определил действительные налоговые обязательства заявителя: не признал право на "амортизационную премию" (т.е. на единовременное списание 10 % суммы затрат в расходы) в соответствии с п. 1.1 ст. 259 НК РФ, а также не учел согласно п/п 3 п.2 ст.253 НК РФ суммы амортизации, подлежащей начислению на сумму затрат на проведение работ по реконструкции, исходя из оставшегося срока полезного использования скважины.

С учетом изложенного, решение налогового органа в данной части не может быть признано законным в связи с неверным определением суммы доначисленного Заявителю налога вне зависимости от иных обстоятельств дела.

По пункту 1.4. мотивировочной части решения налогового органа в части неправомерности доначислении налога на прибыль в сумме 156 150 руб. в связи с исключением из налоговой базы по налогу на прибыль суммы амортизации по объектам непроизводственной сферы.

В апелляционной жалобе налоговый орган указывает на то, что в соответствии с подпунктом 6 п. 2 ст. 256 НК РФ не подлежат амортизации приобретенные издания (книги, брошюры и иные подобные объекты), произведения искусства.

При этом налоговый орган ссылается на положения Бернской Конвенции по охране литературных и художественных произведений от 09.09.1886г., которая определяет термины "литературные и художественные произведения".

Заявитель при рассмотрении дела указывал на то, что объекты непроизводственной сферы, на которые начислена амортизация, не являются литературными и художественными произведениями или произведениями искусства и на них не распространяются положения Бернской конвенции.

В самой жалобе налоговый орган пишет: "...не относится к деятельности. направленной на получение прибыли, приобретение имущества в виде массажного стола, бильярдного стола, стола теннисного и прочих аналогичных средств..".

То имущество, начисление амортизации по которому признано налоговым органом необоснованным, относится к предметам социальной сферы и используется ОАО "Томскнефть" ВНК для обеспечения условий труда работников Общества.

Согласно ст. ст. 163, 223, 226 Трудового кодекса РФ обеспечение нормальных условий труда, а также санитарно-бытового и лечебно-профилактического обслуживания работников возлагается на работодателя. Согласно ст. 21 Трудового кодекса РФ работник имеет право на рабочее место, соответствующее государственным нормативным требованиям охраны труда и условиям, предусмотренным коллективным договором. В соответствии с правовой позицией, изложенной в Определений Конституционного Суда РФ от 16.04.2009 N 444-0-0 "Об отказе в принятии к рассмотрению жалобы гражданина Рощина Алексея Петровича на нарушение era конституционных прав абзацем четвертым части первой статьи 21 и частью первой статьи 223 Трудового кодекса Российской Федерации", указанная норма ст. 21 ТК РФ представляет собой одну из гарантий реализации права работника на труд в условиях, отвечающих требованиям безопасности и гигиены (статья 37, часть 3, Конституции Российской Федерации), и которой корреспондирует предусмотренная абзацем четвертым части второй статьи 22 ТК РФ обязанность работодателя обеспечивать безопасность и условия труда, соответствующие государственным нормативным требованиям охраны труда. Часть первая статьи 223 Трудового кодекса РФ возлагает на работодателя обязанности по обеспечению санитарно-бытового обслуживания работников в соответствии с государственными нормативными требованиями охраны труда, условиями коллективного договора, соглашений и добровольно принятыми на себя обязательствами и направлена на защиту прав работника.

Таким образом, в соответствии с вышеназванными нормами Трудового кодекса РФ ОАО "Томскнефть" ВНК оборудует производственные объекты санитарно-бытовыми помещениями, а также помещениями для приема пищи, комнатами отдыха в рабочее время и психологической разгрузки.

Диваны, кресла, тренажеры (и т.п. имущество) принадлежат ОАО "Томскнефть" ВНК и используются для обеспечения нормальных условий труда и обслуживания производственного процесса. В этой связи, довод налогового органа о том, что расходы на приобретение имущества, направленного на удовлетворение социальных нужд работников, необоснованны и не связаны с деятельностью, направленной на получение прибыли, является неправомерным, т.к. в силу ст. 223 ТК РФ именно на Общество возложена обязанность по обеспечению санитарно-бытовым и лечебно-профилактическим обслуживанием работников в соответствии с требованиями охраны труда.

Кроме того, перечисленное имущество было установлено в вахтовых поселках. В соответствии с п. 3,1., 3.2. 3.1. Основных положений о вахтовом методе организации работ, утвержденных Постановлением Госкомтруда СССР, Секретариата ВЦСПС, Минздрава СССР от 31.12.1987 г. N 794/33-82 (действующих в настоящее время в части, не противоречащей ТК РФ) вахтовые поселки представляют собой комплекс жилых, культурно-бытовых, санитарных и хозяйственных зданий и сооружений, предназначенных для обеспечения жизнедеятельности работников, работающих вахтовым методом, в период их отдыха на вахте. Ответственность за содержание вахтовых поселков, организацию бытового обслуживания, политико-воспитательной и культурно-массовой работы с проживающими возлагается на администрацию и профсоюзный комитет предприятия, на балансе которого находится вахтовый поселок.

Вахтовые поселки Общества являются автономными, находятся в необжитой местности, в значительной удаленности от населенных пунктов. Работа вахтовым методом в условиях Крайнего Севера на вредном производстве негативно сказывается на физическом и моральном состоянии работников. Поэтому профилактика хронических и профессиональных заболеваний, борьба с усталостью, поддержание здорового образа жизни являются предметом постоянной заботы руководства и кадровых служб предприятия. С целью обеспечения работникам-вахтовикам нормальных условий труда ОАО "Томскнефть" ВНК оборудует свои производственные объекты и жилые помещения спортивными тренажерами, теле-, видеотехникой и музыкальными центрами. Диваны, кресла, ковры и т.п. предметы являются обычными предметами обстановки, без которых невозможно представить нормальную работу в любых помещениях (в том числе офисных зданиях аппарата управления в г. Стрежевом, зданиях производственных контор (АБК) на месторождениях). Инвентарными карточками учета объектов основных средств формы ОС-6 подтверждается тот факт, что данные объекты в основном размещены в вахтовых поселках Общества (Том 19 л.д. 1-123, Том 20 л.д. 1-108). Обязанность работодателя обеспечивать здоровые и безопасные условия труда закреплена также в коллективном договоре Общества. Так, согласно ст. 2.2.3. коллективного договора работодатель обязуется принимать необходимые меры, направленные на улучшение условий труда, создание здоровых и безопасных условий труда в соответствии с действующими нормами; улучшение бытового обслуживания и организации культурного досуга в вахтовых поселках и общежитиях Общества.

Пунктом 6.1.1. коллективного договора установлено, что Общество обязуется обеспечить здоровые и безопасные условия труда работникам на основе комплекса социально-трудовых, организационно-технических, лечебно-профилактических и санитарно-гигиенических мероприятий в соответствии с действующим законодательством и настоящим коллективным договором (Том 21 л.д. 1-4).

Таким образом, в обязанности работодателя в соответствии с требованиями трудового законодательства, а также коллективного договора входит обеспечение работника условиями труда, отвечающими санитарно-эпидемиологическим требованиям и требованиям техники безопасности. Данные обязанности включают, в том числе, необходимость оборудования помещений для приема пиши, комнат отдыха, психологической разгрузки, спортивным и иным оборудованием (в вахтовых поселках) с целью повышения работоспособности работников.

Позиция Заявителя подтверждается сложившейся судебной практикой. Так, в Постановлении Девятого арбитражного апелляционного суда от 06.06.2011 N 09-10275/2011-АК, 09АП-10276/2011-АК по делу N А40-99335/10-140-481 суд, ссылаясь на Определение от 04.06.2007 N 320-О-П отметил, что "учитывая требования законодательства по обеспечению нормальных условии труда и трудового процесса, а также в соответствии с внутренним распорядком, учетной политикой ОАО "НК "Роснефть" предусмотрено, что основные средства, улучшающие условия труда работников и необходимые для управленческих нужд, такие как: холодильники, печи СВЧ, электрокофеварки, электрочайники, телевизоры и т.д.. а также основные средства, способствующие созданию имиджа Общества и необходимые для оформления интерьера офиса (ковры, картины и иные аналогичные средства) относятся к амортизируемому имуществу, используемому для извлечения дохода. Приобретение таких основных средств связано непосредственно с увеличением будущих экономических выгод. Такие активы необходимы Обществу в целях получения экономических выгод от других активов или сокращения потерь экономических выгод в будущем. Также данные затраты связаны с обслуживанием производственного процесса, обеспечением санитарно-гигиенических требований, включая затраты на поддержание чистоты и порядка".

В отношении применения положений Бернской конвенции в том же постановлении суд указал на то, что " в соответствии с текстом Бернской Конвенции, в ней речь идет о художественных произведениях, а не о произведениях искусства, что исключает возможность применения ее положения к рассматриваемым правоотношениям.

Приложением "В" "Произведения искусства и части коллекций просветительного, научного или культурного характера", являющимся неотъемлемой частью Соглашения от 17.06./950 "О ввозе материалов образовательного, научного и культурного характера" (Соглашение вступило в силу для России 07.10.1994) предусмотрено, что именно считается произведением искусства.

Так, пунктами I - III указанного Приложения предусмотрено, что к произведениям искусств относятся: картины и рисунки, включая копии, выполненные полностью от руки, за исключением предметов художественного характера, изготовленных промышленным способом; литографии, гравюры и эстампы, воспроизведенные с форм, досок или других материалов ручной гравировки, подписанные и пронумерованные художником; Оригинальные художественные произведения ваяния или скульптуры, объемные, рельефные или углубленной резьбы, за исключением массовых репродукций и кустарных изделий коммерческого характера.

Таким образом, произведением искусства может быть признан лишь результат ручной работы, уникальный в своем роде по красоте и замыслу. Термин "репродукция" означает воспроизведение и размножение рисунков путем фотографии, клише; картина, рисунок, воспроизведенный типографским способом.

Учитывая изложенное, репродукция никак не может быть признана произведением искусства, так как не является штучным результатом ручной работы".

В рассматриваемом деле объекты, по которым были признаны необоснованными расходы по начислению амортизации не являются предметами искусства, не подпадают под действие Бернской Конвенции и являются необходимыми для обеспечения условий труда работников ОАО "Томскнефть" ВНК, что в целом направлено на получение дохода.

Согласно п. 1 ст. 252 НК расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком.

В соответствии с п. 2 ст. 253 НК РФ в состав расходов, связанных с производством и (или) реализацией, относятся суммы начисленной амортизации.

Согласно пункту 1 статьи 256 НК РФ амортизируемым имуществом признаётся имущество, которое находится у налогоплательщика на праве собственности, используется для извлечения дохода и стоимость которого погашается путем начисления амортизации.

В соответствии с пп. 7 и пп. 32 п. 1 ст. 264 НК РФ к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся расходы на обеспечение нормальных условий труда и мер по технике безопасности, предусмотренных законодательством Российской Федерации; на содержание вахтовых и временных поселков, включая все объекты жилищно-коммунального и социально-бытового назначения, подсобных хозяйств и иных аналогичных служб, в организациях, осуществляющих свою деятельность вахтовым способом или работающих в полевых (экспедиционных) условиях.

Па основании изложенного Общество считает, что вышеназванное имущество используется Обществом для осуществления деятельности, направленной на получение дохода, в связи с чем, полученные налогоплательщиком доходы правомерно уменьшены на суммы произведенных расходов в части начисленной амортизации. Письмо Министерства Финансов РФ от 25.05.2007 г.. N 03-03-06/1/311, на которое ссылается налоговый орган в отзыве, не является актом законодательства о налогах и сборах и не устанавливает для налогоплательщика обязательные правила.

Кроме того, учитывая длительность рассмотрения настоящего спора, полагаем возможным применение в данном деле разъяснений Минфина РФ, который указал в своем письме N 03-03-06/2/149 от 26 сентября 2011 г., что расходы, связанные с оборудованием и содержанием помещения для приема пищи в рабочее время сотрудниками, могут учитываться в составе прочих расходов, связанных с производством и (или) реализацией. Тем самым, Минфин РФ подтверждает правомерность позиции Заявителя о возможности отнесения в силу пп. 7 п. 1 ст. 264 НК РФ к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, расходов на обеспечение нормальных условий труда.

Обоснованность правовой позиции Общества подтверждается также судебной практикой (например. Постановления ФАС Московского округа от 26.01.2009 N КА-Л40/13294-08; от 10.11.2005 N КА-А40/11208-05; Постановления ФАС Поволжского округа от 28.08.2008 NЛ55-18124/07; от 28.08.2007 N А55-17548/06; Постановление ФАС Западно-Сибирского округа от 02.04.2007 N Ф04-1822/2007(32980~А27-40); Постановление ФАС Уральского округа от 15.10.2007 N Ф09-8348/07-С2); Постановление ФАС Северо-Западного округа от 11.07.2005 N A13-8591/03-I5).

Таким образом, но п. 1.4. Решения налоговым органом неправомерно доначислен налог на прибыль в сумме 156 150 (83 632 + 72 518) рублей, а также пени в соответствующем части.

По пункту 1.5. мотивировочной части Решении в части неправомерности доначисления налога на прибыль в сумме 23 805 780 руб. в связи с исключением из налоговой базы по налогу на прибыль суммы амортизации по бездействующим скважинам (стр. 12 апелляционной жалобы, п. 4. Заявления налогоплательщика) Пунктом 1.5. Решения установлено занижение Обществом налоговой базы по налогу на прибыль на сумму начисленной амортизации по объектам основных средств, не участвующим в производственной деятельности, направленной на получение дохода: за 2006 год - на сумму 45 125 924 рублей, за 2007 год - на сумму 72 930 239 рублей" что привело, по мнению налогового органа, к неполной уплате в бюджет налога на прибыль: за 2006 год - 9 219 732 рублей (45 129 924 руб.* 20,43112%), за 2007 год - 14 586 048 рублей (72 930 239 руб.*20%).

Налоговым органом неправомерно произведено начисление налога на прибыль на основании нижеследующего.

1) относительно довода отсутствия полного перечня скважин, по которым проводились исследования.

Налоговый орган в апелляционной жалобе, а также в последующих письменных пояснениях указывает на непредставление Обществом всего перечня скважин, по которым проводились исследования. В тоже время этот довод является неправомерным, т.к. во-первых, он опровергается письменными документами Заявителя, представленными в материалы дела; во-вторых, действующими нормами НК РФ не предусмотрено условие непрерывного использования имущества в целях начисления амортизации,

Согласно п. 3 ст. 256 НК РФ 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 а модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев. Из письма Минфина России от 27.02.2009 г. N 03-03-0671/101 следует, что указанный перечень является закрытым "В остальных случаях, в частности. в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью, начисление амортизации не прекращается".

При этом, из содержания ст. 252, 256 НК РФ не следует, что для отнесения на расходы дня целей исчисления налога на прибыль необходимым условием является прямое и непосредственное использование имущества и получение конкретного дохода от использования именно этого имущества (постановление ФАС Московского округа от 29.09.2009 по делу N КА-А40/6946-09, постановление ФАС Московского округа от 08.09.2008 по делу N КА-А40/8213-08 по спору "бездействующие скважины"). При доначислении налога на прибыль налоговым органом не принято во внимание, что использование для извлечения дохода не предполагает постоянной и непрерывной эксплуатации основного средства, В Постановлении Девятого арбитражного апелляционного суда от 05.04.2010 N 09АЛ-4880/2010-АК по делу N А40-71027/08-107-345 суд указал: "Поскольку деятельность Заявителя по добыче и реализации нефти является длящейся во времени, 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 впечь за собой изменение уровня добычи - одного из существенных условий лицензии, поэтому не оказывает влияние на уровень дохода Общества".

Налоговым органом не представлено доказательств перевода скважин на консервацию свыше трех месяцев либо реконструкцию или модернизацию свыше 12 месяцев. Доказательств действительного наличия таких условий, проведения налогоплательщиком работ по консервации скважин и ввода скважин в консервацию (к моменту (в периоде), когда налоговый орган считает не подлежащей начислению амортизации) налоговым органом также не представлено. Кроме того, согласно п. 1.3. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22, ликвидация (консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находится скважина (далее - владелец), или в случаях, установленных законодательством. Пунктом 1.4. Инструкции установлено, что консервация, ликвидация скважин осуществляется в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Госгортехнадзора России. В соответствии с п. 1.7. названной Инструкции работы по консервации, ликвидации скважин с учетом результатов проверки их технического состояния проводятся по планам изоляционно-ликвидационных работ, обеспечивающим выполнение проектных решений по промышленной безопасности, охрану недр и окружающей среды и согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России,

Таким образом, консервация и ликвидация скважин осуществляется в соответствии с порядком, установленным вышеназванной Инструкцией и не может быть осуществлена без согласования органов Госгортех надзора РФ.

В связи с этим являются необоснованными ссылки налогового органа на факт принятия решения о ликвидации скважин, находящихся в ожидании ликвидации, а также на непредставление Обществом полного перечня скважин, по которым проводились какие-либо исследования, т.к. нормами НК РФ не установлена обязанность непрерывного использования имущества в целях начисления амортизации по такому имуществу.

Те документы, которые Заявитель предоставил в материалы дела, подтверждают факт того, что фонд скважин постоянно меняется и является динамичным. Скважины, находящиеся в бездействующем фонде, в ожидании ликвидации при устранении обстоятельств, препятствующих извлечению из них нефти, переходят в работу. В те периоды, когда такие скважины находятся в бездействии, они участвуют в различных исследованиях (геофизические, гидродинамические, и построении карт изобар и прочих исследованиях). Факт указанной динамики подтверждается справочником скважин за разные периоды, из которого видно изменение статуса скважин ("в бездействии", "в работе") по всему фонду скважин за различные периоды, в том числе и на актуальную дату рассмотрения жалобы (представлен в апелляционную инстанцию).

Заявитель также представлял в материалы дела Протоколы заседания Центральной комиссии по разработке месторождений и на последнем судебном заседании налоговый орган указал на то, что Заявитель не подтвердит факт проведения работ, указанных в программах по выводу перечисленных скважин из бездействия.

Следует отметить, что налоговый орган не относится к органам исполнительной власти, осуществляющим надзор за недропользованием. Кроме того, в настоящем судебном заседании ОАО "Томскнефть" ВНК предоставило данные Протоколы для опровержения довода налогового органа о том, что в случае нахождения скважины в ожиданий ликвидации решение по ликвидации фактически принято и статус скважины не изменился.

Указанные Протоколы как раз свидетельствуют об обратном - существует целая программа работ по выводу скважин из бездействия, в том числе и тех скважин, которые имеют статус "в ожидании ликвидации". В тоже время факт того, что работы по выводу скважин из бездействия проводились Заявителем, и скважины изменили свой статус, подтверждается справочником скважин по состоянию на 01.01.2008, 01.01.2009 г.., 01.01.2010 г.., 01.01.2011 г., 01.09.2011 г.., а также выпиской из журнала приема геофизических исследований, сводным отчетом по гидродинамическим исследованиям, т.к. любой недоропользовзтель строит, т.е. вкладывает немалые денежные средства в нефтедобывающие и иные виды скважины не для того, чтобы они простаивали или были законсервированы (ликвидированы), не выработав весь свой ресурс, а для того, чтобы приносили доход.

Так, например, в Протоколе N 4781 от 23.12.2008 г.. (том 50) указан перечень скважин Ломового нефтяного месторождения, по которым утверждена определенная программа работ по выводу их из бездействия. Согласно представленному в суд апелляционной инстанции Отчету по гидродинамическим исследованиям по скважинам, указанным в вышеназванном Протоколе N 4781, проводились гидродинамические исследования (скважина 300, 306, 323, 333, 375 и проч.) В Протоколе N 3506 от 15.12.2005 г.. указана скважина 54 Западно-Останинского месторождения, находящаяся в ожидании ликвидации. Из отчета по гидродинамическим исследованиям, выписки из журнала приема геофизических исследований видно, что по данной скважине проводились как гидродинамические, так и геофизические исследования. Аналогичная ситуация и по другим скважинам. Как неоднократно указывал Заявитель, фонд скважин постоянно меняется и нахождение скважины в бездействии либо в ожидании ликвидации вовсе не означает отсутствие использования данной скважины по производственному назначению.

Таким образом, учитывая непредставление налоговым органом доказательств наличия в проверяемый период оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в частности, решений или приказов Общества о консервации скважин, а также доказательств наличия причин для консервации, условия применения п. 3 ст. 256 НК РФ для исключения из налогооблагаемой базы по налогу на прибыль расходов, связанных с начислением амортизации по скважинам, находящимся в бездействии либо в ожидании ликвидации отсутствуют.

2) относительно доводов по "бездействующему фонду"

В апелляционной жалобе налоговый орган указывает на то, что принадлежность бездействующих скважин к эксплуатационному фонду скважин не может служить доказательством их использования в деятельности, направленной на извлечение прибыли. При этом налоговый орган полагает, что Обществом не выполняется условие п. 1 ст. 256 НК РФ, т.к. правомерность начисления амортизации на имущество напрямую зависит от использования его в целях извлечения дохода, однако скважины, находящиеся в бездействующем фонде, по мнению налогового органа, не используются Обществом для целей извлечения дохода.

Данный довод противоречит нижеприведенным положениям законодательства РФ и представленным в материалы дела письменным доказательствам.

Как правомерно было указано в решении суда, в соответствии с п. 104 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 г. N 71, бездействующий фонд скважин относится к эксплуатационному фонду. При этом налоговый орган неправомерно указывает на то, что данные скважины не используются ОАО "Томскнефть" ВНК для целей, связанных с получением дохода.

Производственная направленность использования бездействующих скважин обусловлена необходимостью осуществления контроля за разработкой месторождения геолого-промысловыми, гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами. На скважинах, находящихся в бездействующем фонде, проводятся различные виды исследований с целью осуществления контроля за разработкой месторождения с учетом полученных сведений о геологическом строении и изменении нолей насыщенности и давления в пласте.

В соответствии с п. 2.5.1 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных коллегией Миннефтепрома СССР (протокол от 15.10.1984 г. N 44 п. IV) и согласованных с заинтересованными ведомствами, контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются:

а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения;

г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин;

е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин;

и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции (п. 2.5.2 Правил).

Данные исследования проводятся как на действующих, так и на бездействующих скважинах, а также на всех эксплуатационных скважинах.

Согласно п. 74 (iv) Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождении, утвержденных Приказом МПР РФ от 21.03.2007 N 61, за период с начала опробований скважин и на текущую дату собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин. Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами.

Таким образом, на бездействующих скважинах, которые в проверяемый период непосредственно не использовались для добычи нефти, проводились замеры давления и гидродинамические исследования месторождений Общества, что подтверждается имеющимися в материалах дела Отчетами по гидродинамическим исследованиям по данным скважинам (Том 23 л.д.. 1-101), договорами на оказание сервисных услуг по геолого-промысловым исследованиям механизированного фонда скважин, заключенными между ОАО "Томскнефть" ВНК и ООО "Сиам Мастер" (Том 24 л.д. 69-109), а также выпиской из журнала приема геофизических исследований и сводным отчетом по гидродинамическим исследованиям, представленным в суд апелляционной инстанции.

Основными задачами гидродинамических исследований на бездействующем фонде является определение текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности пластов положений водонефтяного и газосодержащего контактов; определение остаточных коэффициентов нефте-и газонасыщенности; определение контуров нефтегазоносности и текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением по результатам интерпретаций данных, выполненных по всем скважинам месторождения или отдельных его участков.

Комплекс гидродинамических исследований на бездействующем фонде скважин, выведенным в бездействие по геологическим причинам, проводится для более полного анализа возможности вывода данной скважины из бездействия и разработки планов ремонта и мероприятий по интенсификации работы пласта и замеров пластового давления с дальнейшим построением карт изобар.

Таким образом, использование бездействующих скважин для вышеуказанных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, т.е. для основной деятельности ОАО "Томскнефть" ВНК.

Кроме того, согласно п. 2.4.3. Инструкции по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля разработки нефтяных месторождений (РД 39-9-414-80) скважины контрольной сети, предназначенные 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 необходимого и достаточного объема информации для построения карт изобар и изотерм.

ОАО "Томскнефть" ВНК представило в материалы дела карты изобар (том 51), в которых указаны скважины, в том числе и скважины, перечисленные налоговым органом в качестве скважин, по которым гидродинамические исследования, по мнению Ответчика, не проводились. Представленными картами изобар подтверждается, что скважины бездействующего фонда участвуют в целом в технологическом процессе добычи нефти, т.к. на карте изобар указаны, в том числе, скважины, находящиеся в ожидании ликвидации, по которым также определяется значение пластового давления.

Таким образом, данные скважины необходимы 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.

Позиция Заявителя подтверждается сложившейся судебной практикой. Так, в Постановлении ФАС Московского округа от 07.02.2011 N КА-А40/17946-10 по делу N А40-17759/10-4-99 указано следующее: "Вывод налогового органа со ссылкой на п. 104 Правая охраны недр о том, что скважины разделяются на действующие, которые дают продукцию, и на бездействующие, которые по тем или иным причинам не дают продукцию, нельзя признать обоснованным в силу того, что понятие "бездействующий фонд скважин" установлено Правилами охраны недр, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора от 06.06.2003 N 71, являющихся обязательными для организации-недропользователей.

В соответствии с пунктом 104 пользователем недр ведется учет фонда скважин в установленном порядке.

Неиспользуемые в производственном процессе скважины (ликвидированные и законсервированные) Правила охраны недр предписывают исключать из состава эксплуатационного фонда. Нахождение скважины в бездействующем фонде, являющемся частью эксплуатационного фонда, не может служить основанием для вывода о невозможности использования данной скважины в производственном процессе по добыче полезных ископаемых.

Перевод скважин из действующего фонда в бездействующий фонд производится таким образом, чтобы не нарушать одно из существенных условий пользования недрами -поддержания уровня добычи на всем участке недр в соответствии с проектными решениями по разработке месторождений.

Все скважины, как действующие, так и бездействующие, составляющие эксплуатационный фонд, непосредственно взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в едином производственном процессе по добыче нефти. То обстоятельство, что непосредственно из самой скважины не извлекается углеводородное сырье, не означает, что данная скважина не может по иному использоваться в деятельности налогоплательщика, направленной па получение дохода.

Для контроля за процессом добычи нефти и состоянием пластового давления в отдельных вырабатываемых зонах используется бездействующий фонд скважин. Замер пластового давления в бездействующих скважинах обусловлен процессом разработки месторождения и позволяет не приостанавливать процесс работы действующего фонда скважин (добывающих и нагнетательных скважин).

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.

Таким образом, при разработке нефтяных месторождений бездействующий фонд скважин является частью эксплуатационных скважин, непосредственно участвующий в процессе извлечения углеводородного сырья из продуктивных пластов. На основании изложенного правомерно утверждение общества о том, что довод налогового органа относительно неиспользования бездействующего фонда в разработке месторождения являемся необоснованным".

В апелляционной жалобе налоговый орган неправомерно указывает со ссылкой на Инструкцию по заполнению формы федерального государственного статистическое наблюдения за эксплуатацией нефтяных скважин (утверждена Постановлением Госкомстата РФ N 44 от 29.05.1996 г.) на то, что нахождение спорных скважин в ожидании ликвидации свидетельствует о том, что решение о ликвидации таких скважин принято и согласовано с соответствующими организациями. Согласно п. I ( той же Инструкции скважина может находиться в течение года в разных категориях эксплуатационного фонда; действующих, бездействующих, находящихся в освоении; скважина может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд.

Таким образом, нахождение скважины в ожидании ликвидации вовсе не означает, что решение по ликвидации такой скважины уже принято и скважина не может перейти в иной фонд.

При этом перевод скважины из действующего фонда в бездействующий может иметь и обратный характер - то есть после устранения причин бездействия скважина может быть вновь переведена в действующий фонд. Указанное подтверждается приложенными к настоящему отзыву документами, которые представляются на актуальную дату рассмотрения апелляционной жалобы. Так, например, скважина N 306Р Оленьего месторождения (указана налоговым органом под номером 1 в Приложении N 1 в перечне спорных скважин, по которым гидродинамические исследования не проводились) по состоянию на 01.08.2011 г.. запущена в работу. Аналогично по многим другим скважинам, некоторые из них запушены в работу, некоторые продолжают находиться в бездействующем фонде, но по ним проводятся гидродинамические, гидрофизические исследования либо они участвуют в построении карт изобар. Для опровержения довода налогового органа о том, что по перечню, приведенному налоговым органом, по которым гидродинамические исследования не проводились, ОАО "Томскнефть" ВНК предоставило в апелляционную инстанцию справочник скважин, из которого видно изменение по фонду скважин на актуальную дату рассмотрения жалобы; перечень скважин согласно Приложению N1 налогового органа с отметкой о проведенных исследованиях; выписку из журнала приема геофизических исследований и сводный отчет по гидродинамическим исследованиям- Данные документы подтверждают состояние скважин на актуальную дату рассмотрения апелляционной жалобы - какие скважины переведены в работу, по каким проводились геофизические исследования, по каким- гидродинамические исследования. Данные документы, а также тс, которые имеются в материалах дела (отчеты по гидродинамическим исследованиям, договоры с ООО "Сиам Мастер", карты изобар, протоколы ЦКР), подтверждают производственную направленность расходов по амортизации скважин бездействующего фонда.

Таким образом, скважины, как действующего, так и бездействующего фондов, непосредственно связаны между собой единым технологическим процессом добычи нефти и, несмотря на то. что бездействующие скважины не дают продукцию, тем не менее, они используются для иных целей, связанных с проведением необходимых исследований, что в целом необходимо для обеспечения производственной деятельности по добыче нефти, направленной на получение дохода.

3) относительно оценки налоговым органом представленных договоров с ООО "Сиам Мастер".

В отношении довода налогового органа об отсутствии полного перечня скважин в договорах с ООО "Сиам Мастер", по которым проводились гидродинамические исследования, следует отмстить, что согласно условиям договоров с ООО "Сиам Мастер" ОАО "Томскнефть" ВНК передавало в виде заявки информацию по названию месторождения, номеру куста, номеру скважины и прочую информацию. То есть конкретный перечень скважин при заключении договоров сторонами не утверждался и согласно условиям договоров передавался Заказчиком (ОАО "Томскнефть" ВНК) Подрядчику (ООО "Сиам Мастер") дополнительно по отдельным заявкам. При этом в материалы дела были представлены отчеты по гидродинамическим исследованиям, которые проводились данным подрядчиком, из которых видно конкретный перечень скважин.

Далее по анализу условий договора следует отмстить, налоговый орган подчеркивает сроки действия указанных договоров, при этом в материалах дела находятся дополнительные документы, подтверждающие проведение работ по скважинам на протяжении всего 2006-2007 года - договор с ООО "Сиам Мастер" N C-1/2006 от 01.01.2006 г.. на оказание сервисных услуг по гидродинамическим исследованиям скважин с приложением дополнительных соглашений N 1 от 01.04.2006 г.., N 2 от 30.06.2006 г.., договор с ООО "Сиам Мастер" N С-4/2006 от 01.01.2006 г.. на оказание сервисных услуг по геолого-промысловым исследованиям механизированного фонда скважин с приложением дополнительного соглашения N I от 01.04.2006 г..; N 2 от 01.06.2002 г..; а также дополнительное соглашение N 1 от 01.05.2007 г.. к договору N С-4/2007 от 01.01.2007 г.. Указанные документы были представлены с целью опровержения довода налогового органа о том, что данные договоры заключались на короткий период (менее полугода).

В жалобе налоговый орган, ссылаясь на Приложение N 3 к договору N С-9/2006 указывает на то, что работы по замеру дебита жидкости и газового фактора оказывались ООО "Сиам Мастер" исключительно на Лугинецком месторождении. В тоже время, помимо этого договора с ООО "Сиам Мастер" были заключены и иные договоры - договор N С-1/2006 от 01.01.2006 г.. на оказание сервисных услуг по гидродинамическим исследованиям скважин и договор N С-4/2006 от 01.01.2006 г.. на оказание сервисных услуг по геолого-промысловым исследованиям механизированного фонда скважин. Таким образом, довод налогового органа о том, что услуги данным подрядчиком оказывались исключительно на Лугинецком месторождении, является неправомерным. Также непонятна ссылка налогового органа по договору N С-4/2007 от 01.01.2007 г.. на то, что работы проводились на Стрежевском. Васюганском и Лугинецком регионах, т.к. понятия "регион" и "месторождения" разные. Перечисленные регионы охватывают всю деятельность ОАО "Томскнефть" ВНК и включают в себя различные месторождения.

По доводу налогового органа касательно непредставления Обществом отчетов ГДИС по всем без исключения скважинам, следует отметить, что, во-первых, в материалы дела были предоставлены и иные документы, подтверждающие производственную направленность расходов но скважинам бездействующего фонда, а именно протоколы заседаний Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (Том 50), которыми подтверждается факт проведения на скважинах, в том числе и тех, которые находятся в ожидании ликвидации, различных геолого-тсхнических мероприятий, таких как промышленно-геофизические исследования, ремонтно-изоляционные работы, определение текущего состояния колонны и прочие виды геолого-технических мероприятий. ОАО "Томскнефть" ВНК были предоставлены также карты изобар, на которые нанесены также скважины бездействующего фонда и по которым проводились замеры пластового давления (Том 51). Кроме того, как следует из представленных выписок из журнала по гидродинамическим и геофизическим исследованиям, такие исследования проводились и в последующих периодах (2008-2011 г..)

Доводы налогового органа об отсутствии документов, подтверждающих исследования, опровергаются имеющимися в деле письменными доказательствами. Скважины, перечисленные налоговым органом в представленных им таблицах, на которых якобы не проводились исследования, указаны в различных документах Общества - и в отчетах по гидродинамическим исследованиям ООО "Сиам Мастер", и в Протоколах ЦКР, и в картах изобар, и в сводном отчете по гидродинамическим исследованиям, а также выписке из журнала приема геофизических исследований, что подтверждается нижеследующим,

Так в п. 1 письменных пояснений, представленных 06.10.2011 г.., налоговый орган указывает на то, что за 2006 год документально не подтверждено проведение замеров и исследований на 14 скважинах, а за 2007 г. - на 3 скважинах. И далее по тексту пояснений налоговый орган приводит данные в разрезе скважин, ссылаясь на приложенные таблицы, о том, что Обществом не подтверждено проведение замеров и исследований на 264 скважинах. Данный довод противоречит представленным в материалы дела письменным доказательствам.

Так, например, в таблице налогового органа "но подпункту 3 и. 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" в строках 28-30 указаны скважины 317, 368, 611 Ломового месторождения, по которым, якобы, не проводились какие-либо работы.

Однако, как следует из Протокола заседания Центральной комиссии по разработке месторождений N 4481 от 23.12.2008 г.. (том 50), данные скважины указаны в перечне программы работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин Ломового месторождения с указанием соответствующего вида проектного геолого-технического мероприятия.

Далее, в таблице налогового органа "по подпункту 1 п. 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" в строке 5 указана скважина 56 Западно-Останинского месторождения.

Как следует из Протокола заседания центральной комиссии по разработке месторождений N 3506 от 15.12.2005 г.. (том 50), данная скважина также указана в перечне программы работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин по Западно-Останинскому месторождению с указанием соответствующего вида проектного геолого-технического мероприятия.

Далее, в таблице налогового органа "по подпункту 2 п. 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" в строке 10 указана скважина 203 Герасимовского месторождения.

В материалах дела имеется Протокол заседания центральной комиссии по разработке месторождений N 4633 от 09.07.2009 г.. (том 50), где данная скважина указана в перечне программы работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин по Герасимовскому месторождению с указанием соответствующего вида проектного геолого-технического мероприятия.

Кроме того, как указывал Заявитель, в материалы дела были также представлены карты изобар, в которых также указаны скважины, перечисленные налоговым органом как скважины, по которым, якобы, замеры не проводились.

Так, например, в таблице налогового органа "по подпункту 3 п. 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" в строках 37-39 указаны скважины 459, 461, 532 Катыльгинского месторождения.

В тоже время перечисленные скважины 459. 461, 532 и другие нанесены на карту изобар Катыльгинского месторождения Пласт Ю1 (1) (Том 51). Аналогично, например, в таблице налогового органа "по подпункту 1 п. 1.5. мотивировочной части решения 2007 год" в строках 2. 4 указаны скважины 268, 230 Катыльгинского месторождения, как скважины, по которым не проводились замеры. В тоже время данные скважины нанесены на карту изобар Катыльгинского месторождения Пласт Ю1 (0) вх. 31/2-857 от 03.03.08г. (Том 51).

Аналогичная ситуация и по скважинам, указанным в Отчетах по гидродинамическим исследованиям за 2006-2007 год (далее отчет ГИДС), представленным в материалы дела (Том 23 д.д. 1-101). Так, например, в таблице налогового органа "по подпункту 3 п. 1.5. мотивировочной части решения 2007 год" в строке 17 указана скважина 1504 Игольско-Талового месторождения. В тоже время в отчете ГИДС за 2006 год (Том 23 л.д. 52) во второй строке указана данная скважина и вид исследования - замер статического уровня и забойного давления.

В таблице налогового органа "по подпункту 4 п. 1.5. мотивировочной части решения 2007 год" в строке 7 указана скважина 7 Малореченского месторождения. В Отчете ГИДС за 2006 год (том 23 л.д,52) указана данная скважина с видом исследования - замер пластового давления. В таблице налогового органа по подпункту 1 п. 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" в строке 3 и 4 указаны скважины 4,27 Западно-Останинского месторождения. В тоже время эти же скважины есть в Отчетах ГИДС за 2007 год (том 23 л.д. 2, 5).

В данных Отчетах ГИДС указаны и иные скважины, которые налоговым органом поименованы как скважины, по которым, якобы, замеры не производились.

Таким образом, суд надлежащим образом оценил имеющиеся в материалах дела доказательства, которыми подтверждается факт работ, проводимых по скважинам бездействующего фонда.

Кроме того, представленные налоговым органом таблицы расходятся и с документами, приложенными ОАО "Томскнефть" ВНК вместе с отзывом на апелляционную жалобу (таблица, выписка из журнала приема геофизических исследований, сводный отчет по гидродинамическим исследованиям), из которых можно увидеть, что скважины, по которым налоговый орган указал на отсутствие исследований, на самом деле участвовали в проведении различных исследований.

Так, в таблице налогового органа "по подпункту 1 пункта 1.5. мотивировочной части решения 2006 год" (представлена в суд 06.10.2011), налоговый орган перечисляет скважины 306 Р Оленье месторождение, 220 Лугинецкое, 4 Западно-Останинское, 27 Западно-Останинское и прочие скважины.

В таблице, представленной к отзыву ОАО "Томскнефть" ВПК на апелляционную жалобу (далее по тексту таблица Общества), по скважине 306Р Оленьего месторождения (строка 1) указано в последнем столбце "ГФР", что означает проведение геофизических исследований. Из выписки из журнала по геофизическим исследованиям видно (строки N п/п 243-247, 249-253). что проводились такие работы, как отбивка забоя, привязка компоновки по реперу. проверялось техническое состояние эксплуатационной колонны - то есть геофизические исследования.

По скважине 220 Лугинецкого месторождения в таблице Общества (строка 2) указано в последнем столбце, что проводились геофизические исследования и в предпоследнем столбце указано, что также проводились гидродинамические исследования в 2009, 2010, 2011 году. Подтверждением проведения геофизических исследований является 11, 27-32, 41-42, 44-45, 58-62 строки выписки из журнала геофизических исследований, где в предпоследнем столбце данной выписки из журнала указывается вид исследований (привязка репера, отбивка забоя, свабирование и проч.). Проведение гидродинамических исследований по данной скважине подтверждается сводным отчетом по гидродинамическим исследованиям (приложен к отзыву на апелляционную жаиобу), в котором в последних 10 строках указана данная скважина.

По скважине 4 Западно-Останинского месторождения в таблице Общества указано, что проводились гидрофизические исследования в 2006-2007 годах, а также геофизические исследования. Указанное подтверждается по геофизическим исследованиям строками 33-34,37, 39, 40, 43, 46-57, 76-77, 79 выписки из журнала по геофизическим исследованиям, а также первыми двумя строками сводного отчета по гидродинамическим исследованиям.

По скважине 27 Западно-Останинского месторождения аналогичная ситуация: из таблицы Общества видно, что она в работе, проводились как геофизические, так и гидродинамические исследования. Указанный факт подтверждается выпиской по геофизическим исследованиям - строка 70-72, а также сводным отчетом по гидродинамическим исследованиям (строки 3-7).

Аналогичное можно указать и по остальным скважинам, представленным в таблицах налогового органа, как скважины, по которым исследования не проводились - по этим скважинам Заявитель предоставил письменные доказательства, опровергающие довод налогового органа о том, что такие исследования не проводились.

Таким образом, сведения, предоставленные налоговым органом 06.11.2011 г.. и ранее в предыдущих письменных пояснениях и таблицах не соответствуют действительности и опровергаются письменными доказательствами Заявителя.

Согласно ч. 1 ст. 65 АПК РФ каждое лицо, участвующее в деле, должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается как на основание своих требований и возражений. Обязанность доказывания обстоятельств, послуживших основанием для принятия государственными органами, органами местного самоуправления, иными органами, должностными лицами оспариваемых актов, решений, совершения действий (бездействия), возлагается на соответствующие орган или должностное лицо.

Представленными в материалы дела таблицами налоговый орган не доказал факт отсутствия проведения исследований Обществом по спорным скважинам, т.к. Заявитель письменными доказательствами, как имеющимися в материалах дела, так и приложенными к отзыву на апелляционную жалобу, опровергает данные доводы налогового органа.

Ссылка налогового органа на судебную практику также не подтверждает правомерности позиции Ответчика, т.к. указанные судебные акты были приняты при непредставлении организациями надлежащих доказательств, подтверждающих проведение каких-либо исследований на спорных скважинах. При этом в настоящем деле Заявитель предоставил письменные доказательства, подтверждающие производственную направленность расходов по амортизации. Кроме того, существует и иная судебная практика, в том числе. Определение ВАС РФ N ВАС-9991/09 от 17.08.2009 г.., которым отказано в передаче дела в Президиум ВАС РФ, в котором суд посчитал правомерным исключение из расходов, принятых обществом, амортизационных начислений по ряду нефтяных скважин, поскольку они не были ни на консервации, ни выведены из состава амортизируемого имущества. В Постановлении ФАС Московского округа от 07.02.2011 N КА-А40/17946-10 по делу N А40-17759/10-4-99 суд признал неправомерным довод по проверке всего перечня бездействующих скважин. Позиция Заявителя также подтверждается и иными судебными актами, в том числе ФАС Московского округа по делам: N КА-А40/4463-11 от 10.05.20011г., N KA-A40/3833-11 от 17.05.2011 г.., N КА-А40/3199-11 от 13.05.2011 г.., NКА-А40/17007-10; 2 от 04.03.2011 г.. и другие.

4) по поводу отчетов о работе нефтяных скважин за 2008-2009 г..

В жалобе налоговый орган, ссылаясь на отчеты о работе нефтяных скважин за 2008-2009 г., указывает на то, что часть скважин переходит в бездействие прошлых лет, часть - в ожидании ликвидации, часть - без изменений. Но данная ссылка также не подтверждает правомерность позиции налогового органа, т.к. во-первых, при вынесении оспариваемого решения о привлечении ОАО "Томскнефть" ВНК к налоговой ответственности налоговый орган не руководствовался данными отчетами, т.к. проверяемым периодом явились 2006-2007 г.. Кроме того, переход скважины из одного фонда в другой носит обратимый характер и скважина, находящаяся в ожидании ликвидации, может быть возвращена обратно в действующий фонд, а потом опять, в бездействующий фонд. Так, например, скважина 6Р Тамбаевского месторождения эксплуатируется только зимой, что подтверждается представленным справочником по состоянию на 01.01.2011 г.. - в нем по данной скважине указано "в работе". Но при этом летом данная скважина находится в бездействии текущего периода, что подтверждается справочником по состоянию на 01.08.2011 г.. Другие скважины, которые были указаны налоговым органом в качестве тех, по которым ГДИС не проводились, также перешли в работу (например, скважины: N 306Р Оленье месторождение; N 220 Лугинецкое месторождение; N 4 Западно-Останинское месторождение, N 375, N 612, N 1001 Ломовое месторождение и другие). Но при этом не исключается, что при наступлении определенных обстоятельств (обводненность, изменение пластового давления, авария и проч.) данные скважины могут быть переведены обратно в бездействующих фонд. При этом несвоевременный 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 технологически связаны между собой.

5) по поводу учета по каждому инвентарному объекту (скважине).

Налоговый орган, ссылаясь на эксплуатационные карточки нефтяных скважин, указывает на то, что согласно данным карточкам учет добычи нефти ведется по каждой скважине отдельно, поэтому вывод суда об учете добычи нефти в целом по месторождению является неправомерным. Однако налоговый орган не учитывает тот факт, что добыча нефти на лицензионном участке недр осуществляется в соответствии с проектной документацией, согласованной и утвержденной на определенное месторождение, а не на скважину. Кроме того, конечный продукт -нефть - образуется в результате первичной обработки нефтегазосодержащей смеси, добывающейся со всего участка недр, а не из конкретной скважины.

При этом, размер дохода пользователя недр по объективным критериям зависит от уровня добычи, который фиксируется в проектных документах и лицензионных соглашениях, а не является произвольным, в связи с чем невыполнение этого условия (как в сторону превышения уровня добычи, так и в сторону уменьшения) может повлечь за собой досрочное прекращение права пользования недрами в соответствии с положениями ст. 20 Закона РФ "О недрах" от 21.02.1992 N 2395-1. При этом 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, т.к. из норм НК РФ не следует, что на налогоплательщике лежит обязанность в случае временного прекращения использования основного средства вывести его из состава амортизируемого имущества. Тем более, что временное приостановление добычи нефти на отдельных скважинах не должно повлечь за собой изменение уровня добычи нефти в целом по месторождению и поэтому это не оказывает влияния на уровень дохода недропользователя. Именно поэтому все скважины, как действующие, так и бездействующие, на конкретном участке недр связаны единым технологическим процессом и все без исключения участвуют в производственном процессе добычи нефти.

Позиция Заявителя подтверждается судебной практикой. Так, в Постановлении ФАС Московского округа от 10.05.2011 N КА-А40/4463-11 по делу N А40-44909/10-76-216 суд указал на то, что "...добыча нефти (нефтесодержащей смеси) на лицензионном участке недр осуществляется не из отдельной скважины, а из всей совокупности скважин, расположенных на этом участке, и конечный продукт - нефть, после реализации которой пользователь недр получает доход, образуется в результате первичной обработки нефтесодержащей смеси, добывающейся со всего участка недр.

Пользователю недр 6 соответствии с положениями Закона РФ "О недрах" от 21.02.1992 N 2395-1 предоставляется в пользование для добычи полезных ископаемых не отдельные скважины, используемые для подъема на поверхность нефте газосодержащих смесей, а конкретный лицензионный участок недр.

Принимая оспариваемый ненормативный акт, орган налогового контроля не учел, что непосредственно из скважин добывается не само углеводородное сырье (нефть), а скважинная жидкость - смесь из нефти, воды и пр., которая подлежит дальнейшей сепарации и доведению до товарного вида. При этом очистка поднимаемой на поверхность жидкости происходит не на каждой скважине в отдельности, а после сбора всей добываемой жидкости на лицензионном участке недр.

Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины, независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном конкретном участке, строительство и монтаж которых отражается в проектной документации и согласовывается с государственными органами. 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.".

6) по поводу правомерности начисления амортизации при условии извлечения из недр продукта.

Налоговый орган в жалобе указывает на то, что если целью деятельности добывающей скважины является извлечение из недр продукта, содержащего полезные ископаемые, то при бездействии добывающей скважины и отсутствии на ней добычи использование других скважин на лицензионном участке не является основанием для начисления амортизации по бездействующей скважине. Заявитель указывает на использование бездействующей скважины в производственном процессе добычи нефти посредством проведения замеров, исследований и прочих видов работ по таким скважинам. При этом НК РФ не ставит правомерность осуществления расходов по амортизации в зависимость от получения какого-либо продукта от использования имущества. Термин "бездействующие" означает - не дававшие продукцию в последнем месяце отчетного периода. В тоже время НК РФ не содержит требований о выведении имущества из состава амортизируемого в случае, если такое имущество не дает продукцию либо временно по каким-либо причинам не используется налогоплательщиком.

Следует заметить, что в апелляционной жалобе налоговый орган не учитывает положения п. 2-3 ст. 256 НК РФ.

Пунктом 2 ст. 256 НК РФ установлен исчерпывающий перечень имущества, которое не подлежит амортизации, а в пункте 3 - исчерпывающий перечень имущества, временно исключаемого из состава амортизируемого имущества. Бездействующие скважины не подпадают ни под один из перечисленных пунктов и при этом отвечают требованиям, предъявляемым п. 1 ст. 256 НК РФ к амортизируемому имуществу - находятся у ОАО "Томскнефть" ВНК на праве собственности, используются для извлечения дохода, срок полезного использования каждой скважины составляет более 12 месяцев.

При этом перевод скважины в бездействующий фонд не означает возникновения обязанности налогоплательщика по выведению такой скважины из состава амортизируемого имущества. Такая обязанность возникает только в случае консервации скважин. Позиция Заявителя также поддерживается судебной практикой. Так. в том же вышеназванном Постановлении ФАС Московского округа от 10.05.2011 N КА-А40/4463-11 по делу N А40-44909/10-76-216 суд указал: "Положения главы 25 НК РФ не устанавливают требования о приостановлении начисления амортизации в случае отсутствия получения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-то промежуток времени.

Доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества, в том числе решений или приказов общества о ликвидации или консервации скважин инспекцией не представлено. Исключение сумм амортизации по скважинам и оборудованию из общей суммы расходов произведено налоговым органом без учета положений п. 3 ст. 256 НК РФ".

Таким образом, исключение суммы амортизации по бездействующим скважинам из общей суммы расходов нарушает требования ст. 256 НК РФ.

7) в отношении доводов по бухгалтерским справкам за 2008-2009 год.

По поводу справок следует отметить, что т.к. проверяемыми периодами являются 2006-2007 г.г., изменение учета расходов в последующих периодах не означает неправомерности учета расходов в рассматриваемых 2006-2007 годах. Данные справки касаются иных периодов и не могут являться надлежащим доказательством по настоящему делу. Кроме того, данные справки не представлялись налоговому органу в рамках выездной налоговой проверки 2006-2007 года и поэтому ссылка налогового органа на них в качестве доказательства в рамках рассмотрения правомерности решения о привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за периоды 2006-2007 года является неправомерной. Следует отметить, что налогоплательщик вправе изменить свою позицию и уже на сегодняшний момент, с учетом сформировавшейся судебной практики, внести изменения в учет расходов по амортизации, в том числе, за 2008-2009 г. и подать уточненную налоговую декларацию по налогу на прибыль. Поэтому ссылка на бухгалтерские справки за 2008-2009 г. с целью подтверждения неправомерности учета расходов по амортизации бездействующих скважин в 2006-2007 г.. является неправомерной.

Таким образом, в п. 1.5. Решения налоговым органом неправомерно доначислен налог на прибыль в сумме 23 805 780 руб., а также пени в соответствующей части.

По пункту 1.7. и 4.2. мотивировочной части Решении в части неправомерности доначисления налога на прибыль в сумме 7 943 153 руб. и налога на имущество в сумме 60 264 руб. в связи с изменением амортизационной группы водозаборных скважин и иного имущества.

I) по п. 1 данного раздела апелляционной жалобы (водозаборные скважины). В данном пункте апелляционной жалобы налоговый орган указывает на то, что скважины водозаборные согласно Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 г.. N 1 относятся к коду ОКОФ 12 4525351, который принадлежал (в 2006-2007 г.) к восьмой амортизационной группе, имеющей срок полезного использования свыше 20 и до 25 лет включительно.

Однако налоговый орган, несмотря на представленные при проведении налоговой проверки документы, не учитывает назначение указанного имущества, которое предназначено для поддержания пластового давления, а не для добычи подземных вод.

Согласно п. 99 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 71 "Об утверждении "Правил охраны недр" (с изменениями и дополнениями) скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины).

ОАО "Томскнефть" ВНК в 2006-2007 годах добывало техническую подземную воду из 17 водозаборных скважин на Двуреченеком, Западно-Моисеевском, Крапивинском месторождениях Каргасокского района Томской области. Спорные скважины являются фактически не водозаборными скважинами (в понимании Классификатора), а сооружениями, работающими в комплексе с иным оборудованием для поддержания пластового давления (далее - ППД), которое необходимо для дальнейшей подготовки нефти. Так, данные скважины пробурены на глубине свыше 1 500 м и предназначены для подъема сеноманской воды, у которой очень высокая коррозионная активность, свойства ее близки с химико-физическими свойствами нефти. И именно сеноманская вода в соответствии с "Зональным рабочим проектом N 425 на строительство водозаборных скважин на Западно-Моисеевском, Двуреченском месторождениях" (разработан ОАО "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа") необходима для поддержания пластового давления (после проведения анализа, добавления соответствующих добавок в зависимости от физики пласта и химических характеристик добываемой нефти). Подтверждающие документы (паспорта скважин, выписки из Зонального проекта N 425) были предоставлены в налоговый орган и в материалы дела (Том 21 л.д. 42-124, Том 22 л.д. 66-83).

В материалы дела также был предоставлен Отчет "Обоснование агрессивности промысловых технологических сред, который содержит перечень объектов основных средств ОАО "Томскнефть" ВНК, эксплуатирующийся в условиях агрессивных технологических сред", выполненном Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (Том 21 л.д. 56-80). Согласно п. 1.14 названного перечня (стр. 12 Отчета) скважины водозаборные относятся к сооружениям для поддержании пластового давления сроком эксплуатации от 85 до 120 месяцев, что соответствует 5 амортизационной группе. При этом в этом же заключении указывалось на то, что такие скважины для добычи минерализованных пластовых вод не имеют кода ОКОФ. Их можно отнести к уже имеющемуся коду 12 4521152 "Сооружения для поддержания пластового давления".

Согласно п. 1 ст. 258 НК РФ амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества в соответствии с положениями настоящей статьи и с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством РФ.

Согласно п. 5 ст. 258 НК РФ для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, срок полезного использования устанавливается налогоплательщиком в соответствии с техническими условиями или рекомендациями организаций-изготовителей.

Правомерность применения п. 5 ст. 258 НК РФ подтверждается судебной практикой. Так, в Постановлении ФАС Московского округа от 09.07.2009 N КА-А40/6196-09 по делу N А40-69749/08-117-291 суд в отношении водозаборных скважин указал, что "...в соответствии с пунктом 5 статьи 258 НК РФ для тех видов основных средств, которые не указаны в амортизационных группах, срок полезного использования устанавливается налогоплательщиком самостоятельно в соответствии с техническими условиями или рекомендациями организаций-изготовителей".

Исходя из технических условий и рекомендаций, изложенных в вышеназванных документах, ОАО "Томскнефть" ВНК определило срок полезного использования в соответствии с назначением данного имущества (поддержание пластового давления), который не может быть свыше 15 лет.

При этом налоговый орган неправомерно указывает на то, что при строительстве скважин их элементы изготавливались из специальных сталей и сплавов, чтобы выдержать коррозийное воздействие сеноманской воды. Условия работы так называемых "водозаборных скважин" с точки зрения агрессивности этих условий обоснованы в Научно-техническом отчете о работе "Изучение агрессивности промысловых технологических сред ОАО "Томскнефть" ВНК и разработка перечня объектов основных средств, эксплуатируемых в агрессивных средах", выполненном Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов". Копия отчета была предоставлена в налоговый орган вместе с возражениями на Акт (Том 21 л.д. 81-121). В данном отчете указано, что согласно СНиП 2.03.11-85 (Раздел 5 "Металлические конструкции", таблица 26) сеноманская вода является сильноагрессивным фактором по отношению к металлическим конструкциям, т.к. имеет водородный показатель (рН) свыше 3 до 11, суммарную концентрацию сульфатов и хлоридов свыше 5 г/л, а также содержит кислород.

Для добычи сеноманской жидкости с целью использования её для поддержания пластового давления бурятся скважины непосредственно возле БКНС (блочно-кустовая насосная станция). Данные скважины входят в комплекс сооружений для поддержания пластового давления и не используются по другому назначению. По мере обводнения месторождений данные скважины выводятся из эксплуатации, и поддержание пластового давления осуществляется подтоварной водой.

Таким образом, то обстоятельство, что в первичных бухгалтерских документах данные скважины названы "водозаборными", не может служить основанием для установления для них срока эксплуатации 20-25 лет (именно такой срок предусмотрен для кода ОКОФ 124525351).

В соответствии с п.7 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" ПБУ 1/98 (утв. приказом Минфина РФ от 09.12.98 г. N 60н,с изм. от 30.12.99 г.), в т.ч. в соответствии с действующим в настоящее время п. 6 Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" (ПБУ1/2008) (с изм. от 11.03.09 г.) отражение в бухгалтерском учете фактов хозяйственной деятельности должно осуществляться исходя не столько из их правовой формы, сколько из экономического содержания фактов и условий хозяйствования (требование приоритета содержания перед формой).

Определение срока полезного использования объекта основных средств в силу главы 20 Положения по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" (ПБУ 6/01), утвержденных Приказом Минфина РФ от 30.03.2001 N 2бн, производится исходя из ожидаемого срока использования этого объекта в соответствии с ожидаемой производительностью или мощностью; ожидаемого физического износа, зависящего от режима эксплуатации (количества смен), естественных условий и влияния агрессивной среды, системы проведения ремонта; нормативно-правовых и других ограничений использования этого объекта.

Данная позиция также была изложена в Письме Минфина РФ от 26.04.2007 N 07-05-06/110 "Об определении срока полезного использования объекта основных средств", в котором было разъяснено, что определение срока полезного использования объекта основных средств производится исходя из: ожидаемого срока использования этого объекта в соответствии с ожидаемой производительностью или мощностью; ожидаемого физического износа, зависящего от режима эксплуатации (количества смен), естественных условий и влияния агрессивной среды, системы проведения ремонта; нормативно-правовых и других ограничений использования этого объекта (например, срок аренды).

В связи с тем, что срок полезного использования 17 "водозаборных" скважин ОАО "Томскнефть" ВНК, добывающих сеноманскую воду, являющуюся по своему физико-химическому составу намного более агрессивной средой, чем простая вода, не может быть намного больше 10 лет, то данные скважины и были отнесены к пятой или шестой группе амортизации, исходя из экономического содержания фактов и условий хозяйственной деятельности, что подтверждается Актами о приеме-передаче зданий (сооружений) - форма N ОС-1 по водозаборным скважинам, в которых установлен срок полезного использования водозаборных скважин от 85 до 121 месяца. Акты формы N ОС-1 в полном объеме были предоставлены для налоговой проверки (Том 22 л.д. 1-65).

Ссылка налогового органа на возможность применения специального коэффициента не влияет на правильность определения амортизационной группы, т.к. данный коэффициент может применяться для любого имущества и соответственно для любой амортизационной группы основных средств при условии выполнения требований, указанных в п. 7 ст. 259 НК РФ.

При этом налоговый орган полагает, что ссылка суда на срок действия лицензии является неправомерной, т.к. лицензия - это всего лишь разрешение на добычу недр, которая не определяет срок полезного использования основного средства. В тоже время в п. 4.3.1.представленного лицензионного соглашения (том 21 л.д. 35-41) указано, что при выходе скважины из строя и невозможности ее дальнейшей эксплуатации Пользователь недр обязан ликвидировать данную скважину согласно Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, известив государственные органы, выдавшие лицензию, о досрочном прекращении правом пользования недр.

В выданной заявителю 25.06.2004 г. лицензии на право пользования недрами срок окончания действия лицензии - 16.09.2021 г. Поэтому срок эксплуатации (срок полезного использования) водозаборной скважины не может быть больше срока, на который предоставлена лицензия для реализации права добычи технической подземной воды. При этом данный срок лицензии установлен исходя из максимально возможного срока эксплуатации водозаборных скважин.

Таким образом, лицензии на добычу подземных технических вод также подтверждают то, что используемые для добычи технических вод водозаборные скважины не могут относиться к 8 группе амортизации со сроком эксплуатации свыше 20 лет. Кроме того, аналогичные претензии по итогам выездной налоговой проверки ОАО "Томскнефть" ВНК за 2004 год были признаны незаконными арбитражным судом. Так, МИ ФНС России по КН N 1 по аналогичному основанию и по тем же скважинам уже доначисляла Обществу налог на прибыль и налог на имущество по результатам выездной налоговой проверки за 2004 год. Однако решение налогового органа в этой части было признано недействительным по аналогичным вышеизложенным основаниям, что подтверждается имеющимися в материалах дела судебными актами по делу N А40-62476/06-99-277 и выпиской из решения по итогам выездной налоговой проверки за 2004 год (Том 17 л.д. 112-141, Том 21 л.д. 125-131).

В соответствии со ст. 16 АПК РФ, вступившие в законную силу судебные акты арбитражного суда являются обязательными для органов государственной власти, органов местного самоуправления, иных органов, организаций, должностных лиц и граждан и подлежат исполнению на всей территории Российской Федерации.

Согласно ч. 2 ст. 69 АПК РФ обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.

Учитывая, что названными судебными актами оценивалась правомерность отнесения тех же водозаборных скважин, что и в оспариваемом Решении налогового органа, к пятой и шестой группам, полагаем, что выводы суда по делу А 40-62476/06-99-277 носят преюдициальный характер при рассмотрении настоящего дела.

2) в отношении определения амортизационной группы фотоаппаратов Налоговый орган оспаривает решение суда в части признания неправомерным отнесения налоговым органом фотоаппаратов к 5 амортизационной группе, а не к 3, как это сделал налогоплательщик.

При этом выводы суда являются правомерными на основании нижеследующего.

Согласно пункту 1 статьи 258 НК РФ амортизируемое имущество распределяется по амортизационным группам в соответствии со сроками его полезного использования. Сроком полезного использования признается период, в течение которого объект основных средств или объект нематериальных активов служит для выполнения целей деятельности налогоплательщика. Срок полезного использования определяется налогоплательщиком самостоятельно на дату ввода в эксплуатацию данного объекта амортизируемого имущества в соответствии с положениями названной статьи и с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством РФ. Соответствующая Классификация была утверждена Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 N 1.

В соответствии с данной классификацией фотоаппараты (код 143322170) относятся к оптическим приборам, которые включены в 3 амортизационную группу.

При этом налоговый орган указывает на то, что фотоаппараты относятся к фото и киноаппаратуре, которые включены в 5 амортизационную группу.

Однако в Общероссийском классификаторе основных фондов ОК 013-94, утвержденном Постановлением Госстандарта РФ от 26.12.1994 N 359, установлены группировки объектов по признакам назначения, связанным с видами деятельности, осуществляемыми с использованием этих объектов и производимыми в результате этой деятельности продукцией и услугами. Разделы представляют собой высший уровень деления, образованный с учетом классификации основных фондов, принятой в системе национальных счетов. При этом фото и киноаппаратура имеет тот же 14 код и также относится к группе "приборы оптические".

Между тем, из анализа п. 2 Постановления Правительства N 1 от 01.01.2002 г.. следует, что в случае внесения изменений в Общероссийский классификатор основных фондов необходимо вносить уточнения и дополнения в утвержденную данным Постановлением Классификацию основных средств, включаемых в амортизационные группы.

Таким образом. Классификация основных средств, утвержденная Постановлением Правительства от 01.01.2002 г.., основывается, прежде всего, на Общероссийском классификаторе основных фондов, утвержденном Постановлением Госстандарта РФ от 26.12.1994 N 359 (далее ОКОФ).

Согласно п. 7 ст. 3 НК РФ все неустранимые сомнения, противоречия и неясности актов законодательства о налогах и сборах толкуются в пользу налогоплательщика (плательщика сборов).

Учитывая, что фотоаппараты в соответствии с требованиями Общероссийского классификатора основных фондов относятся к группе "приборы оптические", в которую также входит фото и киноаппаратура, но при этом Классификацией основных средств, утвержденной Постановлением Правительства N 1 от 01.01.2002 г.. установлены разные сроки для группы "приборы оптические" и группы "фото и киноаппаратура", суд правомерно применил п. 7 ст. 3 НК РФ, истолковав данное противоречие в пользу налогоплательщика.

Таким образом. Общество правомерно руководствовалось названным классификатором и отнесла фотоаппараты к третьей амортизационной группе согласно классификации, установленной Общероссийским классификатором основных фондов.

3) в отношении определения амортизационной группы по прицепам и полуприцепам. В данном пункте апелляционной жалобы налоговый орган оспаривает решение в части признания неправомерным отнесения прицепов и полуприцепов к 5 амортизационной группе, а не к 4, как это сделал налогоплательщик.

При этом налоговый орган ссылается на Постановление Правительства РФ от 18.11.2006 г. N 697, которым были внесены изменения в классификацию основных средств, включаемых в амортизационные Группы, для целей исчисления налога на прибыль. Изменения внесены в амортизационные группы 2-9 и стали действовать с 1 января 2007 года. Согласно классификации, действующей в новой редакции, в том числе, увеличен срок полезного использования у прицепов и полуприцепов. Они переведены из 4 амортизационной группы (свыше 5 лет до 7 лет включительно) в 5 (свыше 7 лет до 10 лет включительно).

Но в тоже время согласно п. 1 статьи 258 НК РФ срок полезного использования определяется налогоплательщиком на дату ввода и эксплуатацию объекта амортизируемого имущества с учетом классификации основных средств, утверждаемой Правительством РФ. Налогоплательщик вправе увеличить срок полезного использования объекта основных средств после даты ввода его в эксплуатацию только в случае его реконструкции, модернизации или технического перевооружения.

Так как все прицепы и полуприцепы были введены в эксплуатацию до 01.01.2007 г.. (даты ввода в эксплуатацию отражены в Приложениях N N 14, 15 к Решению), реконструкции и модернизации не подвергались, суд правомерно, руководствуясь ст. 258 НК РФ, признал решение налогового органа в части отнесения прицепов и полуприцепов к 5 амортизационной группе недействительным.

Следует также отметить, что в соответствии с требованиями Положения по бухгалтерскому учету "Учетная политика организации" (ПБУ 1/2008)", утвержденного приказом Минфина РФ от 06.10.2008 N 10бн принятая организацией учетная политика применяется последовательно от одного отчетного года к другому (допущение последовательности применения учетной политики). Данный принцип означает, что принятая организацией учетная политика не изменяется и применяется налогоплательщиком последовательно от года к году. Поэтому изменение амортизационной группы без имеющихся правовых оснований нарушает принцип последовательности учетной политики организации.

Таким образом, учитывая, что все объекты были введены в эксплуатацию до 01.01.2007 г.. и не подвергались реконструкции и модернизации, налогоплательщик правомерно не изменял с 4-ой на 5-ую амортизационную группу по прицепам и полуприцепам.

4) по п. 4.2. мотивировочной части решения налогового органа начисление налога па имущество по водозаборным скважинам.

В данном пункте жалобы налоговый орган оспаривает решение суда в части признания неправомерным налога на имущества в сумме 30 132 руб. за 2006 год и в сумме 30 132 рубля за 2007 год по причине отнесения налоговым органом водозаборных скважин к 8 амортизационной группе.

В связи с изложенным суд апелляционной инстанции считает, что по п. 1.7. Решения налоговым органом неправомерно доначислен налог на прибыль в сумме 7 943 153 руб., в том числе за 2006 год в сумме 3 822 308 руб. (18 708 264 руб.*20,43112%), за 2007 год в сумме 4 120 845 руб. (20 604 225 руб. *20%), а также налог на имущество в сумме 30 132 руб. за 2006 год и в сумме 30 132 рубля.

По пункту 2.6 мотивировочной части Решения в части неправомерности доначисления НДС за май 2006 г. в сумме 67 118 644 рубля в связи с заявленным Обществом к вычету НДС за приобретенные юридические услуги ООО "Группа компаний "Интеллект" в 2006 г.

В данном пункте апелляционной жалобы налоговый орган оспаривает правомерность признания недействительным решения налогового органа об отказе в применении налогового вычета по НДС в сумме 67 118 644 рубля за приобретенные юридические услуги ООО "Группа компаний "Интеллект" в 2006 г.

Налоговый орган указывает, что Общество не имеет права на налоговый вычет по НДС в размере 67 118 644 руб. в связи с тем, что им не были проведены проверочные мероприятия в отношении ООО "Группа компаний "Интеллект" на предмет установления добросовестности поставщика, в то время как последний применял упрощенную систему налогообложения и плательщиком НДС не являлся.

Общество считает, что налоговым органом необоснованно не принят во внимание п. 10 Постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда РФ от 12.10.06 г. N 53 "Об оценке арбитражными судами обоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды" где указано, что "факт нарушения контрагентом налогоплательщика своих налоговых обязанностей сам по себе не является доказательством получения налогоплательщиком необоснованной налоговой выгоды. Налоговая выгода может быть признана необоснованной, если налоговым органом будем доказано, что налогоплательщик действовал без должной осмотрительности и осторожности и ему должно было быть известно о нарушениях, допущенных контрагентом, в частности, в силу отношений взаимозависимости или аффилироваиности налогоплательщика с контрагентом".

Доказательств указанным обстоятельствам налоговым органом не приведено. Более того, ОАО "Томскнефть" ВНК в материалы дела были предоставлены документы, подтверждающие правоспособность ООО "Группа компаний "Интеллект", которые ОАО "Томскнефть" ВНК получило от данного контрагента в рамках исполнения договорных обязательств. К указанным документам относится выписка из Единого государственного реестра юридических лиц, копия устава, учредительного договора, протокола о назначении генерального директора, копия свидетельства по постановке на учет в налоговом органе, в органах статистики, копия свидетельства о регистрации юридического лица - то есть вся совокупность документов, свидетельствующая о правоспособности и добросовестности юридического лица.

Вместе с тем, заключая сделку (договор), налогоплательщик не может предвидеть, как при исполнении своих обязанностей будет вести себя контрагент в будущем, в том числе и в сфере налогообложения, т.к. разумность действий и добросовестность участников гражданских правоотношений предполагаются (п. 3 ст. 10 ГК РФ).

Налогоплательщики не имеют возможности (не вправе и не обязаны) контролировать правильность исчисления и уплаты налогов контрагентами, т.к. без достаточных на то оснований (сведений) у налогоплательщиков не могут возникнуть сомнения в добросовестности их действий.

В случае ошибок или недобросовестных действий контрагентов (третьих лиц) налогоплательщик не может и не должен нести неблагоприятные налоговые последствия, т.е. лишаться права на установленную законом возможность получения налоговой выгоды.

Аналогичная позиция со ссылкой на Постановление Пленума Высшего Арбитражного Суда РФ от 12.10.06 г. N 53 приведена в постановлениях ФАС Московского округа от 26.03.09 г. N КА-А41/2078-09, ФАС Восточно-Сибирского округа от 05.03.09 г. N 19-9443/08-52-Ф02-688/09, ФАС Поволжского округа от 16.03.09 г. N А55-11473/2008 и от 13.03.09 г. N д12-6410/2008, ФАС Северо-Западного округа от 10.03.09 г. N А26-1962/2008 и от 02.03.09 г., N А56-8911/2008, в определении ВАС РФ от 25.10.07 г. N 13502/07.

Кроме того, в Постановлении от 30,05.2011 N КА-А40/4929-П ФАС Московского округа указал: "Конституционный Суд Российской Федерации в определении от 16.10.2003 N 329-0 разъяснил, что истолкование статьи 57 Конституции Российской Федерации в системной связи с другими положениями Конституции Российской Федерации не позволяет сделать вывод, что налогоплательщик несет ответственность за действия всех организаций, участвующих в многостадийном процессе уплаты и перечисления налогов в бюджет. Но смыслу положения, содержащегося в пункте 7 статьи 3 НК РФ, в сфере налоговых отношений действует презумпция добросовестности. Правоприменительные органы не могут истолковывать понятие "добросовестные налогоплательщики" как возлагающее на налогоплательщиков дополнительные обязанности, не предусмотренные законодательством". Эта позиция поддержана также в Определении ВАС РФ от 02.06.2008 N 7234/08, Постановлении ФАС Московского округа от 20.06.2011 N КА-А40/5758-11-2.

Кроме того, необходимо отметить, что при заключении договора об оказании услуг от 18.11.2005 г. N 10 (Том 39 л.д. 1-5) Общество действовало с должной осмотрительностью и осторожностью при выборе контрагента, поскольку ОАО "Томскнефть" ВНК как ранее, так и позднее состояло в договорных отношениях с ООО Группа компаний "Интеллект": договоры об оказании услуг от 07.11.05 г. б/н, от 07.04.06 г. N ИНТ/1, от 11.04.06 г. N ИНТ/2, услуги по которым Обществу были оказаны в полном объеме.

При таких условиях у Общества отсутствовала необходимость проведения каких-либо дополнительных проверочных мероприятий в отношении ООО "Группа компаний "Интеллект".

Довод налогового органа о том, что ООО "Группа компаний "Интеллект" в проверяемый период находилось на упрощенной системе налогообложения и не могло выставлять счета-фактуры с НДС, не может являться основанием для обвинения Общества в недобросовестности и отказе в предоставлении налоговых вычетов, поскольку в соответствии с п. 4 ст. 346.13 НК РФ, если по итогам отчетного периода доход налогоплательщика, применяющего упрощенную систему налогообложения превышает 20 млн. рублей, он считается утратившим право на применение упрощенной системы налогообложения и несет обязанность по уплате налогов и сборов в порядке, установленном законодательством РФ. Неуплата ООО "Группа компаний "Интеллект" полученных сумм НДС в бюджет не может вменяться в вину ОАО "Томскнефть" ВНК, поскольку Общество, заключая договоры на оказание услуг, в т.ч. уплачивая ООО "Группа компаний "Интеллект" НДС с оказываемых по договорам услуг в размере, намного превышающем 20 млн. рублей, не могло даже предположить, что ООО "Группа компаний "Интеллект" находится па упрощенной системе налогообложения.

В целях исполнения обязательств по договору об оказании услуг от 18.11.2005 г. N 10, заключенкому с ООО "Группа компаний "Интеллект", Общество оплатило юридические услуги в общей сумме 440 000 000 руб., в том числе НДС в размере 67 118 644,07 руб. Оплата подтверждается счетом-фактурой N 000000014/1 от 11.04.2006 г., счетом N 26 от 17.04.2006 г., Актом выполненных работ от 11.04.2006 г. (Том 39, л.д. 6-9).

В соответствии с пунктом 1 ст. 172 НК РФ налоговые вычеты производятся на основании счетов-фактур, выставленных продавцами при приобретении товаров (работ, услуг), и документов, подтверждающих фактическую уплату сумм налога при ввозе товаров на таможенную территорию РФ, документов, подтверждающих уплату сумм налога, удержанного налоговыми агентами. При этом вычетам подлежат только суммы налога, предъявленные налогоплательщику при приобретении товаров (работ, услуг) после принятия на учет указанных товаров (работ, услуг) и при наличии соответствующих первичных документов.

В отношении счета-фактуры, полученного от ООО "Группа компаний "Интеллект", налоговые вычеты приняты в соответствии с налоговым законодательством:

- Данные услуги приобретены для осуществления операций, признаваемых объектами налогообложения в соответствии с главой 21 НК РФ (п. 2 ст. 171 НК РФ):

- Имеется надлежащим образом оформленный счет-фактура поставщика услуг (ч. 1 ст. 172 НК РФ);

- Услуги приняты на учет в ОАО "Томскнефть" ВНК в соответствии с п. 1 ст. 172 НК РФ.

Таким образом, нарушение ООО "Группа компаний "Интеллект" налогового законодательства РФ в части неуплаты налогов в бюджет не должно повлечь негативных последствий для Заявителя, так как ООО "Группа компаний "Интеллект" является самостоятельным налогоплательщиком и согласно пункту 5 статьи 23 НК РФ за невыполнение или ненадлежащее выполнение возложенных налоговых обязанностей каждый налогоплательщик (плательщик сборов) несет ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации. Согласно Определению Конституционного Суда Российской Федерации от 16 октября 2003 года К 329-0 толкование статьи 57 Конституции Российской Федерации в системной связи с другими положениями Конституции Российской Федерации не позволяет сделать вывод, что налогоплательщик несет ответственность за действия всех организаций, участвующих в многостадийном процессе уплаты и перечисления налога в бюджет. По смыслу положения, содержащегося в пункте 7 статьи 3 НК РФ, в сфере налоговых отношений действует презумпция добросовестности- Каждый налогоплательщик самостоятельно несет ответственность за выполнение своих обязанностей и независимо друг от друга пользуется своими правами, в том числе правом на налоговые вычеты по НДС. Заявитель не может нести ответственности за действия третьих лиц, в том числе контрагентов,

На основании изложенного суд апелляционной инстанции считает, налоговым органом неправомерно доначислен НДС в размере 67 118 644 руб.

По пункту 3.1.1. мотивировочной части Решения в части неправомерности доначисления за декабрь 2007 г. НДПИ в сумме 2 434 329 рублей в связи с применением Обществом в декабре 2007 года нормативов потерь углеводородного сырья (сверхнормативные потери), утвержденных на 2005 год.

Налоговый орган указывает в апелляционной жалобе, а также в письменных пояснениях от 19.09.2011 г. N 52-05-10/19043, что Общество должно было применить нормативы технологических потерь, утвержденные приказом Минпромэнерго России N 568 от 25.12.2007 г.., начиная с 25.12.2007 г.., то есть с момента их утверждения.

Однако Заявитель полагает, что доводы налогового органа в этой части являются неправомерными, а решение суда законным и обоснованным по следующим основаниям.

В соответствии со ст. 341 НК РФ налоговым периодом по НДПИ признается календарный месяц.

Согласно пп. 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 установленном порядке.

При этом, как указано в Постановлении ФАС Московского округа от 7 октября 2009 г. N КА-А40/9921-09-2 "из статьи буквально следует, что норматив утверждается на календарный год. Если на момент уплаты налога за первый налоговый период календарного года нет утвержденных на этот год нормативов, налогоплательщик должен применять прежние нормативы впредь до утверждения новых нормативов. Из статьи прямо не следует, что применение новых нормативов связывается с их утверждением на момент наступления срока уплаты налога за какой-либо налоговый период, как полагает налоговый орган".

Сложившаяся судебная практика поддерживает указанную позицию. Так, в Постановлении того же суда от 15 октября 2007 г. N КА-А40/10526-07 установлено: "Согласно абз. 3 пп. 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.

Таким образом, из требований налогового законодательства следует, что общество имело право применить нормативы потерь, утвержденные для его месторождений на предыдущий 2005 г.".

ОАО "Томскнефть" ВНК при расчете размера НДПИ за декабрь 2007 года применяло "Нормативы технологических потерь нефти, газового конденсата и природного газа, при добыче, сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке на 2005 год", утвержденные Минпроэнерго РФ 17.03.2005 г. и согласованные МПР России и Ростехнадзором (том 51, л.д. 84-87). При этом письмами от 06.12.2006 г. N 02-24/2-1138, от 05.03.2007 г. N 02-24/2-197 (т. 51 л.д. 88-93) Общество направляло в Минпромэнерго России документацию для рассмотрения и утверждения нормативов технологических потерь нефти на 2006 и 2007 годы соответственно. Однако, как видно из письма Минпромэнерго России от 16 января 2008 г. N 07 157, нормативы на 2007 год были утверждены только 25.12.2007 г., т.е. несвоевременно.

При этом в Постановлении от 8 октября 2007 г. N КА-А40/10598-07 ФАС Московского округа указал: "несвоевременность согласования и утверждения уполномоченными государственными органами новых нормативов потерь по объективным и не зависящим от налогоплательщика причинам не может ограничивать право Общества воспользоваться налоговой льготой в виде применения при расчете сумм налога на добычу полезных ископаемых налоговой ставки 0%. закрепленное НК РФ (ст. 342 НК РФ)".

Следует отметить, что ФНС России довело для использования в работе нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе и Приказ Минпромэнерго России N 568 от 25.12.2007 г., до своих территориальных органов письмом N ШС-6-3/247 только 02 апреля 2008 года. В связи с этим, при проведении в 2008 году МИ ФНС России по КН N1 камеральной проверки налоговой декларации Общества по НДПИ за декабрь 2007 года и получении от Общества объяснений о том, что в связи с отсутствием утвержденных Правительством РФ нормативов на 2007 год Общество применяет нормативы потерь по 2005 году, налоговым органом не было выявлено никаких нарушений в правильности налогообложения ОАО "Томскнефть" ВНК по налоговой ставке 0 % в части нормативных потерь полезных ископаемых при их добыче в декабре 2007 года.

В целях применения нормы пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ Минэкономразвития РФ в письме от 7 ноября 2006 г. N 16542-КА/Д07 "О применении положений Федерального закона от 27.07.2006 N 151-ФЗ" разъяснило, что законодательство не предусматривает перерасчет по НДПИ в случае утверждения нормативов потерь, имеющих отличие (в ту или иную сторону) от предыдущих. Такое же разъяснение о том, что перерасчет по налогу на добычу полезных ископаемых при утверждении новых нормативов потерь законодательством не предусмотрен, содержится и в письме Департамента налоговой и таможенно-тарифной политики Минфина РФ от 22.05.2007 г. N 03-06-06-01/21.

Приказ Министерства энергетики РФ N 568 от 25.12.2007 г., которым утверждены нормативы технологических потерь углеводородного сырья при добыче в 2007 году, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, разрабатываемых ОАО "Томскнефть" ВНК, по согласованию с МПР России и Ростехнадзором издан в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 29.12.2001 г. N 921 и пунктом 5.2.6 Положения о Министерстве промышленности и энергетики РФ (утв. Постановлением Правительства РФ от 16.06.2004 г. N 284).

Однако, как правомерно указано в решении суда, до настоящего времени названный Приказ Минпромэнерго России N 568 от 25.12.2007 г.. в Минюсте не зарегистрирован и официально опубликован не был. Кроме того, Минпромэнерго РФ официально уведомило Общество об утверждении новых нормативов потерь лишь в январе 2008 г. (исх. N 07 157 от 16.01.2008 г.) (Том 39 л.д. 10-20), а значит, в декабре 2007 года, являющемся налоговым периодом, у ОАО "Томскнефть" ВНК отсутствовали утвержденные нормативы потерь, и возможно было применять нормативы, утвержденные ранее (в 2005 году), как установлено в пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ.

В соответствии с Указом Президента РФ от 23.05.1996 г. N 763 "О порядке опубликования и вступления в силу актов Президента РФ, Правительства РФ и нормативных правовых актов исполнительных органов власти" нормативные правовые акты федеральных органов исполнительной власти, затрагивающие права, свободы и обязанности человека и гражданина, устанавливающие правовой статус организаций или имеющие межведомственный характер, прошедшие государственную регистрацию в Министерстве юстиции Российской Федерации, подлежат обязательному официальному опубликованию в "Российской газете" в течение десяти дней после дня их регистрации, а также в Бюллетене нормативных актов федеральных органов исполнительной власти издательства "Юридическая литература" Администрации Президента Российской Федерации, который должен издаваться, начиная со второго полугодия 1996 г. не реже двух раз в месяц, а с 1998 года - еженедельно.

При этом, согласно п. 10 Указа Президента РФ от 23.05.1996 г. N 763 нормативные правовые акты федеральных органов исполнительной власти, кроме актов и отдельных их положений, содержащих сведения, составляющие государственную тайну, или сведения конфиденциального характера, не прошедшие государственную регистрацию, а также зарегистрированные, но не опубликованные в установленном порядке, не влекут правовых последствии, как не вступившие в силу, и не могут служить основанием для регулирования соответствующих правоотношений, применения санкций к гражданам, должностным лицам и организациям за невыполнение содержащихся в них предписаний.

Аналогичная позиция была указана в Постановлении Президиума ВАС РФ N 9986/00 от 27.11.2001 г., в котором суд указал на то, что исходя из принципов, закрепленных в ст. 15 Конституции РФ, законы и любые нормативные правовые акты должны быть официально опубликованы для всеобщего сведения, что предполагает обеспечение реального получения информации о содержании закона или нормативного акта лицами, права и интересы которых затрагиваются.

В соответствие с п. 5.2 Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации, утв. Постановлением Правительства РФ от 16.06.2004 г. N 284 и действовавшем в период возникновения спорных отношений, в его полномочия входило принятие нормативных правовых актов, в том числе и нормативов технологических потерь углеводородного сырья.

В связи с этим является необоснованным и противоречащим нормативным правовым актам довод налогового органа о том, что приказы Минпромэнерго России об утверждении нормативов технологических потерь на очередной календарный год являются не нормативными правовыми актами, а индивидуальными правовыми актами. Таким образом, учитывая, что вышеназванный приказ как нормативный правовой акт официально не прошел регистрацию и не был опубликован, его неисполнение не может повлечь для Общества негативные последствия.

Ссылка налогового органа в апелляционной жалобе на нарушение Обществом требований ст.54 НК РФ является необоснованной, так как в указанной статье установлена обязанность налогоплательщика произвести перерасчет налоговой базы и суммы налога в случае, если обнаружена ошибка или искажение. Статья 81 НК РФ устанавливает, что налогоплательщик обязан внести в налоговую декларацию изменения и предоставить в налоговый орган уточненную декларацию в случае отражения или неотражения сведений, а также ошибок, приводящих к занижению суммы налога. Между тем, применение Обществом нормативов технологических потерь, утвержденных в 2005 г., в декабре 2007 года не является ни обнаруженной ошибкой, ни искажением. Следовательно, отсутствовали также и правовые основания для предоставления уточненной декларации.

Общество также обращает внимание на то, что указанным Письмом исх. N 07 157 от 16.01.2008 г. Минпромэнерго России доведены утвержденные потери только в части шести месторождений, разрабатываемых ОАО "Томскнефть" ВНК. Однако полный перечень месторождений, по которым утверждены потерн Приказом Л° 568 от 25.12-2007 г., состоит из двенадцати месторождений.

Таким образом, при отсутствии утвержденных на 2007 год нормативов потерь на месторождениях, как включенных в Приказ Минпромэнерго России N 568 от 25.12.2007 г., так и не указанных в данном приказе, ОАО "Томскнефть" ВНК в соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ правомерно применило нормативы технологических потерь, утвержденные ранее в установленном порядке на 2005 год.

Необходимо учесть, что пп. 1 п. 1 ст. 342 НК РФ имеет большую юридическую силу, а подзаконный нормативный правовой акт - Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2001 г. N 921 "Об утверждении правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения" - в части отнесения всех фактических потерь полезных ископаемых к сверхнормативным при отсутствии утвержденных в установленном порядке нормативов потерь до их утверждения, вступает в противоречие с законом. При этом необходимо учесть, что согласно п. 7 ст. 3 Налогового кодекса РФ все неустранимые сомнения, противоречия и неясности актов законодательства о налогах и сборах толкуются в пользу налогоплательщика (плательщика сборов).

На основании изложенного суд апелляционной инстанции считает доначисление налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в сумме 2 434 329 рублей, пеней но начисленной сумме налога в размере 509 834 руб. (без учета пеней в размере 529 272 руб., признанных необоснованными решением ФНС от 30.12.2009 г. N 9-1-08/00688), а также взыскание штрафа в размере 486 593 руб. необоснованным и незаконным.

По пункту 4.3. мотивировочной части Решения в части неправомерности доначисления налога на имущество в сумме 85 884 рубля в связи с исключением из налоговой базы расходов по зарезке бокового ствола скважины с горизонтальным окончанием в продуктивном горизонте (стр. 29 апелляционной жалобы, п. 11 заявления налогоплательщика)

При рассмотрении данного вопроса Арбитражный суд г. Москвы установил, что отсутствуют обстоятельства, которыми налоговый орган руководствовался при вынесении своего решения о том, что на скважине N 296 куста 1 Вахского месторождения имела место достройка, а именно боковой ствол с горизонтальным окончанием.

Кроме этого, поскольку указанная скважина рассматривалась в числе других спорных скважин по п. 1.2 Решения налогового органа, в ходе судебного заседания было установлено, что отсутствует необходимая совокупность признаков, предусмотренных п.2 ст.257 НК РФ для того, чтобы признать работы по зарезке бокового ствола, выполненные на этой скважине, реконструкцией. В связи с чем, суд обоснованно установил неправомерное доначисление налоговым органом Обществу налога на имущество за 2007 год в размере 85 884 рублей.

По пункту 7.1. мотивировочной части Решения в части неправомерности привлечения Общества к ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату или неполную уплату налога (НДПИ) в виде штрафа в размере 486 593 рублей.

В данном пункте апелляционной жалобы налоговый орган указывает на неправомерность решения суда в части признания недействительным решения по эпизоду, связанным с привлечением ОАО "Томскнсфть" ВНК к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ за неуплату или неполную уплату налога с наложением штрафа в размере 486 593 рубля (по НДПИ за декабрь 2007 года).

Налоговый орган не привел в апелляционной жалобе норм НК РФ, в соответствии с которыми выводы суда могли быть признаны неправомерными.

В тоже время в силу пункта 2 статьи 109 НК РФ отсутствие вины налогоплательщика в совершении налогового правонарушения является обстоятельством, исключающим его привлечение к налоговой ответственности. Подпунктом 3 пункта 4 статьи 111 НК РФ установлено, что к обстоятельствам, исключающим вину налогоплательщика в совершении налогового правонарушения, относятся иные обстоятельства, признанные налоговым органом или судом. Согласно правовой позиции Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, содержащейся в Постановлении Президиума N 9986/00 от 27.11.2001, "ваш ранее налоговый орган, проводя проверки, признавая правомерность применения льгот, то налогоплательщик пользовался в дальнейшем льготами, имея на то подтверждение налоговой инспекции. В такой ситуации вины налогоплательщика в совершенном нарушении не имеется".

В данном случае, Общество пользовалось нормативами потерь полезных ископаемых, утвержденных в 2005 году. При этом в 2008 году МИ ФНС России по KН N 1 провела камеральную проверку налоговой декларации Общества по НДПИ за декабрь 2007 года. В адрес Общества было направлено требование о предоставлении документов (информации) N 1078 (исх. N 52-29-11/03462) от 11.02.2008 г. (Том 39 л.д. 21-22). Среди прочего в Требовании по пункту 8 запрашивались документы, подтверждающие правомерность применения налоговой ставки 0 %.

В ответ на требование N 1978 Общество предоставило необходимые документы и пояснения (копия письма исх. N 42-196 от 12.03.2008 г. с уведомлениями о вручении - (Том 39 л.д. 23-27). В данном письме по пункту 8 требования были предоставлены объяснения, что в связи с отсутствием утвержденных Правительством РФ нормативов на 2007 год Общество применяет нормативы потерь по 2005 году.

Согласно ст. 88 НК РФ камеральная проверка призвана выявлять ошибки в заполнении документов и в расчете суммы налога, а также устанавливать противоречия между сведениями. содержащимися в представленных документах. При этом в случае выявления налоговым органом факта совершения налогового правонарушения или иного нарушения законодательства о налогах и сборах, должностные лица налогового органа обязаны составить акт проверки в порядке, предусмотренном статьей 100 Налогового кодекса РФ. Т.е. при отсутствии претензий налогового органа акт не составляется, что означает правильность составления налоговой декларации (расчета).

При проведении вышеназванной камеральной проверки налоговым органом не было выявлено никаких нарушений в правильности налогообложения ОАО "Томскнефть" ВНК по налоговой ставке 0 % в части нормативных потерь полезных ископаемых при их добыче в декабре 2007 года.

Общество полагает, что отсутствие замечаний со стороны налогового органа при проведении камеральной проверки по НДПИ за декабрь 2007 г. к налогообложению по налоговой ставке 0 % в части нормативных потерь полезных ископаемых при их добыче, является подтверждением правильности применения законодательства РФ о налогах и сборах, что в свою очередь служит основанием для отказа в привлечении ОАО "Томскнефть" ВНК к налоговой ответственности по ст. 122 НК РФ.

Эта позиция Общества подтверждается Определением Конституционного Суда РФ от 12.07.2006 г. N 267-0, согласно которому "полномочия налогового органа, предусмотренные статьями 88 и 101 Налогового кодекса Российской Федерации, носят публично-правовой характер, что не позволяет налоговому органу произвольно отказаться от необходимости истребования дополнительных сведений, объяснений и документов, подтверждающих правильность исчисления и своевременность уплаты налогов. При осуществлении возложенной на него функции выявления налоговых правонарушений налоговый орган во всех случаях сомнений в правильности уплаты налогов и тем более - обнаружения признаков налогового правонарушения обязан воспользоваться предоставленным ему правомочием истребовать у налогоплательщика необходимую информацию. Соответственно, налогоплательщик вправе предполагать, что если налоговый орган не обращается к нему за объяснениями или документации, подтверждающими декларируемые налоги, то у налогового органа нет сомнений в правильности уплаты налогов. Иное означало бы нарушение принципа правовой определенности и вело бы к произволу налоговых органов".

Позиция налогоплательщика подтверждается также судебной практикой.

Кроме того, учитывая доводы, изложенные в п. 6 настоящего отзыва. Общество полагает, что событие налогового правонарушения отсутствует, т.к. ОАО "Томскнефть" ВНК правомерно использовало нормативы потерь, утвержденные в 2005 году в установленном порядке.

Таким образом, учитывая факт отсутствия налогового правонарушения, что согласно п. 1 ст. 109 исключает возможность привлечения к ответственности, а также принимая во внимание результаты предыдущей проверки Общества, по результатам которой применение нормативов потерь, утвержденных в 2005 г. было признано обоснованным, привлечение Общества за неуплату НДПИ за декабрь 2007 г. является неправомерным.

На основании изложенного суд апелляционной инстанции считает неправомерным привлечение общество к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ и взыскание штрафа за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых в размере 486 593 руб.

Суд апелляционной инстанции считает, что судом первой инстанции выяснены все обстоятельства дела, правильно оценены доводы заявителя и заинтересованного лица и вынесено законное и обоснованное решение, в связи с чем, апелляционная жалоба не подлежит удовлетворению.

Доводы апелляционной жалобы не опровергают выводы суда, положенные в основу решения, и не могут служить основанием для отмены или изменения обжалуемого решения суда первой инстанции.

Руководствуясь ст. ст. 110, 176, 266-269, 271 Арбитражного процессуального Кодекса Российской Федерации

ПОСТАНОВИЛ

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 01.07.2011 по делу N А40-34389/10-129-191 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - 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

С.Н. Крекотнев

Судьи

Н.О. Окулова Р.Г. Нагаев