Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 4 октября 2012 г. N 09АП-27527/12

г. Москва

04 10 2012 г.

Дело N А40-13655/12-99-68

Резолютивная часть постановления объявлена 27.09.2012.

Постановление изготовлено в полном объеме 04.10.2012.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе

председательствующего судьи М.С. Сафроновой,

судей Л.Г. Яковлевой, Т.Т. Марковой,

при ведении протокола судебного заседания секретарем Д.А. Солодовником,

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу

МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 19.07.2012

по делу N А40-13655/12-99-68, принятое судьей Карповой Г.А.

по заявлению ООО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (ОГРН 1028600944250, 628611, Ханты-Мансийский Автономный округ - Югра Автономный округ, г. Нижневартовск, ул. Ленина, д. 17, П)

к МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1

о признании недействительным решения,

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 01-Д/206 от 14.12.2011,

от заинтересованного лица - Водовозов А.А. по дов. N 139 от 30.09.2012; Алешин А.Д. по дов. N 6 от 17.01.2012; Зверев Е.А. по дов. N 60 от 24.09.2012,

УСТАНОВИЛ:

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 19.07.2012 удовлетворено заявление ООО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (далее - заявитель, общество, налогоплательщик) о признании недействительным решения МИ ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (далее - налоговый орган, инспекция) от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на прибыль в сумме 777 045 руб., соответствующих пеней и штрафа в сумме 116 091, 8 руб.; налога на добычу полезных ископаемых в сумме 87 716 348 руб., пени по указанному налогу в сумме 11 300 563, 85 руб. и штрафа в сумме 13 334 740, 60 руб.

Производство по делу в части признания решения недействительным по эпизоду с доначислением единого социального налога, подлежащего уплате в Фонд социального страхования, в сумме 20 657, 70 руб., пени по нему в сумме 310, 234 руб., штрафа в сумме 4 131, 54 руб. прекращено.

Инспекция не согласилась с принятым судом решением, обратилась в Девятый арбитражный апелляционный суд с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить в части начисления сумм налога на добычу полезных ископаемых в сумме 87 716 348 руб., пени по указанному налогу в сумме 11 300 563, 85 руб. и штрафа в сумме 13 334 740, 60 руб., считая решение суда в указанной части незаконным, вынесенным с нарушением норм материального права, а также не соответствующим фактическим обстоятельствам спора.

Общество представило отзыв на апелляционную жалобу, в котором просит решение суда оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.

Законность и обоснованность решения суда судом апелляционной инстанции проверены в соответствии со ст. ст. 266, 268 АПК РФ.

Выслушав стороны, исследовав материалы дела, оценив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для удовлетворения апелляционной жалобы и отмены решения суда.

Материалами дела установлено, что инспекцией проведена выездная налоговая проверка за период с 01.01.2008 по 31.12.2009, по результатам составлен акт от 15.04.2011 N 52-21-18/177а и принято решение от 07.06.2011 N 52-21-18/278р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения по п. 1 ст. 122 НК РФ в виде штрафа в сумме 13 554 810, 23 руб., начислены пени в сумме 11 309 269, 09 руб., предложено уплатить недоимку по налогам в сумме 88 564 824, 70 руб.

В ходе проведения налоговой проверки установлено неправомерное уменьшение налогоплательщиком количества добытого полезного ископаемого (нефть), подлежащего налогообложению налога на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ), вследствие неучета для целей налогообложения имеющихся у налогоплательщика фактических потерь добытого полезного ископаемого, выявленных инспекцией при анализе документов оперативного учета нефти и определяемых налогоплательщиком самостоятельно как дебаланс (разность между приборами учета, погрешность приборов).

Решение инспекции было мотивировано тем, что дебаланс, как разница между счетчиками СИКН N 544 и СИКН N 504 и 505, подлежит включению в налоговую базу по налогу на добычу полезных ископаемых, поскольку именно на этих СИКН N504 и СИКН N505 технологический процесс по подготовке товарной нефти считается завершенным, а нефть соответствует общим техническим условиям нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, первой по своему качеству по ГОСТ Р 51858-2002.

Суд первой инстанции правомерно признал решение инспекции в указанной части незаконным.

При доначислении НДПИ инспекцией не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений общества, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений.

В соответствии с п. 1 и п. 2 ст.44 НК РФ обязанность по уплате конкретного налога или сбора возлагается на налогоплательщика и плательщика сбора с момента возникновения установленных законодательством о налогах и сборах обстоятельств, предусматривающих уплату данного налога или сбора.

В силу п. 1 ст. 53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения устанавливаются НК РФ.

В соответствии со ст. 334 НК РФ организации, признаваемые пользователями недр признаются налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых.

Согласно пп.1 п.1 ст.336 НК РФ объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством РФ.

Согласно п. 1 ст. 337 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту РФ, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.

Не может быть признана полезным ископаемым продукция, полученная при дальнейшей переработке (обогащении, технологическом переделе) полезного ископаемого, являющаяся продукцией обрабатывающей промышленности.

Согласно пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ видом добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

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

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

Технологический процесс по добыче конкретного полезного ископаемого на конкретном месторождении определяется в техническом проекте разработки данного месторождения полезных ископаемых и включает в себя, помимо самой операции по извлечению минерального сырья из недр (отходов, потерь), комплекс технологических операций (процессов), осуществляемых, как правило, в границах горного отвода, по доведению фактически извлеченного минерального сырья до соответствующего стандарта качества.

Комплекс технологических операций (процессов) может в себя включать операции по технологической подготовке до получения кондиционного продукта (сортового сырья); операции по отделению попутных компонентов и примесей; операции, необходимые для облегчения транспортировки и хранения товарного продукта; операции, имеющие целью получение товарного продукта, при условии, что они не изменяют основного характера продукта; иные операции, предусмотренные техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых.

В соответствии с п. 3 ст.339 НК РФ, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого. Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

Выводы налогового органа о превышении фактически добытой нефти в части, превышающей данные общества не соответствуют данным контролирующих органов в сфере недропользования об общем количестве, извлеченной из недр нефти (с учетом потерь при добыче) за данный период (изменением балансовых запасов нефти в недрах в результате добычи).

Согласно положениям ст. 31 Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" с целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Данный баланс содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, о степени промышленного освоения, в том числе добыче и потерях полезных ископаемых.

Постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса осуществляются в порядке, установленном федеральным органом управления государственным фондом недр по согласованию с органами государственного горного надзора.

Так, в соответствии с п. 5.4.1. положения о Федеральном агентстве по недропользованию на данный государственный орган возложены функции по обеспечению в установленном порядке постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списание с государственного баланса.

Согласно п.п. 5 и 7 порядка постановки запасов полезных ископаемых на государственный баланс и их списания с государственного баланса постановка запасов полезных ископаемых на государственный баланс, их изменение и списание с государственного баланса осуществляется по соответствующим пользователям недр по данным геологоразведочных и добычных работ, а также по результатам переоценки запасов в связи с изменением параметров подсчета запасов.

Запасы полезных ископаемых и содержащиеся в них полезные компоненты, учтенные государственным балансом, подлежат списанию с государственного баланса без проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых на основании актов о списании запасов полезных ископаемых, утверждаемых Федеральным агентством по недропользованию и органом государственного горного надзора и данных ежегодной государственной отчетности организаций, осуществляющих добычу полезных ископаемых, в случае добычи запасов полезных ископаемых из недр или их потерь в процессе добычи.

Применительно к периоду 2008 - 2009 гг. до вступления в силу порядка списания запасов 2007 действовало в части, ему не противоречащей, положение о порядке учета запасов полезных ископаемых, постановки их на баланс и списания с баланса, утвержденное приказом Минприроды России от 09.07.1997 N 122 предусматривающее аналогичные положения о списании полезных ископаемых с государственного баланса в результате добычи.

В соответствии с положениями абзаца 5 п. 10 положения о списании запасов 2006 списание запасов полезных ископаемых с государственного и территориальных балансов по объектам, переданным в установленном порядке пользователям недр, осуществляется на основании актов на списание запасов полезных ископаемых, утвержденных органами Минприроды России и Госгортехнадзора России и форм государственного федерального статистического наблюдения.

В государственном балансе полезных ископаемых и форме N 6-ГР отражаются сведения о происшедших в отчетном году изменениях балансовых и забалансовых запасов полезных ископаемых в результате добычи из недр и потерь при добыче в недрах.

В соответствии с положениями п. 1.2. методических рекомендаций по заполнению формы N 6-ГР, доведенных письмом Минприроды России от 08.10.1996 NВБ-61/2594 государственный учет запасов нефти и газа осуществляется в отчетном балансе запасов предприятий - недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения N 6-гр.

Так согласно балансам нефти общества за 2008 г. добыто 4 549 836 тонн, в том числе потери нефти -12 881 тонн, в 2009 г. добыто 3 793 081 тонн, в том числе потери нефти 10 226 тонн.

Согласно данным раздела 1 "Добыча нефти" сведений по эксплуатации нефтяных скважин по форме 1-ТЭК за 2008 -2009 гг. добыча за 2008 г. составила 4 549 836 тонн, за 2009 г. - 3 793 081 тонн.

Согласно данным формы государственной статистической отчетности N 6-ГР "Сведения о состоянии и изменении запасов нефти (газового конденсата)" для государственного учета запасов нефти, обществом в 2008 г. добыта нефть в количестве 4 550 тыс. тонн (т 12 л.д.109-150, т. 13, л.д.1-10), в 2009 г. - 3 793 тыс. тонн (т. 13 л.д.11-80).

Указанные объемы были списаны с государственного баланса полезных ископаемых на основании актов на списание запасов полезного ископаемого с учета организации по добыче полезного ископаемого за 2008-2009 гг. списано с учета общества нефти (в том числе газа) за 2008 г. 4 550 тыс. тонн (т. 13 л.д.81-90), в 2009 г. - 3 793 тыс. тонн (т 13 л.д.91-100).

Нормы НК РФ прямо предписывают руководствоваться данными государственной статистической отчетности при определении количества добытого полезного ископаемого.

Согласно абз. 2 п.1 ст. 339 НК РФ фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого".

Кроме того, в соответствии со ст. 345.1 НК РФ федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий в установленном порядке ведение государственного баланса запасов полезных ископаемых, направляет в налоговые органы данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года.

Из указанных документов следует, что обществом в течение 2008-2009 гг. добыто 8 343 тыс. тонн (с потерями). Выводы инспекции в апелляционной жалобе об установленной добыче дополнительных 29 551 тонн нефти за указанный период и доначисления с них налога являются необоснованными.

В апелляционной жалобе инспекция приводит довод о том, что величина фактического дебаланса превысила + 0,70 %.

Согласно п.1 ст.53 НК РФ налоговая база представляет собой стоимостную, физическую или иную характеристики объекта налогообложения. Налоговая база и порядок ее определения по федеральным налогам устанавливаются настоящим Кодексом.

В соответствии с п.1 ст.54 НК РФ налогоплательщики-организации исчисляют налоговую базу по итогам каждого налогового периода на основе данных регистров бухгалтерского учета и (или) на основе иных документально подтвержденных данных об объектах, подлежащих налогообложению либо связанных с налогообложением.

В соответствии с п.1 ст.338 НК РФ налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).

Налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении, в единицах массы нетто.

Согласно ст.341 НК РФ налоговым периодом по НДПИ является календарный месяц.

Таким образом, является верным определение количества добытой нефти по итогам календарного месяца, а не по итогам дня.

Соответственно, доначисление НДПИ на основе ежедневного невключения дебаланса в налоговую базу по НДПИ противоречит п.1 ст.53, п.1 ст.54, п.1 и 2 ст.338, п.1 ст.339 НК РФ.

Использование в расчете показателя погрешности 0,35% не вытекает из фактических обстоятельств дела.

В зависимости от разрабатываемого месторождения и пунктов подготовки, нефть проходит через СИКН N 504 (ЦПС Хохряковского месторождения) и СИКН N 544 (Белозерный центральный товарный парк) или через СИКН N 505 (ЦПС Ершового месторождения) и СИКН N 544 (Белозерный центральный товарный парк).

При этом инспекцией установлено и не оспаривается погрешность 0,35% каждого из СИКН (N 504, 505, 544), через который нефть проходит при ее подготовке.

Следовательно, при указанной системе сбора, подготовки и подсчета добытой нефти, расчет максимального отклонения дебаланса СИКН N 544 от СИКН N 504 или СИКН N 505 может составлять от -0,35% до +0,35%, что в совокупности отклонений максимальных значений погрешности (диаметрально противоположных) дает 0,7%.

В частности, при замере 1 000 тонн на СИКН N 504 возможно получение результата, различающегося на +(-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1 003,5 кг. Далее, при прохождении этого же количества нефти на СИКН N 544 возможно получение результата так же различающегося на + (-) 0,35%, то есть 996,5 кг или 1003,5 кг. Соответственно, максимальное отклонение данных замеров СИКН N 504/СИКН N 505 - 996,5 кг от данных замеров СИКН N 544 - 1 003,5 составляет 7 кг, то есть 0,7%.

Расчет дебаланса на основании последовательного увеличения погрешности исходя из количества счетчиков на пути движения нефти невозможен. При замере одной и той же нефти на СИКН N 504 и СИКН N 544 не может быть 0,7% (как +0,35%+ (+) 0,35%) либо как (-0,35)+ (-0,35%).

Показатель 0,7% используется при расчете исходя из максимальных возможных отклонений диаметрально возможных показателей (например, на СИКН N 504 - (+0,35%), на СИКН N 544 - (- 0,35%), либо наоборот на СИКН N 504 - (-0,35%), а на СИКН N 544 - (+0,35%).

Доводы инспекции о нарушении судом первой инстанции требований абз.2 пп.3 п.4 ст.170 АПК РФ в связи с противоречием мотивировочной и резолютивной части решения на основании отклонения доводов общества о необходимости расчета погрешности в размере 0,7%, подлежат отклонению как не учитывающие того, что доначисление НДПИ признано незаконным в связи с тем, что при доначислении НДПИ инспекцией не полностью учтен весь комплекс технологических операций, связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений общества, предусмотренных техническими проектами разработки месторождений и, соответственно, неправильном, в нарушение ст.339 НК РФ, инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, определении налоговой базы исходя из данных нефти на ЦПС.

Судом первой инстанции отклонены доводы общества о необходимости расчета погрешности СИКН исходя из показателя 0,70%, однако в связи с указанным это не влияет на факт незаконности доначисления как такового.

Указанное влияет исключительно на решение вопроса о законности доначисления в конкретной сумме - полностью либо в уменьшенном размере исходя из принятия дебаланса как погрешности приборов с максимальным значением 0,35%.

Квалификация инспекцией дебаланса нефти как сверхнормативных фактических потерь, облагаемых по общеустановленной налоговой ставке, не обоснована.

Указанная квалификация дебаланса не вытекает из оспариваемого решения инспекции.

В действительности, доначисление НДПИ произведено на основании замены показателя Qтранс, рассчитываемого на основании количества нефти, сданной на СИКН N 544, данными показателей СИКН N 504 или СИКН N 505.

Инспекцией сделан вывод, что показатель Qтранс формулы 1 равен сумме Qсикн N 504 и Qсикн N 505 (представляющих собой количество нефти, полученное в результате суммы данных суточных актов приема-сдачи нефти пунктов приема сдачи нефти на ЦПС "Хохряковский" СИКН N 504 и ЦПС "Ершовый" СИКН N 505), уменьшенной на количество нефти, добытой в рамках договора оказания операторских услуг, заключенного с ООО "ТНК-ВР Технологии", на величину технологических потерь нефти на Белозерном центральном товарном парке общества, а также технологических потерь нефти на Белозерном центральном товарном парке ООО "ТНК-ВР Технологии".

Исходя из этого вывода и сделан перерасчет количества добытой нефти в приложениях к решению инспекции N 5/2008/НДПИ, N 6/2008/НДПИ, N 7/2008/НДПИ, N 5/2009/НДПИ, N 6/2009/НДПИ, N 7/2009/НДПИ. В указанных приложениях, показатель потери по сравнению с приложением N 1/2008/НДПИ и N 1/2009/НДПИ инспекцией не изменен, а изменен только показатель Qтранс. Так, за январь 2008 г. по данным общества Qтранс равен 400 244 тонн, потери -1 582 тонн, а по расчетным данным инспекции Qтранс равен 401 148 тонн, потери -1 582 тонн. За январь 2009 года по данным Общества Qтранс равен 358 872 тонн, потери -1 344 тонн, а по расчетным данным инспекции Qтранс равен 359 801 тонн, потери -1 344 тонн.

Таким образом, решение инспекции не основано на квалификации дебаланса как технологических потерь. В противном случае, инспекцией допущено нарушение существенных условий процедуры рассмотрения материалов налоговой проверки, что с учетом положений п.14 ст.101 НК РФ является самостоятельным основанием для признания решения инспекции незаконным. Налоговый орган не вправе изменять основание доначисления налога. Обратное противоречит положениям п.8 ст.101 НК РФ.

Согласно п. 1.9. методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации сверхнормативными потерями признаются потери нефти, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами.

Вместе с тем, инспекцией документально не доказан факт относимости дебаланса к потерям нефти, вызванным нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами.

Инспекцией не оспаривается соответствие нормируемой погрешности СИКН N 504, 505, 544 требованием ГОСТ Р8.595-204 "Государственная система измерения. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений", ГОСТ 26.976-86 и РД 153-39.4-042-99 "Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 504 Хохряковского месторождения, Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти N 505 Ершового месторождения.

Согласно п.1.1. методических указаний под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Дебаланс есть результат нормируемой погрешности СИКН N N 504, 505, 544 (счетная погрешность приборов), а не уменьшение массы нефти, являющийся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Претензии к расчету технологических потерь инспекцией обществу не предъявлены.

Таким образом, квалификация дебаланса нефти как потерь нефти ни нормативно, ни документально не доказана.

В апелляционной жалобе инспекция указывает, что выводы суда первой инстанции о наличии преюдициальных для рассмотрения дела обстоятельств, установленных вступившими в законную силу судебным актам по ранее рассмотренным делам N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 не соответствуют фактическим обстоятельствам и имеющимся в материалах дела доказательствам.

Данный довод налогового органа судом апелляционной инстанции отклоняется ввиду необоснованности.

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

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 12.02.2009 по делу N А40-43834/08-140-136, оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.04.2009 по делу N 09АП-4967/2009-АК и постановлением ФАС Московского округа от 23.07.2009 по делу N КА-А40/7049-09 (т. 22 л.д.125-145) признано незаконным вынесенное по итогам проведенной выездной налоговой проверки общества за 2004-2005 гг. решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N1 от 09.08.2007 N52/1701 о привлечении к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения" в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2004-2005 гг. по основанию расхождения сданной нефти в ОАО "АК "Транснефть" по узлу учета N544 с данными о количестве переданной нефти с Хохряковского и Ершового ЦПС по узлам учета нефти N504 и N505. При этом, ответчик пояснил, что в рамках выездной налоговой проверки инспекцией установлено, что добытая нефть первая по своему качеству соответствовала государственному стандарту Российской Федерации на узлах учета нефти NN504, 505, вследствие чего доначислен налог, пени и штраф.

Признавая незаконным решение инспекции суды исходили из того, что согласно лицензиям на разработку недр добыча нефти включала в себя не только соответствие нефти ГОСТу на нефть, но и поступление нефти на коммерческие узлы учета нефти для реализации с последующей передачей АК "Транснефть"; учитывая, что технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения не ограничиваются Хохряковским ЦПС и Ершовым ЦПС, а заканчиваются на Белозерном ЦТП, общество правомерно определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УНН N 544, а не объемов нефти по данным СИКН N 504, 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.

Такой вывод суды делают на основе действующих в 2004-2005 г. проектных документов, в том числе использующихся и в 2008-2009 гг. Анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г.

Согласно технологического регламента цеха подготовки и перекачки нефти N 2 управления подготовки и сдачи нефти ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2001 г., на БЦТП нефть с ЦПС Ершового и ЦПС Хохряковского месторождений смешивается с нефтью северной группы месторождений, нагревается в печи типа ППТБ-10 и поступает на концевую сепарационную установку. После окончательного разгазирования нефть поступает в динамический резервуар и насосом через узел учета N 544 откачивается в ОАО "Сибнефтепровод", газ концевой сепарационной установки сжигается на факеле, отделившаяся вода из динамического резервуара сбрасывается в очистной резервуар.

Исходя из этого следует, что характер проводимых на БЦТП технологических операций на основе двух разных проектных документов не изменился. Замена регламента 2001 г. обусловлена истечением установленного при его утверждении 5-ти летнего срока действия: невозможность замены показателя Qтранс (количество добытой нефти на СИКН N 544) показателем добытой нефти на СИКН N 504, 505; для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, а также данных статистической отчетности в области недропользования; нарушение алгоритма доначисления обществом НДПИ исходя из неучета инспекцией потерь и дебаланса иного общества - ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", объемы которых были включены в общее количество сданной обществом нефти на СИКН N 504, 505.

Таким образом, судами признано правомерным использование обществом для расчета НДПИ данных СИКН N 544, содержащих данные о количестве добытой нефти, прокаченной через СИКН N 504, 505 и уменьшенной на технологические потери и дебаланс.

Кроме того, судами признано незаконным решение инспекции в части невключения в налоговую базу по НДПИ облагаемой по нефтяной ставке сверхнормативных потерь нефти на БЦТП, имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений.

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 21.07.2011 по делу N А40-129782/09-112-965 оставленным без изменения постановлением Девятого арбитражного апелляционного суда от 20.10.2011 и постановлением ФАС Московского округа от 29.02.2012 (т. 23 л.д.1-52), по тому же признано незаконным вынесенное по итогам проведенной выездной налоговой проверки общества за 2006-2007 гг. решение Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р О привлечении налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения в части доначисления налога на добычу полезных ископаемых за 2006-2007 гг. по основанию не включения в налоговую базу по НДПИ облагаемой по нефтяной ставке сверхнормативных потерь нефти на БЦТП. имевших место после достижения добытой обществом нефти требований ГОСТа Р 51858-2002 на нефть на ЦПС Ершового и Хохряковского месторождений.

Признавая незаконным решение инспекции судами сделаны следующие выводы.

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

Цикл технологических операций заканчивается не на Хохряковском и Ершовом ЦПС, как считает налоговый орган, а на Белозерском ЦТП.

Система сбора и подготовки нефти общества в 2007 г., по сравнению с ранее существовавшей, не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении, в проект которого в 2005 г. был внесен ряд усовершенствований по некоторым видам оборудования.

При изложенных обстоятельствах является правильным вывод судов о том, что обществом правомерно определена налоговая база по НДПИ, подлежащая налогообложению по ставке 0 процентов, с учетом потерь на Белозерном БЦТП.

Для расчета налоговой базы по нефти правомерно использование формулы валовой добычи нефти, предусмотренной инструкцией по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81, а также данных статистической отчетности в области недропользования.

Указанные выводы игнорируются инспекцией в письменных пояснениях, им оценка не дана, однако именно они являются существенными для оценки судебных актов по делу N А40-129782/09-112-965 преюдициальными.

В 2008-2009 гг. общество разрабатывало свои месторождения на основе тех же лицензий, что и в 2006-2007 гг. (лицензии на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01132 НЭ, ХМН 01133 НЭ, ХМН 01139 НЭ, ХМН 01130 НЭ, ХМН 01137 НЭ, ХМН 01138 НЭ, ХМН 01141 НЭ, ХМН 01135 НЭ, ХМН 01131 НЭ, ХМН 01140 НЭ, ХМН 01136 НЭ).

Проектные документы, на основе которых общество разрабатывало в 2008-2009 гг. свои месторождения и определяющие цикл технологических операций по сбору и подготовки нефти, также не изменились - анализ разработки Ершового месторождения 2005 г., проект разработки Пермяковского месторождения 2005 г., авторский надзор за разработкой Сороминского месторождения 2006 г., технологическая схема разработки Северо-Тарховского нефтяного месторождения 2007 г., проект разработки Хохряковского месторождения 2005 г., дополнение к технологической схеме Колик-Еганского месторождения 2007 г., технологическая схема разработки Сороминского и Северо-Сороминского месторождений 2004 г., проект разработки Кошильского месторождения 2006 г.

Соответственно, система сбора и подготовки нефти общества в 2008-2009 гг., по сравнению с ранее существовавшей в 2006-2007 гг., не изменилась, в том числе на Хохряковском месторождении.

На БЦТП подготовка нефти до требований ГОСТа Р 51858-2002 проводится на основе того же проектного документа - технологического регламента Белозерного центрального товарного парка ОАО "ТНК-Нижневартовск" 2006 г., характер проводимых на нем технологических операций не изменился.

Общество, как и в предыдущие годы, использует оформляемые на БЦТП реестры актов приема сдачи нефти на СИКН N 544 для определения количества добытой нефти - определения налоговой базы по НДПИ.

Положения инструкции по учету нефти в нефтегазодобывающих объединениях РД 39-30-627-81 в 2008-2009 гг. остались неизменными.

Данные статистической отчетности в области недропользования о количестве добытых полезных ископаемых приняты уполномоченными государственными органами, данные содержащиеся в них отражены в государственном балансе запасов полезных ископаемых.

Учитывая, что настоящий спор возник между одними и теми же сторонами, по тем же основаниям, период доначисления не имеет значения в связи с неизменностью системы сбора и подготовки нефти и газа на месторождениях общества, вывод судов трех инстанций по делу N А40-43834/08-140-136, N А40-129782/09-112-965 в части момента и места определения налоговой базы (на БЦТП по объемам СИКН N 544, а не ЦПС Хохряковского и Ершового месторождения через СИКН N 504, 505) не подлежит доказыванию вновь по рассматриваемому делу, данные судебные акты по делам в указанной части являются преюдициальными.

Ссылка инспекции на постановления ВАС РФ от 15.06.2004 N 2045/04, от 31.01.2006 N 11297/05, от 25.07.2011 N 3318/11, в соответствии с которыми, норма, содержащаяся в ч. 2 ст.69 АПК РФ, освобождает от доказывания фактических обстоятельств, но не исключает их различной правовой оценки, подлежит отклонению, как не учитывающая изложенные судами фактические обстоятельства по содержанию технологических операций, предусмотренных проектными документами общества на разработку месторождений и определяющих момент определения налоговой базы по НДПИ.

Суд первой инстанции полно и правильно установил фактические обстоятельства по делу и дал им надлежащую правовую оценку. Решение суда законно и обоснованно. Оснований для его отмены нет.

Руководствуясь ст. ст. 110, 266-269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 19.07.2012 по делу N А40-13655/12-99-68 оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья

М.С. Сафронова

Судьи

Т.Т. Маркова Л.Г. Яковлева