Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 15 декабря 2011 г. N 09АП-31504/11

г. Москва

15 декабря 2011 г.

Дело N А40-24244/11-75-102

Резолютивная часть постановления объявлена 13 декабря 2011 года.

Полный текст постановления изготовлен 15 декабря 2011 года.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи В.Я. Голобородько

Судей Р.Г. Нагаева, Н.О. Окуловой

при ведении протокола судебного заседания секретарями А.Н. Красиковой,

И.С. Забабуриным

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 30.08.2011

по делу N А40-24244/11-75-102, принятое судьей Нагорной А.Н.

по заявлению Открытого акционерного общества "Татнефть им. В.Д.Шашина" (ОГРН

1021601623702), 423450, Республика Татарстан, Альметьевский р-н, г. Альметьевск, ул.

Ленина, 75

к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН 1047702057765),

129223, г. Москва, пр-т Мира, д. 194

о признании частично недействительным решения

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Смирнов А.Е. по дов. N 6530/16-01 от 11.05.2011, Ильюшихин И.Н. по

дов. N 6529/16-01 от 11.05.2011, Хафизова А.Г. по дов. N 1312/16-01 от 01.02.2011,

Федотов М.П. по дов. N 18674/16-01 от 23.11.2010, Синицин В.Г. по дов. N 5196/16-01

от 12.04.2011

от заинтересованного лица - Кузьмина Ю.В. по дов. N 147 от 28.10.2011, Кочкин А.С.по дов. N 162 от 09.12.2011, Зверев Е.А. по дов. N 138 от 26.09.2011

УСТАНОВИЛ

В судебном заседании суда апелляционной инстанции объявлялся перерыв с 12.12.2011 года по 13.12.2011 года.

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина" (далее -заявитель, Общество, ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина") обратилось в Арбитражный суд г.Москвы с заявлением о признании недействительным решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - ответчик, Инспекция, налоговый орган) от 17.12.2010 г. N 52-22-18/876р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" в части начисления пени по налогу на прибыль и привлечения заявителя к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ) по основаниям п. 1.1 мотивировочной части; начисления налога на прибыль, соответствующих сумм пени и штрафа по пунктам 1.3, 1.4 и 1.5 мотивировочной части; предложения их уплатить (с уч?том принятого судом уточнения требований в соответствии со ст. 49 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее - АПК РФ) по заявлению Общества от 01.08.2011 г.).

Решением суда заявленные требования удовлетворены.

С решением суда не согласился налоговый орган, обратился с апелляционной жалобой, обращение с которой мотивирует тем, что судом первой инстанции неправильно применены нормы материального права, неполно выяснены обстоятельства, имеющие значение для правильного рассмотрения дела.

Налогоплательщик представил отзыв на апелляционную жалобу, в которой просит оставить решение суда первой инстанции без изменения, апелляционную жалобу без удовлетворения.

Законность и обоснованность принятого по делу решения проверены в порядке ст.266,268 АПК РФ, суд апелляционной инстанции, оценив представленные в материалы дела доказательства, доводы апелляционной жалобы, отзыва на неё, оснований к отмене решения не усматривает.

Как следует из материалов дела Инспекцией была проведена выездная налоговая проверка ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина" по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты (удержания, перечисления) налогов за период с 01.01.2008 г. по 31.12.2008 г., по результатам проверки составлен акт выездной налоговой проверки от 06.10.2010 г. N 52-22-18/656а; с уч?том возражений принято решение от 17.12.2010 г. N 52-22-18/876р "О привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения" (т. 1 л.д. 58-150, т. 2 1-150, т. 3 л.д. 1-53), которым заявитель привлеч?н к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафов на общую сумму 230 809 315 руб., начислены пени по состоянию на 17.12.2010 г. в общем размере 162 208 452 руб.; предложено уплатить налог на прибыль, налог на имущество, земельный налог на общую сумму 1 402 697 588 руб., начисленные суммы пени и штрафов, внести необходимые исправления в документы бухгалтерского и налогового уч?та.

Не согласившись с принятым решением, заявитель оспорил его в порядке ст.ст. 100, 101.2, 139 НК РФ в вышестоящий налоговый орган - Федеральную налоговую службу, решением которой от 20.07.2011 г. N СА-4-9/11711@ решение Инспекции от 17.12.2010 г. N52-22-18/876р было изменено путем отмены в части выводов о привлечении заявителя к налоговой ответственности по п. 1 ст. 122 НК РФ в размере 29 338 417 руб. в связи с предоставлением в ходе выездной налоговой проверки уточненных налоговых деклараций по налогу на добавленную стоимость, сумма налога по которым подлежала к доплате (п. 2.1 решения); в остальной части решение оставлено без изменения, а апелляционная жалоба заявителя без удовлетворения; решение Инспекции от 17.12.2010 г. N 52-22-18/876р признано вступившим в силу с учетом внесенных в него изменений.

По настоящему делу решение Инспекции от 17.12.2010 г. N 52-22-18/876р оспаривается Общество с учетом внесенных в него изменений решением Федеральной налоговой службы от 20.07.2011 г. N СА-4-9/11711@.

По п. 1.1 мотивировочной части оспариваемого решения налоговый орган в суде апелляционной инстанции указал, что отказывается поддерживать доводы апелляционной жалобы по данному эпизоду.

По пункту 1.3. мотивировочной части Решения налогового органа:

В ходе выездной налоговой проверки Общества за 2008 год Инспекция установила, что Общество в январе-декабре 2008 года включило в состав прочих расходов таможенный сбор в сумме 30 488 016 рублей, уплаченный по постоянным таможенным декларациям, которые подавались в отношении товаров, указанных во временных таможенных декларациях, по которым таможенный сбор был уплачен.

При этом со ссылками на определение Конституционного Суда Российской Федерации от 17 ноября 2008 года N 631-0-0. постановление Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 8 июля 2008 года N 4574/08 налоговый орган указывает на отсутствие законных оснований для уплаты в 2008 году таможенного сбора, как за оформление временной, так и за оформление постоянной таможенной декларации. По мнению налогового органа, это приводит к двойной уплате таможенного сбора, что исключает возможность признания данных затрат в составе расходов по налогу на прибыль организаций.

Данное нарушение, как указывает Инспекция в обжалованном Заявителем решении, привело к неуплате налога на прибыль организаций за 2008 год в размере 7 317 124 рублей.

В части данного эпизода Общество обжаловало решение налогового органа в части доначисления налога, начисления пени и взыскания налоговых санкций.

Требования Заявителя в данной части были правомерно удовлетворены арбитражным судом первой инстанции по следующим основаниям.

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 264 Налогового кодекса РФ к прочим расходам, связанным с производством и реализацией, относятся суммы налогов и сборов, таможенных пошлин и сборов, начисленные в установленном законодательством Российской Федерации порядке, за исключением перечисленных в статье 270 Кодекса.

По существу позиция налогового органа сводится к тому, что согласно приведенной норме суммы излишне уплаченных таможенных сборов не подлежат учету в составе расходов по налогу на прибыль организаций.

С данным доводом налогового органа нельзя согласиться в силу следующих обстоятельств.

Суммы переплат по обязательным платежам в бюджет действующим законодательством РФ признаются именно в качестве налогов, сборов, таможенных пошлин (сборов). Данный вывод следует из статьи 78 Налогового кодекса РФ, статей 355, 357.8 Таможенного кодекса РФ (в редакции, действовавшей в 2008 году), в которых переплаты по обязательным платежам в бюджет названы суммами излишне уплаченных налогов, сборов, таможенных пошлин, таможенных сборов.

Из буквального толкования подпункта 1 пункта 1 статьи 264 Налогового кодекса РФ не следует, что в состав прочих расходов по налогу на прибыль организаций не включаются суммы излишне уплаченных налогов, сборов, таможенных пошлин. таможенных сборов. Согласно сделанной в данной норме оговорке, в составе расходов не подлежат учету только те платежи, которые прямо указаны в статье 270 Налогового кодекса РФ.

Анализ статьи 270 Налогового кодекса РФ показывает, что при определении налоговой базы по налогу на прибыль организаций не учитывается только один вид переплат по платежам в бюджет. Согласно пункту 4 названной статьи не подлежат учету в составе расходов затраты в виде суммы налога, а также суммы платежей за сверхнормативные выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду. Иные переплаты в бюджет по налогам, сборам, таможенным пошлинам, таможенным сборам в статье 270 Налогового кодекса РФ не названы.

Не подлежит применению в данном случае и пункт 19 статьи 270 Налогового кодекса РФ, в соответствии с которым при определении налоговой базы по налогу на прибыль не учитываются расходы в виде сумм налогов, предъявленных в соответствии с Налоговым кодексом РФ налогоплательщиком покупателю (приобретателю) товаров (работ, услуг), если иное не предусмотрено Кодексом.

Суммы таможенных сборов к таким предъявляемым покупателям налогам не относятся. Следовательно, приведенная норма к рассматриваемым отношениям неприменима.

С учетом изложенного, суммы излишне уплаченных налогов, сборов, таможенных пошлин, таможенных сборов подлежат учету в составе расходов на основании подпункта 1 пункта I статьи 264 Налогового кодекса РФ при соблюдении общих условий признания расходов, сформулированных в пункте 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ.

При этом в случае возврата из бюджета сумм излишне уплаченных налогов, сборов, таможенных пошлин и таможенных сборов указанные суммы подлежат включению в состав доходов налогоплательщика по налогу на прибыль организаций на основании пункта 10 статьи 250 Налогового кодекса РФ (доходы прошлых лет, выявленные в текущем периоде) по дате выявления дохода (вынесения решения налогового или таможенного органа о возврате переплаты, вступления в законную силу решения суда по спору о возврате переплаты) (подпункт 6 пункта 4 статьи 271 Налогового кодекса РФ).

Именно такой подход к учету в Целях налогообложения налогом на прибыль организаций сумм излишне уплаченных налогов, сборов, таможенных пошлин и таможенных платежей выработан в единообразной судебной практике по данному вопросу в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 2 октября 2007 года N 7379/07 и иных судебных актах арбитражных судов, ссылка на которые приведены заявителем в отзыве на апелляционную жалобу.

Более того, по вопросу правомерности учета в составе расходов но налогу на прибыль организаций сумм таможенных сборов, уплаченных в 2008 году дважды (при оформлении временной и полной ГТД). также уже выработана единообразная практика, подтверждающая позицию Арбитражного суда г, Москвы по настоящему делу:

- постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 28 июня 2011 года N 09А11-13387/2011-АК по делу N А40-141786/10-115-608;

- постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 17 октября 2011 г. по делу N А40-141786/10-115-608;

- постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 19 июля 2011 года N 09АП-15901/2011-АК по делу N А40-4851/11-20-20;

- постановление Федерального арбитражного суда Московского округа от 10 ноября 2011 года по делу N А40-4851/11-20-20;

- решение Арбитражного суда г. Москвы от 5 августа 2011 года по делу N А40-1164/11-99-7.

В данном случае в полном соответствии с указанной правовой позицией и подтверждающей ее единообразной судебной практикой Общество в 2008 году отнесло затраты по уплате таможенных сборов в состав прочих расходов на основании подпункта

1 пункта 1 статьи 264 Налогового кодекса РФ.

В последующем, по мере возврата сумм излишне уплаченных таможенных сборов указанные суммы включались Обществом в состав доходов по налогу на прибыль организаций, что подтверждено представленными в материалы дела и проанализированными арбитражным судом первой инстанции документами.

Так из числа излишне уплаченных таможенных сборов за 2008 год в 2010 году Общество учло в составе своих доходов 26 579 500 рублей, в том числе: 2 270 000 рублей в апреле 2010 года, 700 000 рублей в мае 2010 года, 22 571 500 рублей в июне 2010 года, 401 000 рублей в июле 2010 года, 537 000 рублей в сентябре 2010 года, 100 000 рублей в ноябре 2010 года. Указанные обстоятельства подтверждены документами о возврате таможенных сборов (решением Арбитражного суда г. Москвы от 07 мая 2010 года по делу N А40-17328/10-92-70, решением Арбитражного суда Мурманской области от 08 апреля 2010 года по делу N А42-823/2010, платежными поручениями о возврате излишне уплаченных таможенных сборов, отчетами комиссионеров), а также документами о включении возвращенных таможенных сборов в состав доходов (уточненными налоговыми декларациями, расчетами к ним. расчетами сумм возвращенных таможенных сборов, оборотно-сальдовыми ведомостями).

При этом арбитражный суд обоснованно указал и на соблюдение Обществом общих условий признания расходов, предусмотренных пунктом 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ.

Согласно названному пункту расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиком.

Под обоснованными расходами понимаются экономически оправданные затраты, опенка которых выражена в денежной форме.

Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации, либо документами, оформленными в соответствии с обычаями делового оборота, применяемыми в иностранном государстве, на территории которого были произведены соответствующие расходы, и (или) документами, косвенно подтверждающими произведенные расходы (в том числе таможенной декларацией. приказом о командировке, проездными документами, отчетом о выполненной работе в соответствии с договором). Расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Факт документальной подтвержденности уплаты таможенных сборов, указанный в качестве критерия признания расходов в пункте 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ. налоговым органом в данном случае не оспаривается.

Соблюдается в данном случае и критерий экономической обоснованности затрат, установленный названным пунктом.

Глава 25 части П Налогового кодекса РФ (Налог на прибыль организаций) регулирует налогообложение прибыли организаций и устанавливает в этих целях определенную соотносимость доходов и расходов и связь последних именно с деятельностью организации по извлечению прибыли.

Этот же критерий обозначен в пункте 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ как основное условие признания затрат обоснованными или экономически оправданными: расходами признаются любые затраты при условии, что они произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Из этого же исходит и Пленум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, указавший в Постановлении от 12 октября 2006 года N 53 "Об оценке арбитражными судами обоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды", что обоснованность расходов, учитываемых при расчете налоговой базы, должна оцениваться с учетом обстоятельств, свидетельствующих о намерениях налогоплательщика получить экономический эффект в результате реальной предпринимательской или иной

экономической деятельности. При этом речь идет именно о намерениях и целях (направленности) этой деятельности, а не о ее результате.

Налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности, а потому обоснованность расходов, уменьшающих в целях налогообложения полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения их целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата. В силу принципа свободы экономической деятельности (статья 8, часть 1, Конституции Российской Федерации) налогоплательщик осуществляет ее самостоятельно на свой риск и вправе самостоятельно и единолично оценивать ее эффективность и целесообразность.

Следовательно, нормы, содержащиеся в абзацах втором и третьем пункта 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ, требуют установления объективной связи понесенных налогоплательщиком расходов с направленностью его деятельности на получение прибыли, причем бремя доказывания необоснованности расходов налогоплательщика возлагается на налоговые органы.

Именно такое толкование понятия "экономической обоснованности расходов" сформулировано и Конституционным судом РФ, в частности, в определении от 4 июня 2007 г. N 320-О-П.

При этом следует отметить, что критерий экономической обоснованности затрат не может оцениваться с точки зрения того, что затраты понесены в большем объеме, чем это было возможно (в частности, в данном случае налоговый орган указывает на то, что таможенные сборы были уплачены дважды, хотя в соответствии с действовавшим на тот момент законодательством этого не требовалось).

Как разъяснено в пункте 9 постановления Пленума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 12 октября 2006 года N 53 "Об оценке арбитражными судами обоснованности получения налогоплательщиком налоговой выгоды" обоснованность получения налоговой выгоды не может быть поставлена в зависимость от эффективности использования капитала. А в пункте 4 названного постановления прямо указано, что возможность достижения того же экономического результата с меньшей налоговой выгодой, полученной налогоплательщиком путем совершения других предусмотренных или не запрещенных законом операций, не является основанием для признания налоговой выгоды необоснованной.

В определениях Конституционного суда РФ от 4 июня 2007 года N 320-О-П, от 16 декабря 2008 года N 1072-О-О, от 4 июня 2007 года N 366-О-П отмечено, что налоговое законодательство не использует понятие экономической целесообразности и не регулирует порядок и условия ведения финансово-хозяйственной деятельности, а потому обоснованность расходов, уменьшающих в целях налогообложения полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения их целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата.

Аналогичный подход нашел свое отражение в постановлениях Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 28 октября 2010 года N 8867/10, от 26 февраля 2008 года N 11542/07. от 18 марта 2008 года N 14616/07.

Таким образом, само по себе то обстоятельство, что Заявитель имел возможность уплатить таможенные сборы за таможенное оформление в меньшем объеме (не уплачивая их при подаче полных ГТД), правового значения при оценке экономической обоснованности понесенных им затрат на основании пункта 1 статьи 252 Налогового кодекса РФ не имеет.

Требование же о направленности затрат Заявителя по уплате таможенных сборов за таможенное оформление полных ГТД на получение доходов (что, как отмечено выше, и составляет содержание критерия экономической обоснованности) в данном случае соблюдено, что налоговым органом и не оспаривается - полные ГТД оформлялись при экспорте нефти и нефтепродуктов, реализуемых на возмездной основе Заявителем в целях получения дохода от основной своей деятельности.

При этом, суд оценивая соблюдение в данном случае критерия экономической обоснованности затрат, обоснованно принял во внимание правовую неопределенность в вопросе о необходимости уплаты таможенных сборов за таможенное оформление полных ГТД, существовавшую в спорный период (2008 год).

Так в письме ФТС России от 29 декабря 2004 года N 01-06/12890 было разъяснено, что при периодическом временном декларировании таможенные сборы за таможенное оформление должны быть уплачены одновременно с подачей каждой таможенной декларации (временной и полной).

Более того, сформированная в 2008 году позиция Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации, изложенная в постановлении Президиума от 08 июля 2008 года N 4574/08, не изменила подхода ФТС России к порядку взимания таможенных сборов.

08 октября 2008 года ФТС России письмом N 01-11/41807 разъяснила, что в связи с отсутствием в Таможенном кодексе РФ и в Постановлении Правительства РФ N 863 однозначной нормы, определяющей порядок уплаты таможенных сборов, временно, до особого указания, взимание таможенных сборов за таможенное оформление следует осуществлять как при подаче временных, так и при подаче полных таможенных деклараций.

Таким образом, факт неуплаты таможенных сборов за таможенное оформление на момент подачи таможенной декларации мог явиться основанием для отказа в принятии таможенной декларации, что привело бы к ряду негативных последствий: утрата права на подтверждение налоговой ставки 0% в налоговом органе; административная ответственность за нарушение таможенных правил.

Кроме того, учитывая, что без уплаты таможенных сборов таможенное оформление поставки на экспорт не производилось бы таможенным органом, это повлекло бы нарушение Заявителем экспортных контрактных обязательств по поставке и обязательств перед транспортными организациями и несение дополнительных расходов в виде неустоек, пеней и штрафов.

По пункту 1.4. мотивировочной части Решения налогового органа:

В ходе выездной налоговой проверки Общества за 2008 год Инспекция установила. что Общество включило единовременно в состав прочих расходов по налогу на прибыль организаций затраты на проведение работ по зарезке боковых стволов скважин. По мнению налогового органа, указанные работы в отношении скважин, перечисленных в названном пункте Решения, следует квалифицировать в качестве реконструкции, а затраты на их проведение следует относить на увеличение первоначальной стоимости скважин.

Данное нарушение, как указывает налоговый орган, привело к завышению расходов по налогу на прибыль организаций на 407 662 100 рублей, что привело к неуплате налога на прибыль организаций за 2008 год в сумме 97 838 904 рублей.

Удовлетворяя требования Заявителя в данной части, Арбитражный суд первой инстанции исходил из следующего:

1) налоговый орган неправомерно квалифицирует проведенные в спорный налоговый период работы в качестве реконструкции, поскольку они но своему содержанию, определенному пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, с учетом правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного суда Российской Федерации. выраженной в постановлении от 1 февраля 2011 года N 11495/10, не подпадают под понятие реконструкции;

2) решение налогового органа в данной части не может быть признано соответствующим требованиям, предъявляемым к его содержанию пунктом 8 статьи 101 Налогового кодекса РФ, поскольку не содержит описания требующих установления обстоятельств со ссылками на подтверждающие документы (причин проведения работ в скважине, причин обводнения скважины). Кроме того, арбитражным судом было учтено и то, что соответствующие доказательства в нарушение требований статей 65 и 200 Арбитражного процессуального кодекса РФ не представлены налоговым органом и в суд;

3) решение налогового органа в данной части не может быть признано соответствующим действительным налоговым обязательствам Общества, поскольку налоговым органом не учтено, что в случае квалификации спорных работ в качестве реконструкции и увеличения первоначальной стоимости скважин, налоговая база по налогу на прибыль организаций должна быть скорректирована с учетом соответствующих сумм амортизации и амортизационной премии.

Решение арбитражного суда первой инстанции в данной части является законным и обоснованным по следующим основаниям.

Как предусмотрено пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования. реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям.

К реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

В постановлении Президиума Высшего Арбитражного суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10 указано, что в целях налогообложения прибыли при разграничении работ по зарезке боковых стволов в скважинах на капитальный ремонт и реконструкцию необходимо руководствоваться именно приведенными положениями статьи 257 Налогового кодекса РФ, а не ведомственными нормативными актами.

Как следует из пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, реконструкцией основных средств являются работы, отвечающие в совокупности следующим признакам:

- реконструкция всегда связана с переустройством существующих объектов основных средств, связанным с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей;

-реконструкция проводится в целях увеличения производственных мощностей. улучшения качества и изменения номенклатуры продукции;

-реконструкция осуществляется по проекту реконструкции.

Как в обжалованном Обществом решении налогового органа, так и в апелляционной жалобе Инспекция, обосновывая свой вывод о квалификации работ в качестве реконструкции, ссылается на следующие обстоятельства:

изменилась конструкция скважины, использование старого ствола скважины прекращено, вместо него используется новый (боковой) ствол;

- после зарезки нового (бокового) ствола скважины увеличился дебит нефти по сравнению с моментом времени до проведения указанных работ, что свидетельствует об увеличении технико-экономических показателей скважины;

- несоблюдение Обществом требований подзаконных актов о необходимости

оформления соответствующих проектов на проведение работ по реконструкции не может являться основанием для неправильной квалификации работ в качестве капитального ремонта.

Между тем, указанные доводы налогового органа правомерно были отклонены судом с учетом правовой позиции, выраженной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10.

Как указано в названном постановлении:

"... увеличение суточного объема добычи нефти само по себе не является достаточным и определяющим критерием для квалификации упомянутых работ в качестве капитального ремонта или реконструкции.

Из Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных приказом МИР России от 21.03.2007 N 61 (пункт 82 раздела 7), следует, что показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный тает.

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 ее конструкции.

Следовательно, разграничение инспекцией выполненных подрядчиками работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины по нефти"является недостоверным".

Таким образом, ни само по себе появление в скважине бокового ствола, ни увеличение дебита добычи нефти не являются показателями, позволяющими разграничить ремонт и реконструкцию скважин при осуществлении их боковой зарезки.

При этом арбитражный суд первой инстанции обоснованно исходил из следующих обстоятельств.

Использование "старого" ствола скважины полностью, вопреки утверждению налогового органа, не прекращено. Осуществлена замена лишь нижней части эксплуатационной колонны (порядка 15 % от общей ее глубины) с установкой герметизирующего цементного моста.

Диаметр "нового" (бокового) ствола меньше диаметра эксплуатационной колонны в 1,4 раза. Это связано с тем, что происходит частичная ликвидация старого ствола, взамен которого бурится другой боковой ствол. Этот боковой ствол имеет меньший диаметр, поскольку трубы большего или равного диаметра не могут быть установлены через обсадные Трубы существующего ствола.

При этом указанный боковой ствол выведен в тот же продуктивный пласт (горизонт) для извлечения тех же запасов нефти, которые разрабатывались изначально.

Таким образом, с одной стороны, не происходит увеличения диаметра эксплуатационной колонны (напротив, имеет место его уменьшение), с другой стороны, скважина имеет ту же глубину (выведена в тот же продуктивный пласт).

Это позволяет говорить о том, что хотя конструкция скважины частично и претерпела изменение, такое изменение конструкции не приводит к совершенствованию производства и повышению технико-экономических показателей скважины как таковой, что является отличительным признаком реконструкции по смыслу пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ.

Дебит же скважины по нефти не является се технико-экономическим показателем, поскольку характеризует в большей степени показатели продуктивного пласта, а не скважины как основного средства. Из методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных приказом МНР России от 21 марта 2007 года N 61, (пункт 82 раздела 7) следует, что показатель "суточный объем нефтедобычи" зависит от характеристик как скважины, так и собственно месторождения и внешнего воздействия, оказываемого на продуктивный пласт. Скважина представляет собой инструмент для добычи нефти из пласта. Работы, проведенные на скважине, не могут повлиять на продуктивность пласта. Поэтому при прочих равных условиях (одинаковое оборудование, одинаковая глубина скважины и т.д.) две абсолютно одинаковые скважины могут давать разное количество нефти. Иначе говоря, дебит скважины по нефти является характеристикой пласта, а не скважины. Таким образом, дебит скважины по нефти не является ее технико-экономическим показателем как объекта основных средств, поэтому увеличение дебита скважины после произведенных работ по зарезке само по себе не свидетельствует о повышении технико-экономических показателей скважины.

Сравнение Инспекцией дебита скважины после зарезки боковых стволов с дебитом непосредственно перед зарезкой является некорректным. Сравнение должно проводиться с проектным дебитом скважины, с ее максимальным историческим дебитом либо с дебитом других скважин, находящихся на том же участке разрабатываемого горизонта. Только при превышении такого дебита можно было бы сделать вывод о повышении технических показателей скважины. Если же в результате зарезки происходит частичное увеличение дебита скважины, которое не превышает проектного (максимального исторического) дебита скважины, то в этом случае имеет место частичное восстановление работоспособности скважины, что соответствует понятию ремонта скважины, а не реконструкции.

В данном случае, как правильно указал арбитражный суд первой инстанции, в результате зарезки боковых стволов дебит скважин, хотя и увеличился (по сравнению с моментом времени непосредственно перед зарезкой), однако не превысил их проектных и исторически максимальных показателей. Таким образом, произошло не увеличение дебита скважин, а его восстановление, причем неполное.

Таким образом, связь между проведенными Обществом работами по зарезке боковых стволов и совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей не прослеживается.

Не соблюдаются в данном случае при проведении работ по боковой зарезке и цели увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции, что является одним из признаков реконструкции. Из скважин после проведения работ по зарезке боковых стволов добывается та же нефть того же качества. Производственная мощность скважины также не увеличивается: скважина эксплуатируется с использованием одного ствола, нижняя часть которого заменена на новый, меньший по диаметру; разрабатывается тот же продуктивный пласт; дебит добычи нефти не превысил проектный и максимальный за период работы скважины.

Работы по зарезке боковых стволов скважин производились не на основании проекта реконструкции, как того требует пункт 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, а на основании Типового рабочего проекта капитального ремонта скважин методом более глубокого внедрения в продуктивный пласт 904-03 с оформлением соответствующей программы по бурению бокового ствола, плана-заказа на производство работ по зарезке бокового, бокового-горизонтального ствола и углубления через башмак, а также геолого-технических нарядов по капитальному ремонту скважин.

При этом ссылки налогового органа в апелляционной жалобе на якобы допущенные Обществом нарушения подзаконных актов, выразившиеся в отсутствии требуемых, по его

мнению, проектов реконструкции скважин, не могут быть признаны обоснованными.

Согласно пункту 4.3.4 Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 05 июня 2003 N 56, работы по реконструкции скважин должны проводиться по рабочему проекту, разработанному, согласованному и утвержденному в порядке, предусмотренном разделом 1.3 Правил, В разделе 1.3 Правил "требования к проектированию" предусмотрено, что реконструкция опасных производственных объектов, осуществляется организациями, имеющими лицензию на право ведения такой деятельности (п. 1.3.2 Правил). Разработка проектной документации производится на основании задания на проектирование, выдаваемого пользователем недр (заказчиком) проектной организации (п. 1.3.3 Правил). 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 Правил). 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).

С целью исключения сомнений в необходимости составления в данном случае проекта реконструкции и следования особым требованиям Правил о реконструкции нефтяных скважин Общество обратилось за официальными разъяснениями в адрес уполномоченного органа исполнительной власти по горному и промышленному надзору с просьбой подтвердить правомерность позиции Общества.

В ответ Обществом было получено письмо Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по республике Татарстан от 15 августа 2008 года N 15828/06, в котором отмечается, что проводимые Обществом в скважинах работы являются капитальным ремонтом, что исключает нарушение Обществом законодательства о безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

При таких обстоятельствах не выполняются условия пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ о переустройстве объектов основных средств по проекту реконструкции.

Кроме того, в части данного эпизода Арбитражным судом г. Москвы была учтена и позиция Президиума Высшего Арбитражного суда Российской Федерации., выраженная в постановлении от 1 февраля 2011 года N 11495/10, в котором было сформулирован ряд критериев, позволяющих провести разграничение между капитальным ремонтом скважин и их реконструкцией. Так, Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации указал:

".Из содержания пункта 4.1.2 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 N 56, усматривается, что забуривание новых (боковых) стволов производится в случаях ликвидации сложных аварий, возникших в процессе -эксплуатации скважин или при проведении ремонтных работ; вскрытия дополнительных продуктивных мощностей из ствола низкопродуктивных эксплуатационных скважин; восстановления бездействующего фонда скважин, в том числе законсервированных или ранее ликвидированных по техническим или иным причинам, с целью вскрытия новым стволом участков с неизвлеченными запасами углеводородного сырья.

В качестве капитального ремонта названные работы проводят в случаях, если применение методов ремонтно-изоляционных работ (отключение обводненных пластов или их отдельных интервалов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за обсадной колонной) технически невозможно (пункты 4.2, 4.8, таблица 1 Классификатора ремонтных работ в скважинах РД 153-39.0-088-01, утвержденного приказом Минэнерго России от 22.10.2001 N 297),

Восстановление бездействующего фонда скважин проводится посредством таких же работ в отношении ранее ликвидированных или законсервированных скважин (Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденная постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 N 69).

Обстоятельства, в связи с которыми возникла необходимость проведения буровых работ, судами не выяснялись.

Из представленных обществом планов па произведение перечисленных работ следует, что часть скважин относилась к категориям работающих, часть -бездействующих. В отношении отдельных скважин цель ремонта заключалась в ликвидации аварии с обходом аварийного участка эксплуатационной колонны. Также общество утверждает, что причиной выполнения работ была предельная обводненность продуктивных пластов.

Упомянутые нормативные акты указывают на техническую неисправность скважины, повлекшую невозможность ее 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.

Предельная обводненность пласта могла возникнуть как в результате закачки в него воды через нагнетательные скважины в период эксплуатации месторождения, что приводит к прогнозируемому истощению запасов нефти, так и в результате прорыва пластовых вод, то есть по причине, не зависящей от недропользователя.

Названные обстоятельства могут быть выяснены, поскольку Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденными коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР 15.10.1984 (далее - Правила разработки месторождении), 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.

С учетом изложенного, работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Также следует отнести к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения (раздел 3.4 Правил разработки месторождений).

Работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует признать капитальным ремонтом".

Таким образом, Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации при квалификации проведенных в скважинах работ по зарезке боковых стволов ориентирует на необходимость выявления причин, по которым такие работы проведены. При этом к капитальному ремонту необходимо относить работы, проведенные:

1)в связи с возникшей технической неисправностью скважины {аварией);

2) в связи с обводненостью скважины, возникшей по естественным причинам (прорыв пластовых вод).

В качестве реконструкции следует квалифицировать те работы, которые проведены:

1) в связи с истощением запасов нефти (для выхода на новые горизонты добычи);

2) в связи с предельной обводненностью, возникшей по причине закачки в пласт воды через нагнетательные скважины;

3) работы по боковой зарезке в бездействующих скважинах.

При этом в отношении бездействующих скважин, по смыслу постановления от 1 февраля 2011 года N 11495/10, Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации имеет в виду не любые бездействующие скважины, а исключительно ранее ликвидированные или законсервированные скважины.

В названном постановлении прямо указано на работы по восстановлению бездействующего фонда скважин в отношении ранее ликвидированных или законсервированных скважин на основании Инструкции по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины РД 08-625-03, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 27.12.2002 N 69.

В соответствии с пунктом 104 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 6 июня 2003 года N 71, эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

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

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

Таким образом:

- бездействующие скважины, наряду с действующими и находящимися в освоении скважинами, включаются в эксплуатационный фонд скважин;

- законсервированные и ликвидированные скважины в эксплуатационном фонде скважин не учитываются, что подчеркивает их особый правовой статус;

- подразделение скважин на действующие и бездействующие построено исключительно на "временном критерии": если скважина не работает в течение календарного месяца она включается в число бездействующих вне зависимости от причин простоя; если скважина работает хотя бы один день календарного месяца, она учитывается в числе действующих.

Между тем, критерий времени простоя основного средства не является условием признания работ в качестве реконструкции ни исходя из определения реконструкции, данного в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, ни исходя из правовой позиции, выраженной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10. Разграничение капитального ремонта и реконструкции согласно данной правовой позиции, как уже отмечалось, построено на изучении причин простоя скважины, но не времени ее простоя.

Кроме того, в названном постановлении Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации указал на необходимость при квалификации работ по боковой зарезке скважин руководствоваться предусмотренными статьей 257 Налогового кодекса РФ положениями как установленными для целей обложения налогом на прибыль организаций, а не ведомственными нормативными актами, в которых проводится различие между капитальным ремонтом и реконструкцией для целей, не связанных с налогообложением прибыли. А с учетом того, что разграничение скважин на действующие и бездействующие по принципу времени простоя предусмотрено именно специальными ведомственными нормативными актами (пунктом 104 пунктом 104 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 6 июня 2003 года N 71), при применении пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ данным принципом руководствоваться нельзя, поскольку он названным пунктом не предусмотрен.

В отношении работ, проведенных в связи с возникшей технической неисправностью скважины (аварией) и в связи с обводненостью скважины, возникшей по естественным причинам (прорыв пластовых вод), в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10 прямо указано на необходимость их квалификации в качестве капитального ремонта. При этом никаких оговорок в отношении времени простоя скважины по указанным причинам в постановлении не сделано.

С учетом указанной правовой позиции Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации арбитражным судом первой инстанции на основании имеющихся в материалах дела доказательств были исследованы причины проведения в скважинах работ по зарезке боковых стволов.

В частности, в отношении ряда скважин арбитражным судом первой инстанции был установлен факт проведения работ в связи с имевшими место на скважинах авариями.

НГДУ "Лениногорскнсфть"

Скважина N 3308

Скважина N 3308 была введена в эксплуатацию 01 июня I960 года с первоначальным дебитом 47 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 91 тонну в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 105 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 16,8 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (на забое металл, многочисленные нарушения эксплуатационной колонны: 500, 700м, 1089м, 1100м, 1107м).

Скважина N 17582

Скважина N 17582 была введена в эксплуатацию 01 марта 1982 года с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 13 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,4 до 5,1 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 4,2 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины по бобриковскому горизонту.

Причиной обводненности скважины являлась техническая неисправность скважины - нарушение (негерметичность) эксплуатационной колонны в интервале 823-825 метров, что подтверждается заключением ООО "ТНГ-ЛенГИС" от 14 февраля 2008 года по определению технического состояния эксплуатационной колонны, заколонных перетоков, работы пластов. В связи с указанными обстоятельствами "хвостовик" при боковой зарезке скважины был спущен в интервале 701,5-1290 метров, на что указано в Акте на сдачу скважины из капитального ремонта, датированном 25 апреля 2008 года.

Скважина N 12469

Скважина N 12469 была введена в эксплуатацию 01 сентября 1971 года с первоначальным дебитом 136,7 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 37 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 1,8 до 293,3 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 4,3 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС. утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС. БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (на забое аварийный ЭЦП, который перекрыл продуктивный пласт). В феврале 2002 года были предприняты работы по извлечению аварийного ЭЦП из скважины. Однако в виду экономической нецелесообразности и технической невозможности извлечь аварийное оборудование работы но извлечению ЭЦН были прекращены. Указанные обстоятельства подтверждены Протоколом геолого-технического совещания от 2002 года.

Скважина N 3201

Скважина N 3201 была введена в эксплуатацию 01 января 1961 года с первоначальным дебитом 20 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 54,3 тонны в сутки. В течение срока се эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,2 до 20,7 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 4,4 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС. БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога ПГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (аварийный забой металлом, который перекрыл приток нефти).

Факт аварии на скважине подтверждается Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 15 июля 2006 года и Актом о расследовании причин технологического осложнения при ремонте скважины от 15 мая 2006 года

Скважина N 8992

Скважина N 8992 была введена в эксплуатацию 01 ноября 1979 года с первоначальным дебитом 72 тонны в сутки. Дебит скважины но проекту составлял 28 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,7 до 87,7 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 3,7 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС. БГС. БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (на забое аварийный НКТ).

Скважина N 14163

Скважина N 14163 была введена в эксплуатацию 01 июля 1986 года как нагнетательная. Проектный дебит скважины составлял 14 тонн в сутки. В 1993 году скважина была переведена в категорию добывающих. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,5 до 2,1 тонн в сутки. Дебит

скважины после зарезки бокового ствола составил 6,2 тонн в сутки.

Факт аварии подтвержден также Актом о расследовании технологических осложнений на скважине от 14 июля 2004 года. Работы по извлечению аварийного оборудования из скважины положительного результата не принесли, что подтверждено Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 27 июля 2004 года.

НГДУ "Нурлатнефть"

Скважина N 664П

Скважина N 664П была введена в эксплуатацию 01 июня 1977 года. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 2,5 до 23,4 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 9,8 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (аварийный забой металлом с обрывом НКТ).

Проведенные работы по извлечению аварийного оборудования результата не принесли, что подтверждено Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 25 ноября 2006 года.

НГДУ "Прикамнефть"

Скважина N 657

Скважина N 657 была введена в эксплуатацию 28 мая 1966 года. Дебит скважины по проекту составлял 34,5 тонны в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 15,4 до 48,5 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,6 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы (Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (скважина засорена металлическими предметами).

Проведенные работы по извлечению постороннего металла из скважины результата не принесли, что нашло отражение в Протоколе технического совещания от 07 ноября 2004 года и Акте на сдачу скважины из капитального ремонта от 11 ноября 2004 года.

НГДУ "Елховнефть"

Скважина N 2070

Скважина N 2070 была введена в эксплуатацию 01 августа 1975 года с первоначальным дебитом 40 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 45,9 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 32 до 56 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 9,3 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и

приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели но скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке ВС, БГС, НС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (на забое аварийный ЭЦН и НКТ).

Проведенные в июне 2002 года и октябре 2006 года работы по извлечению из скважины аварийного оборудования результата не принесли, что подтверждено, в частности, Протоколом геолого-технического совещания от 03 октября 2006 года и Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 05 октября 2006 года.

НГДУ "Азнакаевскнефть"

Скважина N 18778

Скважина N 18778 была введена в эксплуатацию 01 февраля 1979 года с первоначальным дебитом 0,3 тонны в сутки. Дебит скважины но проекту составлял 20 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,3 до 63,6 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 7,3 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 12 декабря 2007 года, и приложенной к указанному Протоколу справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (на забое металл).

Согласно правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10, работы по зарезке боковых стволов в технически неисправных скважинах (в связи с имеющей место аварией на скважине) следует относить к капитальному ремонту скважины.

Таким образом, в части перечисленных выше скважин выводы налогового органа о квалификации проведенных в скважине работ в качестве реконструкции являются необоснованными, не соответствуют понятию реконструкции, данному в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ с учетом его общеобязательного толкования, данного в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10.

В отношении ряда скважин арбитражным судом первой инстанции был установлен факт проведения работ в связи с имевшим место прорывом пластовых вод.

НГДУ "Ленншн орскнефть"

Скважина N 9049

Скважина N 9049 была введена в эксплуатацию 01 ноября 1968 года с первоначальным дебитом 1,4 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 77,4 тонны в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 3,7 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 3,6 тонны в сутки.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод по кизеловскому горизонту, что связано с особенностями геологического строения в данном месте. Как указано в Отчете от 30 декабря 1987 года по теме "Технологическая схема разработки залежей нефти в локальных нефтеносных отложениях девона и карбона НГДУ "Иркеннефть", залежи кизеловского горизонта по своему типу являются массивными, не имеют

нижнего нефтеупора. Почти во всех скважинах нефтеносные отложения контактируют с водоносными.

Схема водопритока водоносных отложений по скважине N 9049 приведена на выкопировке с карты разработки участка скважины N 9049 кизеловского горизонта.

Скважина N 24007

Скважина N 24007 была введена в эксплуатацию 01 января 1990 года с первоначальным дебитом 0,2 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 10 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 9,5 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки боковою ствола составил 2,4 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод из нижележащего ранее перфорированного пласта, в результате чего имеет место затрубная циркуляция с указанным пластом в интервале перфорации скважины. Данное обстоятельство подтверждено заключением ООО "ТПГ-ЛенГИС" от 23 июня 2006 года по определению технического состояния эксплуатационной колонны, заколонных перетоков, работы пластов.

НГДУ "Нурлатнефть"

Скважина N 8460

Скважина N 8460 была введена в эксплуатацию 02 февраля 1987 года с первоначальным дебитом 7,5 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 10 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,2 до 16,8 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 14,2 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии но контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС. БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в бобриковский горизонт из вышележащего интервала 1 409 - 1 415,5 метров, в результате чего имеет место затрубная циркуляция. Проведенные изоляционные работы результата не принесли. Указанные обстоятельства подтверждаются Заключением ООО "ТНГ-НурГИС" от 27 декабря 2006 года.

Скважина N 3980

Скважина N 3980 была введена в эксплуатацию 01 декабря 1984 года с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 5,2 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 15,6 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 11,3 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в интервал перфорации в результате затрубной циркуляции по пласту. Проведенные изоляционные работы результата не принесли.

Скважина N 4732А

Скважина N 4732А была введена в эксплуатацию 01 июня 1996 года с первоначальным дебитом 2,9 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 8,9 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,3 до 24,6 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 11,7 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в интервал перфорации из нижележащего пласта с глубины 1 157 метров, в результате чего имеет место затрубная циркуляция. Проведенные изоляционные работы результата не принесли. Указанные обстоятельства подтверждаются Заключением ООО "ТНГ-НурГИС" от 19 мая 2008 года.

Скважина N 3922

Скважина N 3922 была введена в эксплуатацию 01 января 1982 года с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 11,1 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 11,1 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,5 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой). Проведенные изоляционные работы результата не принесли.

Скважина N 4059

Скважина N 4059 была введена в эксплуатацию 01 августа 1985 года с первоначальным дебитом 0,9 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 4,6 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 12,2 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,9 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Скважина N 8596

Скважина N 8596 была введена в эксплуатацию 01 октября 1993 года с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 10 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 21,8 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 21 тонна в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии но контролю за подбором скважин к зарезке БС, угвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод интервал перфорации из вышележащего интервала 1 418 - 1 432 метра, в результате чего имеет место затрубиая циркуляция. Проведенные изоляционные работы результата не принесли. Указанные обстоятельства подтверждаются Заключением ООО "ТНГ-НурГИС" от 14 июня 2006 года.

Скважина N 8426

Скважина N 8426 была введена в эксплуатацию 04 апреля 1986 года с первоначальным дебитом 0,9 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 10 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 31,7 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 13,9 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протокол)' таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод с забоя. Проведенные изоляционные работы результата не принесли. Указанные обстоятельства подтверждаются Заключением ООО "ТНГ-НурГИС" от 15 января 2007 года.

Скважина N 207А

Скважина N 207А была введена в эксплуатацию 01 августа 1995 года с первоначальным дебитом 2,8 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 7,98 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 2,8 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,4 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Скважина N 4064

Скважина N 4064 была введена в эксплуатацию 01 декабря 1988 года с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 5,76 тонн в сутки. В течение срока се эксплуатации дебит скважины в ратные периоды времени изменялся от 0,2 до 6,7 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 14,3 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели но скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога ПГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в бобриковский горизонт из вышележащего интервала 1 382 - 1 387 метров, в результате чего имеет место затрубная циркуляция. Проведенные изоляционные работы результата не принесли. Указанные обстоятельства подтверждаются Заключением ООО "ТНГ-НурГИС" от 28 октября 2006 года.

НГДУ "Прикамнефть"

Скважина N 300

Скважина N 300 была введена в эксплуатацию 02 января 1963 года. Дебит скважины по проекту составлял 45 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 52,2 до 105,4 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 3,5 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке боковою ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой) водой.

В течение всего срока эксплуатации проводились неоднократные изоляционные работы по ограничению водопритока, которые результата не дали.

НГДУ "Ямашнефть"

Скважина N 4022

Скважина N 4022 была введена в эксплуатацию в октябре 2001 года с первоначальным дебитом 6,9 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 3,1 тонны в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 2,2 до 8,6 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 6,4 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года., и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в интервал перфорации из нижележащего пласта с глубины 1 242,4 метра. Указанное обстоятельство подтверждается Заключением от 16 мая 2005 года, данным ОАО Татнефтегеофизика" по результатам проведения работ по определению притока жидкости и забоя методами термометрии, СТД, ПС, локатором муфт, манометрии, влагометрии, ДГД, плотностнометрии.

Схема водопритока водоносных отложений по скважине N 4022 приведена на выкопировке из карты разработки Екатериновского месторождения Бобриковского горизонта.

НГДУ "Джалильнеф i ь"

Скважина N 17649

Скважина N 17649 была введена в эксплуатацию 03 января 1977 года с первоначальным дебитом 20 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 21,4 тонна в сутки. В течение срока се эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 1,1 до 53,4 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 0,9 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарсзке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезкс БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в интервал перфорации из нижележащего пласта с глубины 1 152 метра. Указанный довод подтверждается Заключением ООО "ТНГ-Групп" от 18 февраля 2006 года по результатам работ по определению притока жидкости и забоя методами термометрии, СТД, ГК, ЛМ, резистивиметрии, влагометрии, манометрии, ДГД при свабировании скважины.

НГДУ "Альмстьсвскнефть"

Скважина N 21574

Скважина N 21574 была введена в эксплуатацию 01 апреля 1986 года с первоначальным дебитом 4 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 9 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 4,5 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 11,1 тонн в сутки.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в результате близости контура подошвенных вод. Работы по ограничению водопритока результата не принесли.

Схема водопритока водоносных отложений по скважине N 21574 приведена на выкопировке с карты разработки залежи N 8.

Согласно правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10. работы по зарезке боковых стволов, проведенные в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует относить к капитальному ремонту скважин.

Таким образом, в части рассматриваемых скважин выводы налогового органа о квалификации проведенных в скважине работ в качестве реконструкции являются необоснованными, не соответствуют понятию реконструкции, данному в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ с учетом его общеобязательною толкования, данного в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10.

Признавая в части настоящего эпизода недействительным решение Инспекции,

Арбитражный суд г. Москвы также сослался на несоответствие решения налогового органа требованиям пункта 8 статьи 101 Налогового кодекса РФ, а также на непредставление налоговым органом в суд доказательств, подтверждающих подлежащие исследованию по делу обстоятельства.

Как указывалось выше, согласно правовой позиции, выраженной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10, правильная квалификация проведенных в скважинах работ (в качестве капитального ремонта или реконструкции) зависит, прежде всего, от анализа причин, вызвавших необходимость проведения данных работ.

В обжалованном Обществом решении налогового органа причины проведения работ по боковой зарезке скважины, в том числе причины се обводнения, не указаны.

Более того, анализ указанных обстоятельств в решении налогового органа вообще отсутствует, поскольку налоговый орган делает вывод о квалификации работ по боковой зарезке скважин только на основании данных о дебите скважин до и после проведения работ. Между тем, как указано в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10 разграничение инспекцией выполненных подрядчиками работ на относящиеся к капитальному ремонту и реконструкции исходя из показателя "дебит скважины по нефти" является недостоверным, поскольку указанный показатель проявляет себя как динамический (изменяющийся), характеризует не столько скважину, сколько месторождение, и зависит от многих факторов, не связанных со строением скважины.

В соответствии с пунктом 8 статьи 101 Налогового кодекса РФ в решении о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения излагаются обстоятельства совершенного привлекаемым к ответственности лицом налогового правонарушения так. как они установлены проведенной проверкой, со ссылкой на документы и иные сведения, подтверждающие указанные обстоятельства.

Согласно пункту 1 статьи 65 Арбитражного процессуального кодекса РФ 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.

В силу пункта 5 статьи 200 Арбитражного процессуального кодекса РФ обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого решения, а также обстоятельств, послуживших основанием для принятия оспариваемого акта, решения, совершения оспариваемых действий (бездействия), возлагается на орган или лицо, которые приняли акт, решение или совершили действия (бездействие).

Таким образом, с учетом того, что оспариваемое Решение налогового органа в данном случае не содержит в нарушение пункта 8 статьи 101 Налогового кодекса РФ описания требующих установления обстоятельств со ссылками на подтверждающие документы (причин проведения работ в скважине, причин обводнения скважины), а также принимая во внимание, что соответствующие доказательства не представлены налоговым органом и в суд, решение налогового органа в данной части не может быть признано законным и обоснованным.

По указанным причинам было признано недействительным решение налогового органа по аналогичному делу постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 2 ноября 2011 года по делу N А40-74739/08-127-372

Таким образом решение арбитражного суда первой инстанции в данной части вынесено в соответствии со складывающейся по данному вопросу по аналогичным делам судебной практикой.

Признавая в части настоящего эпизода недействительным решение Инспекции. Арбитражный суд г. Москвы также правомерно учел, что выводы налогового органа не могут быть признаны соответствующими действительной налоговой обязанности Общества по следующим причинам.

Сама по себе переквалификация налоговым органом проведенных на скважинах работ из ремонта в реконструкцию не влечет за собой необходимость автоматического исключения из состава расходов по налогу на прибыль организаций за спорный период соответствующих затрат (во всяком случае в полном объеме).

В соответствии с пунктом 4 статьи 89 Налогового кодекса РФ предметом выездной налоговой проверки является правильность исчисления и своевременность уплаты налогов.

В соответствии со статьей 6 Закона РФ от 21 марта 1991 года N 943-1 "О налоговых органах Российской Федерации" главными задачами налоговых органов являются контроль за соблюдением законодательства о налогах и сборах, за правильностью исчисления, полнотой и своевременностью внесения в бюджетную систему Российской Федерации налогов и сборов.

Как неоднократно отмечал в своих актах Конституционный суд РФ 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 от 14 июля 2005 года N 9-11, определение от 12 июля 2006 г. N 267-0).

В силу статьи 17, 53, 54 Налогового кодекса РФ проверка правильности исчисления налога предполагает, в том числе, проверку правильности исчисления налоговой базы.

Статья 274 Налогового кодекса РФ устанавливает, что налоговой базой для целей исчисления налога на прибыль организаций признается денежное выражение прибыли. определяемой в соответствии со статьей 247 Налогового кодекса РФ, подлежащей налогообложению. Согласно статье 247 Налогового кодекса РФ прибылью для российских организаций признаются полученные доходы, уменьшенные на величину произведенных расходов, которые определяются в соответствии с главой 25 Налогового кодекса РФ.

Соответственно, расходы, определенные в соответствии с главой 25 Налогового кодекса РФ, формируют налоговую базу по налогу на прибыль организаций, правильность исчисления которой и обязан контролировать налоговый орган.

Таким образом, налоговый орган обязан проверять правильность формирования налогоплательщиком расходной части не только в плане ее завышения, но и в части, которую налогоплательщик не учел, но должен был учесть (т.е. в части занижения). Размер доначисляемых налоговым органом налогов должен соответствовать действительной налоговой обязанности налогоплательщика, определяемой с учетом всех положений главы 25 Налогового кодекса РФ, влияющих как на увеличение, так и на уменьшение налоговой базы.

Обязанность налогового органа определять действительные налоговые обязательства налогоплательщика не предполагает под собой возможность налогового органа произвольно отказаться от контроля правильности определения тех или иных показателей, влияющих на размер этих обязательств.

Такой подход соответствует единообразной судебной практике, выработанной по данному вопросу, что нашло отражение, в судебных актах, ссылка на которые имеется в отзыве заявителя на апелляционную жалобу.

В соответствии с пунктом 1 статьи 257 Налогового кодекса РФ под основными средствами в целях настоящей главы понимается часть имущества, используемого в качестве средств труда для производства и реализации товаров (выполнения работ, оказания услуг) или для управления организацией первоначальной стоимостью более 20 000 рублей.

Согласно пункту 6 статьи 258 Налогового кодекса РФ амортизируемое имущество принимается на учет по первоначальной стоимости, определяемой в соответствии со статьей 257 Кодекса. В силу пункта 1 статьи 257 Налогового кодекса РФ первоначальная стоимость основного средства определяется как сумма расходов на его приобретение (а в случае, если основное средство получено налогоплательщиком безвозмездно, либо выявлено в результате инвентаризации, - как сумма, в которую оценено такое имущество в соответствии с пунктами 8 и 20 статьи 250 Кодекса), сооружение, изготовление, доставку и доведение до состояния, в котором оно пригодно для использования, за исключением налога на добавленную стоимость и акцизов, кроме случаев, предусмотренных Кодексом.

Как предусмотрено пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ первоначальная стоимость основных средств изменяется в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации соответствующих объектов и по иным аналогичным основаниям.

Таким образом, осуществленная налоговым органом переквалификация проведенных на скважинах работ из ремонта в реконструкцию влечет необходимость увеличения первоначальной стоимости скважин на сумму затрат на проведение таких работ на основании пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ.

В соответствии с пунктом 1.1. статьи 259 Налогового кодекса 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 (за исключением основных средств, полученных безвозмездно) и (или) расходов, понесенных в случаях достройки, дооборудования, реконструкции, модернизации, технического перевооружения, частичной ликвидации основных средств, суммы которых определяются в соответствии со статьей 257 Кодекса.

Согласно пункту 3 статьи 272 Налогового кодекса РФ (в редакции, действовавшей в спорный период) расходы в виде капитальных вложений, предусмотренные пунктом 1.1 статьи 259 Кодекса, признаются в качестве косвенных расходов того отчетного (налогового) периода, на который приходится дата начала амортизации (дата изменения первоначальной стоимости) основных средств, в отношении которых были осуществлены капитальные вложения.

Следовательно, Заявитель в любом случае в периодах подписания актов о проведении на скважинах работ по зарезке боковых стволов (т.е. в 2008 году) имел право на основании приведенных норм учесть в составе расходов по налогу на прибыль организаций 10 % расходов на проведение указанных работ.

Кроме того, в силу подпункта 3 пункта 2 статьи 253 Налогового кодекса РФ суммы начисленной амортизации по объектам основных средств относятся к учитываемым при исчислении налоговой базы по налогу на прибыль организаций расходам.

Согласно пункту 2 статьи 259 Налогового кодекса РФ (в редакции, действовавшей в спорный период) сумма амортизации для целей налогообложения определяется

налогоплательщиками ежемесячно в порядке, установленном названной статьей. Амортизация начисляется отдельно по каждому объекту амортизируемого имущества.

Начисление амортизации по объекту амортизируемого имущества начинается с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором этот объект был введен в эксплуатацию.

Начисление амортизации по объекту амортизируемого имущества 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.

В соответствии с пунктом 4 стать 259 Налогового кодекса РФ (в редакции, действовавшей в спорный период) при применении линейного метода сумма начисленной за один месяц амортизации в отношении объекта амортизируемого имущества определяется как произведение его первоначальной (восстановительной) стоимости и нормы амортизации, определенной для данного объекта.

При применении линейного метода норма амортизации по каждому объекту амортизируемого имущества определяется по формуле:

К=(1/п)х 100%,

где К - норма амортизации в процентах к первоначальной (восстановительной) стоимости объекта амортизируемого имущества;

п - срок полезного использования данного объекта амортизируемого имущества. выраженный в месяцах.

В отношении объектов основных средств, по которым произошло изменение первоначальной стоимости основных средств по основаниям, предусмотренным пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, законодатель в пункте 1 статьи 258 Налогового кодекса РФ предусмотрел следующие нормы:

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. Таким образом, в отношении реконструированных (модернизированных) основных средств, срок полезного использования которых налогоплательщиком не был увеличен (увеличение срока полезного использования согласно п. 1 ст. 258 НК РФ - это право, а не обязанность налогоплательщика), начисление амортизации с учетом увеличенной на сумму расходов по реконструкции (модернизации) первоначальной стоимости осуществляется исходя из оставшегося срока полезного использования.

Соответствующим образом, изменяется и норма амортизации, указанная в пункте 4 статьи 259 Налогового кодекса РФ: в качестве показателя "п" в формуле расчета нормы амортизации принимается оставшийся срок полезного использования объекта основных средств.

Аналогичные выводы сделаны и в единообразной судебной практике по данному вопросу, в частности, в:

- постановлении Федерального арбитражного суда Московского округа от 3 июня 2009 года N КА-А40/4667-09 по делу N А40-58242/08-20-265 (оставлено без изменений определением Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 29 декабря 2009

года N 12685/09);

- постановлении Федерального арбитражного суда Московского округа от 21 сентября 2010 года N КА-А40/10411-10 по делу N А40-169733/09-129-1345;

-постановлении Федерального арбитражного суда Московского округа от 31 июля 2007 года N КА-А40/5187-07;

-постановлении Федерального арбитражного суда Волго-Вятского округа от 7 мая 2008 года по делу N А29-6646/2007.

- постановлении Федерального арбитражного суда Волго-Вятского округа от 29 апреля 2008 года по делу N А28-8591/2007-366/11;

- постановлении Федерального арбитражного суда Поволжского округа от 17 июля 2007 года по делу N А49-998/07.

Как следует из решения налогового органа, Инспекция, осуществив переквалификацию проведенных Обществом ремонтных работ на скважинах в реконструкцию, и исключив из состава расходов суммы затрат на проведение указанных работ, в нарушение пункта 4 статьи 89 Налогового кодекса РФ и единообразной судебной практики не определило действительные налоговые обязательства Заявителя.

В частности, налоговым органом в составе расходов не были признаны 10 % расходов на проведение работ в соответствии с пунктом 1.1. статьи 259 Налогового кодекса РФ, и не были признаны в составе расходов, как того требует подпункт 3 пункта 2 статьи 253 Налогового кодекса РФ. суммы амортизации, подлежащей начислению на сумму затрат на проведение работ по реконструкции (модернизации), исходя из оставшегося срока полезного использования скважин (пункт 1 статьи 258 Налогового кодекса РФ).

С учетом изложенного, решение налогового органа в данной части в любом случае (вне зависимости от квалификации проведенных на скважинах работ в качестве ремонта или реконструкции (модернизации)) не может быть признано законным по размеру, поскольку не соответствует действительной налоговой обязанности Заявителя но уплате налога на прибыль организаций за 2008 год.

По указанным причинам было признано недействительным решение налогового органа по аналогичному делу постановлением Федеральною арбитражного суда Московского округа от 2 ноября 2011 года по делу N А40-74739/08-127-372

По указанным же основаниям по аналогичному делу постановлением Федерального арбитражного суда Московского округа от 28 сентября 2011 года по делу N А40-61104/10-116-271 были отменены судебные акты судов нижестоящих инстанций.

В решении суда первой инстанции со ссылками на нормы материального права приведены расчёты сумм амортизационной премии и сумм амортизации по каждой из спорных скважин, которые приведены заявителем в сводной таблице.

В решении арбитражного суда первой инстанции подробно со ссылками на вышеприведенные нормы материального права приведены расчеты сумм амортизационной премии и сумм амортизации по каждой из спорных скважин, которые приведены заявителем в сводной таблице: N " п/п	N скважины	Величина амортизационной премии, подлежащей учету в расходах 2008 года	Сумма амортизации, подлежащей учету в расходах 2008 года (без учета сумм амортизационной премии)
1	2	3	4
1	9110	753 094	7 530 945
2	3308	972 504	9 725 038
3	17582	832 703	8 327 028
4	14294	739 628	7 396 280
5	2465	663 403	6 634 030
6	2462	0	0
7	26456	780 751	7 807 510
8	12469	920 847	9 208 469
9	9049	994 194	9 941 941
10	3201	701 743	7 017 426
11	8992	783 801	7 838 011
12	14163	783 149	7 831 494
13	3326	887 617	8 876 171
14	24007	944 506	9 445 061
15	S84S	1 077 193	10 771 928
16	8460	966 912	9 669 118
17	3980	1 082 867	10 828 672
18	4732a	988 954	1 922 967
19	3922	1 595 992	15 959 920
20	4059	957 062	9 570 625
21	8596	991 049	9 910 490
22	8426	1 534 487	15 344 874
23	664п	1 733 321	17 333 209
24	207a	1 891 644	2 579 514,81
25	4064	304 575	3 045 756
26	300	700 534	7 005 339
27	441	717710	7 177 103
28	657	1 184218	11 842 177
29	1210	1 712 074	17 120 740
30	2070	1 155 135	11 551 355
31	4022	841 268	424 883.15
32	4722	0	0
33	18778	1 393 789	13 937 888
34	17649	1 658 507	16 585 069
35	21265	1 583 793	15 837 937
36	21574	1 702 240	17 024 022
37	2314д	1 301 917	13 019 173

Контррасчет соответствующих сумм не был приведен налоговым органом ни при рассмотрении дела в суде первой инстанции, ни в апелляционной жалобе, поданной Инспекцией по настоящему делу.

Возражения налогового органа сводятся к формальным указаниям на возможность Общества скорректировать свои налоговые обязательства путем внесения изменений в бухгалтерскую и налоговую отчетность и представления в налоговый орган уточненной налоговой декларации в соответствии со статьей 81 Налогового кодекса РФ, что не может быть признано соответствующим нормам материального права и единообразной судебной практике, сложившейся по данному вопросу.

По пункту 1.5. мотивировочной части Решении налогового органа:

В ходе выездной налоговой проверки Общества за 2008 год Инспекция установила, что Общество включило единовременно в состав прочих расходов по налогу на прибыль

организаций затраты на проведение работ по зарезке боковых стволов скважин. По мнению налогового органа, указанные работы в отношении скважин, перечисленных в названном пункте Решения, следует квалифицировать в качестве модернизации, а затраты на их проведение следует относить на увеличение первоначальной стоимости скважин.

Данное нарушение, как указывает налоговый орган, привело к завышению расходов по налогу на прибыль организаций на 246 144 232 рублей, что привело к неуплате налога на прибыль организаций за 2008 год в сумме 59 074 616 рублей.

Удовлетворяя требования Заявителя в данной части, Арбитражный суд первой инстанции, исходил из следующего:

налоговый орган неправомерно квалифицирует проведенные в спорный налоговый период работы в качестве модернизации, поскольку они по своему содержанию, определенному пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, не подпадают под понятие модернизации;

решение налогового органа в данной части не может быть признано соответствующим требованиям, предъявляемым к его содержанию пунктом 8 статьи 101 Налогового кодекса РФ, поскольку не содержит описания требующих установления обстоятельств со ссылками на подтверждающие документы (причин проведения работ в скважине, причин обводнения скважины). Кроме того, арбитражным судом было учтено и то, что соответствующие доказательства в нарушение требований статей 65 и 200 Арбитражного процессуального кодекса РФ не представлены налоговым органом и в суд;

решение налогового органа в данной части не может быть признано соответствующим действительным налоговым обязательствам Общества, поскольку налоговым органом не учтено, что в случае квалификации спорных работ в качестве реконструкции и увеличения первоначальной стоимости скважин, налоговая база по налогу на прибыль организаций должна быть скорректирована с учетом соответствующих сумм амортизации и амортизационной премии.

Суд апелляционной инстанции,повторно рассматривая дело, считает что решение арбитражного суда первой инстанции в данной части является законным и обоснованным по следующим основаниям.

Как следует из обжалованного Обществом решения налогового органа, а также из содержания апелляционной жалобы налогового органа, вывод о квалификации проведенных в скважинах работ по зарезке бокового ствола скважин в качестве модернизации сделан Инспекцией на том основании, что:

- изменилась конструкция скважины (использование старого ствола частично прекращено, появился новый (боковой) ствол скважины);

-изменилось назначение скважин (в частности, до осуществления боковой зарезки скважины были нагнетательными или пьезометрическими, а после ее осуществления стали добывающими).

Указанные выводы налогового органа не могут быть признаны соответствующими нормам пункта 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ.

В соответствии с названным пунктом к работам по модернизации относятся работы, вызванные изменением технологического или служебного назначения оборудования, здания, сооружения или иного объекта амортизируемых основных средств, повышенными нагрузками и (или) другими новыми качествами.

Таким образом, определяющим признаком модернизации основных средств по смыслу приведенной нормы является появление у него после проведения работ каких-либо новых качеств, в частности изменение технологического или служебного назначения (на что в данном случае и ссылается налоговый орган).

Между тем, ссылки налогового органа на изменение назначения скважин в результате проведенных работ по зарезке в них бокового ствола являются необоснованными, что правомерно было указано судом первой инстанции.

В соответствии с пунктом 1 статьи 11 Налогового кодекса РФ институты, понятия и термины гражданского, семейного и других отраслей законодательства Российской Федерации, используемые в Кодексе, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено Кодексом.

Содержание понятия "назначение скважины" в законодательстве о налогах и сборах специально для целей налогообложения не определено. Таким образом, согласно приведенной норме оно должно применяться в том значении, в каком оно применяется в отраслевом законодательстве.

Как указано в пункте 1.2.1. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Министерства нефтяной промышленности СССР (протокол от 15 октября 1984 г. N 44 п. IV) и согласованных с Госгоргсхнадзором СССР (Постановление от 18.10.84 N 52), Министерством геологии СССР (письмо от 23.10.84 РС-04/65-6502) и Министерством газовой промышленности СССР (письмо от 12.09.84 ВТ-708) (далее - Правила разработки месторождений), по своему назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Таким образом, по своему назначению (что и является определяющим для квалификации работ в качестве модернизации) все нефтяные скважины подразделяются только на указанные три категории. Все спорные скважины и до боковой зарезки и после ее осуществления являлись эксплуатационными; в категорию поисковых или разведочных не переводились, что налоговым органом и не оспаривается.

Данный довод подтверждается, в частности пунктом 1.2.4. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, в котором указано, что в составе эксплуатационных скважин выделяют следующие группы: основной фонд добывающих и нагнетательных скважин; резервный фонд скважин; контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины; оценочные скважины; специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины и скважины-дублеры.

Назначением всех указанных скважин является разработка месторождений (добыча нефти), что следует из пункта 99 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 6 июня 2003 года N 71, в силу которого скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационными включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины).

При этом количество и размещение в пределах месторождения тех или иных эксплуатационных скважин указывается в проектных документах по разработке месторождения, а действующим законодательством допускается перевод скважин из одной группы в другую в пределах эксплуатационного фонда, что также предусматривается проектом (пункт 99 Правил охраны недр, пункты 1.2.5. 1.2.6., 1.2.7. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений).

Кроме того, перевод скважин из одной группы в другую, вопреки мнению налогового органа, связан не с проведением работ по зарезке бокового ствола и скважинах, а с принятием управленческого решения в зависимости от геологической обстановки на том или ином участке месторождения в целях наиболее эффективного использования фонда скважин, обслуживающих месторождение.

В частности, в данном случае принятие решений о переводе скважин из одной группы в другую принималось на совещаниях геологических служб Общества, о чем составлялись соответствующие протоколы, представленные в отношении каждой из спорных скважин в материалы дела.

Более того, и технологически смена группы скважины в пределах эксплуатационного фонда связана не с проведением работ по боковой зарезке скважины, а с видом оборудования, установленного в скважину и учитываемому в качестве самостоятельных основных средств, не входящих в состав скважины.

Так, в добывающие скважины устанавливается электрический центробежный насос. позволяющий выкачивать из скважины нефтяную жидкость. В нагнетательные скважины устанавливается насос другого типа, позволяющий закачивать воду в пласт для поддержания требуемого уровня пластового давления. В контрольных (пьезометрических) скважинах оборудование в виде насоса не установлено вообще, однако в них время от времени погружается пьезометрическая термопара для определения пластового давления и температуры.

Как указано в Общероссийском классификаторе основных фондов OK 0I3-94,, утвержденном постановлением Госкомстата России от 26 декабря 1994 года N 359 к подразделу "Сооружения" относятся инженерно - строительные объекты, назначением которых является создание условий, необходимых для осуществления процесса производства путем выполнения тех или иных технических функций, не связанных с изменением предмета труда, или для осуществления различных непроизводственных функций. Объектом, выступающим как сооружение, является каждое отдельное сооружение со всеми устройствами, составляющими с ним единое целое. Например. нефтяная скважина включает в себя вышку и обсадные трубы.

В названном Классификаторе скважина нефтяная эксплуатационная классифицируется по коду 12 4521161 в составе сооружений.

Насосы же, в том числе насосы нефтяные (код 14 2912104) классифицируются в разделе 14 0000000 "Машины и оборудование".

Таким образом, по своим конструктивным особенностям добывающие, нагнетательные, пьезометрические скважины ничем не отличаются друг от друга. Использование скважины в качестве добывающей, нагнетательной, пьезометрической связано не с проведением работ по боковой зарезке и изменением конструкции скважины, а исключительно с принятым управленческим решением и видом спущенного в скважину оборудования, учитываемого в качестве самостоятельного основного средства. А подразделение скважин на группы в пределах эксплуатационных связано не с различным назначением скважин, а со способом их использования.

При этом способ использования скважин в процессе разработки месторождения может изменяться неоднократно. Так, практически все скважины, перечисленные налоговым органом в пункте 1.5. обжалуемого Решения изначально включались в эксплуатационный фонд в качестве добывающих. Более того, и фактически из них осуществлялась добыча нефти. В последующем указанные скважины переводились в нагнетательные или пьезометрические, а позднее - в 2008 году обратно - в добывающие, что связано исключительно с изменением геологической обстановки на месторождении, а не проведением на скважинах работ по зарезке боковых стволов.

С учетом изложенного, арбитражный суд первой инстанции обоснованно признал выводы налогового органа о квалификации проведенных в спорных скважинах работ в качестве модернизации не соответствующими понятию модернизации, установленному пунктом 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ.

Также суд первой инстанции при принятии решения исходил из того, что обжалованное Обществом решение налогового органа не может быть признано законным и обоснованным и в том случае, если квалифицировать спорные работы в качестве реконструкции.

В соответствии с пунктом 4 статьи 200 Арбитражного процессуального кодекса РФ при рассмотрении дел об оспаривании ненормативных правовых актов, решений и действий (бездействия) органов, осуществляющих публичные полномочия, должностных

лиц арбитражный суд в судебном заседании осуществляет проверку оспариваемого акта или его отдельных положений, оспариваемых решений и действий (бездействия) и устанавливает их соответствие закону или иному нормативному правовому акту, устанавливает наличие полномочий у органа или лица, которые приняли оспариваемый акт, решение или совершили оспариваемые действия (бездействие), а также устанавливает, нарушают ли оспариваемый акт, решение и действия (бездействие) права и законные интересы заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности.

Таким образом, предметом судебного разбирательства по делу о признании недействительным ненормативного правового акта государственного органа является проверка судом соответствия указанного акта подлежащей применению норме. Т.е. в данном случае - проверка арбитражным судом выводов о квалификации проведенных в скважинах работ в качестве модернизации, изложенных в пункте 1.5. решения налогового органа, на их соответствие понятию модернизации, закрепленному в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ.

Согласно пункту 2 статьи 201 Арбитражного процессуального кодекса РФ арбитражный суд, установив, что оспариваемый ненормативный правовой акт, решение и действия (бездействие) органов, осуществляющих публичные полномочия, должностных лиц не соответствуют закону или иному нормативному правовому акту и нарушают права и законные интересы заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности, принимает решение о признании ненормативного правового акта недействительным, решений и действий (бездействия) незаконными.

Следовательно, в случае установления судом несоответствия выводов налогового органа понятию модернизации, закрепленному в пункте 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ, решение налогового органа в данной части подлежит признанию недействительным.

При этом, поскольку в решении налогового органа пункт 2 статьи 257 Налогового кодекса РФ в части реконструкции не применен, проверка проведенных в скважинах работ на предмет их соответствия понятию реконструкции в предмет разбирательства по делу не входит.

Исходя из правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10, проведенные в скважинах работы не могут быть квалифицированы в качестве реконструкции и по существу.

Так, арбитражным судом первой инстанции при рассмотрении дела по результатам исследования имеющихся в материалах дела доказательств было установлено следующее:

НГДУ "Лениногорскнефть"

Скважина N 18984

Скважина N 18984 была введена в эксплуатацию 01 января 1981 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 0,9 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 23 тонны в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 9,3 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 5.5 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели но скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке ВС. БГС, НС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины по кизеловскому горизонту.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в кизеловский горизонт из нижележащего неперфорированного бобриковского горизонта (пласта), в результате чего

имеет место затрубная циркуляция. Факт прорыва воды из нижележащего пласта подтвержден данными термометрии по скважине N 18984.

Скважина N 12404

Скважина N 12404 была введена в эксплуатацию 01 июня 1960 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 10,5 тонн в сутки. В течение срока се эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,4 до 14 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,7 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "(Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины. Обстоятельства аварии были следующими:

В связи с обводненностью скважины по причине негерметичности эксплуатационной колонны на глубине 807 метров с дефектом на глубине 1 120 метров были проведены работы по герметизации колонны. В процессе проведения в марте 2003 года капитального ремонта скважины произошел обрыв 4 штук НКТ и ШГН. Ловильные работы по извлечению из скважины аварийного оборудования результата не принесли, в виду чего были прекращены по причине экономической нецелесообразности. Указанные обстоятельства подтверждены Актом расследования причин технологического осложнения, аварий на скважинах, оборудованных ШГН от 14 февраля 2003 года и Актом на сдачу скважины из капитального ремонта от 21 марта 2003 года.

Скважина N 1758А

Скважина N 1758А была введена в эксплуатацию 01 мая 1991 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 3 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 7,5 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 2,6 до 5,4 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 2,6 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС. БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (во-первых, имело место засорение забоя металлическими предметами, во-вторых, имело место разрушение (негерметичность) эксплуатационной колонны на глубине 1 856 метров).

НГДУ "Нурлатнефть"

Скважина N 4721

Скважина N 4721 была введена в эксплуатацию 01 марта 1997 года с первоначальным дебитом 4,6 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 11,1 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 4,6 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 0,7 тонны в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой).

Причинами обводнения являлся прорыв Пластовых вод в интервал перфорации в результате затрубной циркуляции по пласту. Проведенные изоляционные работы результата не принесли.

НГДУ "Прикамнефть"

Скважина N 352

Скважина N 352 была введена в эксплуатацию 02 сентября 1969 года в качестве добывающей. Дебит скважины по проекту составлял 45 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 2,4 до 80,9 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 7,1 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой) водой.

Скважина N 353

Скважина 353 была введена в эксплуатацию 02 июня 1969 года в качестве добывающей. Дебит скважины по проекту составлял 45 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 51 до 69,1 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 8,3 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС. БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой) водой.

Скважина N 354

Скважина N 354 была введена в эксплуатацию 02 августа 1969 года в качестве добывающей. Дебит скважины по проекту составлял 45 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 36,7 до 105,2 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 6,5 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС. БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой) водой.

НГДУ "Ямашнефть"

Скважина N 12658

Скважина N 12658 была введена в эксплуатацию в феврале 2002 года в качестве добывающей. Дебит скважины по проекту составлял 5,1 тонн в сутки.

приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, ЕС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины пластовой водой.

НГДУ "Джалильнефть"

Скважина N 16738

Скважина N 16738 была введена в эксплуатацию 01 октября 1981 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 0,8 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 7,1 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 4,5 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 7,2 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с обводненностью скважины подошвенной (пластовой) водой.

Неоднократные работы по изоляции подошвенных вод результата не принесли, что подтверждено Актами на сдачу скважины из капитального ремонта от июня 1982 года, июня 1984 года, ноября 1985 года.

Скважина N 17138

Скважина N 17138 была введена в эксплуатацию 01 декабря 1985 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 7,1 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 1 до 5,2 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 1,6 тонну в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке БС, утвержденного главным геологом Общества 28 января 2008 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам, рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (нарушение (негерметичность) эксплуатационной колонны).

Работы по ликвидации аварии и герметизации колонны оказались безрезультатными, что подтверждено Протоколом совместного геолого-технического совещания от 29 июня 2007 года, Заключением Лениногорского управления геофизических работ от 27 июля 2005 года, Заключением ООО "ТНГ-Групп" от 29 июня 2007 года.

НГДУ "Альметьевскнефтъ"

Скважина N 16532

Скважина N 16532 была введена в эксплуатацию 01 мая 1977 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 26,3 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 10 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 17,7 тонн в сутки.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод. Работы по ограничению водопритока результата не принесли.

Скважина N 5912

Скважина N 5912 была введена в эксплуатацию 01 декабря 1965 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 5 тонн в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 24 тонны в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 1 до 16,9 тонн в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 12,9 тонн в сутки.

Как следует из Протокола совещания комиссии по контролю за подбором скважин к зарезке ВС, утвержденного главным геологом Общества 15 июня 2007 года, и приложенных к указанному Протоколу таблицы "Показатели по скважинам. рассмотренным комиссией в целях контроля за подбором скважин к зарезке БС, БГС, БС через башмак для включения в расчеты инвестиционных проектов" и справки геолога НГДУ, работы по зарезке бокового ствола в названной скважине проведены в связи с аварийностью скважины (нарушение (негерметичность) эксплуатационной колонны).

Работы по изоляции и герметизации эксплуатационной колонны результата не принесли, что подтверждено Протоколом геолого-технического совещания у главного геолога НГДУ от 29 марта 2005 года.

Скважина N 16334

Скважина N 16334 была введена в эксплуатацию 01 октября 1985 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом 0,1 тонны в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 11 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 1,8 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 9 тонн в сутки.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод по естественным причинам. Работы по ограничению водопритока результата не принесли.

Схема водопритока водоносных отложений по скважине N 224 приведена на выкопировке с карты разработки залежи N 8.

Скважина N 5747

Скважина N 5747 была введена в эксплуатацию 01 июня 1965 года в качестве добывающей с первоначальным дебитом ), 1 тонна в сутки. Дебит скважины по проекту составлял 48 тонн в сутки. В течение срока ее эксплуатации дебит скважины в разные периоды времени изменялся от 0,1 до 0,9 тонны в сутки. Дебит скважины после зарезки бокового ствола составил 7,6 тонн в сутки.

Причинами обводнения являлся прорыв пластовых вод в результате близости подошвенных вод.

Согласно правовой позиции, изложенной в постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 1 февраля 2011 года N 11495/10, работы по зарезке боковых стволов, проведенные в связи с технической неисправностью скважин (аварийностью) или предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, следует относить к капитальному ремонту скважин.

Признавая в части настоящего эпизода недействительным решение Инспекции, Арбитражный суд г. Москвы также правомерно учел, что выводы налогового органа не могут быть признаны соответствующими действительной налоговой обязанности Общества.

При этом суд, как и в отношении эпизода, отраженного в пункте 1.4. решения налогового органа, учел, что Инспекция, осуществив переквалификацию проведенных Обществом ремонтных работ в скважинах на модернизацию, и исключив из состава расходов суммы затрат на проведение указанных работ, в нарушение пункта 4 статьи 89 Налогового кодекса РФ и единообразной судебной практики не определила действительные налоговые обязательства Заявителя.

В частности, налоговым органом в составе расходов не были признаны 10 % расходов на проведение работ в соответствии с пунктом 1.1. статьи 259 Налогового кодекса РФ, и не были признаны в составе расходов, как того требует подпункт 3 пункта 2 статьи 253 Налогового кодекса РФ, суммы амортизации, подлежащей начислению на сумму затрат на проведение работ по модернизации, исходя из оставшегося срока полезного использования скважин (пункт 1 статьи 258 Налогового кодекса РФ).

В решении арбитражного суда первой инстанции со ссылками на вышеприведенные нормы материального права приведены расчеты сумм амортизационной премии и сумм амортизации по каждой из спорных скважин, которые приведены заявителем в сводной таблице:

N п/и	N скважины	Величина амортизационной премии, подлежащей учету в расходах 2008 года	Сумма амортизации, подлежащей учету в расходах 2008 года
1	2	3	4
1	6146	995 583	9 955 829
2	18948	907 708	9 077 081
3	12404	1 028 727	10 287 274
4	1758а	648 171	6 481 706
5	4721	1 035 957	1 177 224,30
6	3983	1 311 477	13 114 768
7	5031	1 190 002	601 011
8	352	1 042 573	10 425 735
9	353	774 688	7 746 883
10	354	720 045	7 200 451
11	12658	1 038 753	769 446,52
12	9843	859 791	8 597 913
13	4719	979 220	9 792 199
14	16738	2 137 341	21 373 415
15	17138	1 465 425	14 654 251
16	16532	960 150	9 601 507
17	21022	0	0
18	5912	1 410 567	14 105 674
19	16334	1 074 156	10 741 564
20	5747	1 957 657	] 9 576 568
21	9564	1 336 585	13 365 852
22	20831	0	0

С учётом изложенных обстоятельств, решение суда первой инстанции отмене не подлежит.

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

ПОСТАНОВИЛ

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 30.08.2011 по делу N А40-24244/11-75-102 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья

В.Я.Голобородько

Судьи

Н.О.Окулова
Р.Г.Нагаев

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас

Получить бесплатный доступ

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.