Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 12 августа 2013 г. N 09АП-21661/13

г. Москва

12 августа 2013 г.

Дело N А40-166827/12-20-752

Резолютивная часть постановления объявлена 05.08.2013 г.

Полный текст постановления изготовлен 12.08.2013 г.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

Председательствующего судьи С.Н. Крекотнева

Судей Е.А. Солоповой, П.А. Порывкина

при ведении протокола судебного заседания помощником судьи М.И. Кантаром

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

на решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.05.2013

по делу N А40-166827/12-20-752

по иску (заявлению) ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (ОГРН 1028600944250; 125284, г. Москва, ул. Беговая, д. 3, стр. 1)

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

о признании недействительным решения

при участии в судебном заседании:

от заявителя - Суругин Д.Н. по дов. N 01-Д/225 от 14.12.2012

от заинтересованного лица - Кочкин А.С. по дов. N 74 от 26.11.2012, Водовозов А.А. по дов. N 61 от 26.09.2012

УСТАНОВИЛ:

Открытое акционерное общество "Нижневартовское нефтеперерабатывающее предприятие" (ОГРН: 1028600944250; ул. Беговая, д. 3, стр. 1, г. Москва, 125284; ул. Ленина, 17, П, г. Нижневартовск, Ханты-Мансийский Автономный округ - Югра автономный округ, 628611) (далее ОАО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее предприятие", Общество, заявитель) обратилось в Арбитражный суд города Москвы с заявлением к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН: 1047702057765; проспект Мира, ВВЦ, стр. 194, г. Москва, 129223) (далее Инспекция, налоговый орган, ответчик) о признании недействительным полностью решения Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N1 от 14.08.2012 N52-21-18/1476р об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.

Решением Арбитражного суда г. Москвы от 27.05.2013 г. заявленные обществом требования удовлетворены в полном объеме.

Не согласившись с принятым решением, инспекция обратилась с апелляционной жалобой, а также представила письменные пояснения, в которых просит решение суда отменить, в удовлетворении заявленных требований отказать.

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

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

Изучив представленные в дело доказательства, заслушав представителей заявителя и заинтересованных лиц, рассмотрев доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены или изменения решения арбитражного суда, принятого в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах и обстоятельствами дела, и удовлетворения апелляционной жалобы, исходя из следующего.

Как следует из материалов дела, Межрегиональной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН: 1047702057765; проспект Мира, ВВЦ, стр. 194, г. Москва, 129223) была проведена повторная выездная налоговая проверка по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты налога на добычу полезных ископаемых за период с марта 2008 года по декабрь 2008 года.

По результатам проверки проверяющими был составлен акт выездной налоговой проверки от 10.07.2012 N 52-21-18/867а.

ОАО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее предприятие", были представлены возражения на акт проверки (письмо N 27-06-ННП/292 от 31.07.2012).

По результатам рассмотрения материалов налоговой проверки ответчиком принято решение от 14.08.2012 N 52-21-18/1476р об отказе в привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения, которым Обществу доначислен налог на добычу полезных ископаемых в размере 24 838 248 руб., пени в размере 2 822 245,93 руб. Общество не привлечено к налоговой ответственности согласно п.4 ст.109 НК РФ по НДПИ за март-декабрь 2008 г. в связи с истечением сроков давности привлечения к ответственности за совершение налогового правонарушения согласно ст.113 НК РФ.

Общество, не согласившись с принятым налоговым органом решением, обратилось с апелляционной жалобой от 03.09.2012 N 27-06-ННП/331 в ФНС России.

По результатам рассмотрения апелляционной жалобы ФНС России вынесло решение от 28.09.2012 N СА-4-9/16274@, которым апелляционная жалоба общества оставлена без удовлетворения, решение инспекции без изменения.

Открытое акционерное общество "Нижневартовское нефтеперерабатывающее предприятие, не согласившись с принятым налоговым органом решением, посчитало его незаконным и необоснованным, не соответствующим действующему налоговому законодательству, что послужило основанием для обращения с заявлением в Арбитражный суд г. Москвы.

Арбитражный апелляционный суд считает, что суд первой инстанции правомерно удовлетворил заявленные требования общества.

При вынесении решения суд первой инстанции правомерно руководствовался следующим.

В соответствии с п. 1 ст. 198 АПК РФ организация вправе обратиться в арбитражный суд с заявлением о признании незаконным решения государственных органов, если полагает, что оспариваемое решение не соответствует закону или иному нормативному правовому акту и нарушает его права и законные интересы в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности, незаконно возлагает на них какие-либо обязанности, создает препятствия для осуществления предпринимательской и иной экономической деятельности.

Согласно п. 4 ст. 200 АПК РФ при рассмотрении дел об оспаривании ненормативных правовых актов арбитражный суд в судебном заседании осуществляет проверку оспариваемого акта или его отдельных положений и устанавливает их соответствие закону или иному нормативно-правовому акту, устанавливает наличие полномочий у органа, принявшего оспариваемый акт, а также устанавливает, нарушает ли оспариваемый акт права и законные интересы заявителя в сфере предпринимательской и иной экономической деятельности.

Из подпункта 1.1 оспариваемого решения от 14.08.2012 N 52-21-18/1476р следует, что в нарушении пункта 1 статьи 337 НК РФ, пунктов 1,7 статьи 339 НК РФ, пункта 4 статьи 342 НК РФ, ОАО "ННП" неправомерно применило понижающий коэффициент выработанности (КВ) в значении меньше 1, в отношении нефти, добытой на части Ершового месторождения, что привело к неуплате налога на добычу полезных ископаемых в размере 24 838 248 руб.

Заявитель счел, что в отношении добытой нефти Ершового месторождения Обществом правомерно применен предусмотренный п.4 ст.342 НК РФ пониженный коэффициент, характеризующий степень выработанности Ершового месторождения.

Как следует из материалов дела в уточненных налоговых декларациях по НДПИ за март-декабрь 2008 года при расчете суммы налога, подлежащего уплате, применительно к количеству добытой на Ершовом месторождении (лицензия ХМН 01137 НЭ) нефти обществом был применен понижающий (0,9774) коэффициент, характеризующий степень выработанности (Кв), определенный им по формуле, приведенный в п.4 ст.342 НК РФ.

Согласно пункту 2 статьи 342 Кодекса исчисление налога на добычу полезных ископаемых производится по налоговой ставке 419 руб. за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв), которые определяются в соответствии с пунктами 3 и 4 этой статьи: 419 х Кц х Кв.

Согласно пункту 4 этой статьи коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв), определяется налогоплательщиком.

В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле: Кв = 3,8-3,5*N/V, где:

N - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода;

V - начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

В случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.

В иных случаях, не указанных в абзацах втором и шестом настоящего пункта, коэффициент Кв принимается равным 1.

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых, как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

Для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно пункту 1 статьи 337 НК РФ на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.

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, включающие: наименование пользователя недр; реквизиты лицензии на право пользования недрами; сведения о накопленной добыче нефти (включая потери при добыче) (N) и начальных извлекаемых запасах нефти, утвержденных в установленном порядке, с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) (V) всех категорий по каждому конкретному участку недр. Данные предоставляются после выпуска (государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1-е число каждого календарного года, но не позднее 1-го числа следующего календарного года.

Рассчитанный коэффициент Кв округляется до 4-знака в соответствии с действующим порядком округления.

Как следует из материалов дела степень выработанности Ершового лицензионного участка, рассчитанная на основании данных государственного баланс запасов полезных ископаемых, превышает 80 %.

Согласно данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2007 года сумма накопленной добычи нефти (N) на Ершовом месторождении составляла 24 969 тыс. тонн.

По данным государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2006 года начальные извлекаемые запасы нефти (V) Ершового месторождения, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, С1 и С2 и накопленной добычи составляли 30 961 тыс. тн. (из расчета 24 544 тыс. тонн накопленной добычи + 6 218 тыс. тонн утвержденные запасы по категории А+В+С1 + 199 тн. извлекаемые запасы по категории С2).

Степень выработанности запасов Ершового месторождения (Св) составила 0,8064 (80,64%) из расчета 24 969 тыс. тонн / 30 961 тыс. тонн.

Таким образом, степень выработанности запасов Ершового месторождения по состоянию на 1 января 2007 года превышала 0,8, данный факт Инспекцией не оспаривается и подтверждается в оспариваемом решении.

Коэффициент выработанности запасов данного участка недр (Кв) составил 0,9774 из расчета 3,8 - 3,5 * (24 969 /30 961).

Так же из материалов дела следует, что Обществом применялся прямой метод учета количества добытой нефти на протяжении всей схемы добычи и подготовки нефти (автоматизированная групповая замерная установка "Спутник", Центральный пункт сбора Ершового месторождения, Белозерный центральный товарный пункт).

Судом установлено, что разработка и эксплуатация Ершового месторождения производилась обществом в 2008 году на основе действующей лицензии на поиск и добычу нефти и газа ХМН 01137 НЭ.

В лицензии добыча нефти определена как процесс, заключающийся в подъеме на поверхность водогазонефтяной смеси из скважин различных категорий, ее первичной, затем ступенчатой подготовки до нефти товарных кондиций в соответствии с ГОСТ 9965-76 (в последующем заменен на ГОСТ Р 51858-2002), поступлений подготовленной товарной нефти на коммерческие узлы учета для реализации с последующей передачей АК Транснефть.

Как следует из материалов дела, процесс по добыче, сбору и подготовке нефти заключается в том, что продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерные установки, где проводятся замеры количества поступающей продукции. От замерных установок продукция по герметизированной системе нефтесборных трубопроводов на Центральный пункт сбора Ершового месторождения".

На ЦПС Ершового месторождения нефть с Туль-Еганского месторождения смешивается с нефтью ДНС Сороминского месторождения и поступает в сепаратор первой ступени сепарации (НГС), нагревается в печи ПТБ-10, нагретая нефть поступает в предварительный отстойник (ОГП) и КСУ поступает в РВС технологического и динамического отстоя. Для сдачи товарная нефть через узел учета насосом откачивается на БЦТП ОАО "ТНК-Нижневартовск".

Сдача нефти в систему АК "Транснефть" фактически невозможна без дополнительной подготовки. Технология транспортировки нефти (протяженность трубопроводов более 100 км, прохождение более 1 суток) от объектов подготовки общества (ЦПС Ершового месторождения, СИКН N 505) до коммерческого узла учета сдачи нефти в систему АК "Транснефть" (БЦТП, СИКН N 544) не может обеспечить показатели по воде и вязкости (показатели нефти меняются, возможны выбросы воды).

Сдача нефти соответствующей ГОСТу Р 51858-2002 в ОАО "АК "Транснефть" происходит на БЦТП (объект ОАО "ТНК-Нижневартовск) через СИКН N 544 согласно заключенному между Обществом и OA "ТНК-Нижневартовск" договором от 17.12.2007 г. NТНВ-0208/08 на оказание услуг по транспортировке, сдаче нефти и проведению химического анализа нефти на 2008 год.

Технологические операции (процессы), предусмотренные технологическими проектными документами общества на разработку месторождения, не ограничиваются Ершовым ЦПС, а заканчиваются на БЦТП, общество определяло количество полезного ископаемого по объемам нефти по УУН N 544 (по реестрам актов приема-сдачи нефти по УУН-544, а также ежемесячным разделительным актом ОАО "ТНК-Нижневартовск", а не объемов нефти по данным СИКН N 505, где комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого не заканчивается.

Данная позиция Общества подтверждается судебной практикой Постановление ФАС Московского округа от 23.07.2009 N КА-А40/7049-09, признавшего незаконность решения инспекции от 09.08.2007 N 52/1701 по выездной налоговой проверке ОАО "ННП" за период с 01.01.2004 г. по 31.12.2005 г.; Постановление ФАС Московского округа от 29.02.2012 по делу N А40-129782/09-112-965, признавшего незаконность решения инспекции от 15.05.2009 N 52-23-14/1250р по выездной налоговой проверке ОАО "ННП" за период с 01.01.2006 г. по 31 12.2007 г. (с учетом "отказного" определении ВАС от 20.06.2012 N ВАС-7798/12); Постановление ФАС Московского округа от 12.02.2013 по делу А40-13655/12-99-68, признавшего незаконность решения инспекции от 07.06.2011 N 52-21-18/278р по выездной налоговой проверке ОАО "ННП" за период с 01.01.2008 г. по 31 12.2009 г.

Суд приходит к выводу, что правильным является определение налоговой базы по НДПИ (с учетом потерь) нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной "нетто" по завершению технологического цикла по добычи нефти на Белозерском ЦТП, а не на ЦПС "Ершовое", как указывает налоговый орган.

Инспекция в оспариваемом решении указывает, что прямой метод, закрепленный в учетной политике, применяется налогоплательщиком только в отношении определения совокупного количества нефти, добытой на нескольких месторождениях. Подключенных к ЦПС Ершовый, тогда как непосредственно на Ершовом месторождении предусмотрено определение только количества сырой нефти, не соответствующей ГОСТ Р 51858-2002.

Общество с данным доводом не согласно, считает, что применительно к указанной схеме добычи и подготовки нефти Инспекцией не учтена сквозная система использования средств измерений количества добытой нефти.

Как следует из материалов дела, оперативный и коммерческий учет добычи нефти по добывающим скважинам Ершового месторождения описан в Регламенте по учету жидкости, нефти, газа и закачиваемой в пласт воды по месторождениям УНП-2 ОАО "ННП" (2003 г.), а также Инструкции "Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти для узла учета нефти N 544 ОАО "ТНК-Нижневартовск" (2003 г.).

Продукция добывающей скважины, включающая в себя нефть, газ и пластовую воду, через выкидной коллектор устьевой обвязки скважины, по индивидуальному внутриплощадочному трубопроводу поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), откуда в смеси с продукцией остальных добывающих скважин, по системе нефтесборных коллекторов, транспортируется до пунктов сбора. Автоматизированная групповая замерная установка "Спутник АМ40-10(8)-400" включает в себя замерной сепаратор, переключатель скважин ПСМ, регулятор расхода, гидропривод ГП-1-М, счетчик жидкости турбинный ТОР-1-50, систему технологических трубопроводов и обеспечивает контроль за объемной производительностью скважин по жидкости, коллекторным давлением в системе нефтесбора.

Счетчик жидкости турбинный ТОР-1-50 предназначен для измерения количества жидкости (воды, нефти и нефтепродуктов) в единицах объема. Показания счетчика формируются по трем каналам: по механическому счетчику, по электромагнитному датчику, по магнито-индукционному датчику. Электромагнитный и магнито-индукционный датчик служат для дистанционной передачи информации.

Показания объемного замера жидкости по системе телемеханики "Регион-2000" в постоянном режиме поступают на пульт диспетчера ПДС УНП-2. Технологическая служба УНП-2 совместно с геологами промысла ведет постоянный контроль, ежесуточно фиксирует текущие замеры и изменения производительности скважин. Замер жидкости производится прямым динамическим методом.

Далее, учет нефти на ЦПС Ершового месторождения осуществляется на узле учета нефти (УУН), где установлены турбинные преобразователи расхода (ТПР) "НОРД"-80,а также Heliflu фирмы Faure Herman.

Для определения объема нефти, прошедшей через счетчики за 2 часа, оператор ППН снимает показания счетчиков на текущую сводку и вычитает из них показания счетчиков на предыдущую сводку. Расчет массы нетто нефти, сданной за сутки, производится по результатам анализа нефти, отобранной автоматическим пробоотборником по соответствующей формуле.

На ЦПС Ершового месторождения организован отпуск нефти "на сторону", производимый с нефтеналива ЦПС. Объем отпускаемой нефти контролируется с помощью турбинного расходомера ТОР-1-80, установленного на линии подачи нефти в бойлера. Показания прибора снимаются по механическому счетчику ТОР и по вторичному прибору, установленному в операторной ЦПС каждые 2-а часа оператором ППН и учитываются в составе количества нефти сданной за 2 часа.

Оператор ЦПС Ершового месторождения каждые два часа снимает показания и передает диспетчеру ПДС УНП-2 следующие данные: показания счетчиков и объем перекаченной нефти на БЦТП, м3, объемный процент содержания воды в перекаченной нефти по данным ЛФХА (%), расчетную массу перекаченной нефти в тоннах (нефть нетто), объем отпущенной с нефтеналива нефти (м3), расчетную массу отпущенной с нефтеналива нефти в тоннах, уровень жидкости в резервуарах (см.), уровень межфазного раздела в резервуарах (см.), объем перекаченной на БКНС подтоварной воды (м3), объем добытого газа (тыс.м3), основные технологические параметры работы оборудования ЦПС. Замеры нефти производятся прямым динамическим методом.

На БЦТП нефть насосами через коммерческий узел учета нефти СИКН N 544 (система измерения количества и качества нефти) откачивалась в резервуары линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) "Самотлор" Нижневартовского управления магистральных нефтепроводов (НВ УМН) ОАО "Сибнефтепровод" АК "Транснефть". Замеры нефти производятся прямым динамическим методом. Результаты замеров фиксировались в акте приема-сдачи нефти, паспортах качества нефти.

Прямой метод учета полезного ископаемого подразумевает раздельный учет количества добытой нефти по каждому участку недр (письмо Минфина от 15.11.2006 N 03-07-01-04/28, письмо Минэкономразвития России от 07.11.2006 N16542-КА/Д07).

С учетом указанного, суд считает, что поскольку в 2008 году Обществом оперативный и коммерческий учет количества нефти Ершового месторождения обеспечивался на всем протяжении движения нефти от устья скважин до входа в магистральный нефтепровод Транснефть и ее подготовки до товарных кондиций на специальных пунктах подготовки нефти, как ЦПС, БЦТП посредством применения измерительных средств и устройств - автоматизированной групповой заменой установки (далее - АГЗУ) на устье скважины, а также СИКН N 505 (ЦПС Ершового месторождения), СИКН N 544 (БЦТП), Общество производило прямой учет количества добытой нефти Ершового месторождения.

Обеспечение Обществом в 2008 году раздельного учета количества добытой нефти по лицензионному участку Ершового месторождения подтверждается:

Государственным балансом нефти по состоянию на 01.01.2009 (представлен в инспекцию в виде приложения к возражениям на акт повторной выездной налоговой проверки от 10.07.2012 N 52-21-18/867а);

Государственным балансом нефти по состоянию за 2005-2007 гг. (представлены в инспекцию письмом от 23.01.2012 N 27-06-ННП/21 в ответ на требование о представлении документов N 1 от 30.12.2011 г.);

Сведениями о состоянии изменения запасов нефти за 2008 год (форма 6-ГР) (предоставлены в инспекцию по п. 67 требования N 1 от 23.04.2010 по выездной налоговой проверки ОАО "ННП" за 2008-2009 год);

Сведениями о выполнении условий пользования недрами при добыче углеводородного сырья за 2008 год (форма 1-ЛС);

Содержанием налоговых деклараций по налогу на добычу полезных ископаемых за март-декабрь 2008 год;

Месячными эксплуатационными рапортами (МЭР) за март-декабрь 2008 г. (предоставлены в инспекцию по п.36 требования Инспекции N 1 от 23.04.2010 по выездной налоговой проверке ОАО "ННП" за 2008-2009 год);

Ежемесячными балансами нефти за март-декабрь 2008 г. (предоставлены в инспекцию по п.35 требования Инспекции N 1 от 23.04.2010 по выездной налоговой проверке ОАО "ННП" за 2008-2009 год).

Суд считает, что ответчиком ее верно применен п.4 ст.342 НК РФ, как предполагающей в качестве одного из условий использования налогоплательщиком Кв в размере менее 1 при исчислении НДПИ за 2008 год определение количества подготовленной до ГОСТ Р 51858-2002 товарной нефти, добытой в этих налоговых периодах на указанном выше участке недр прямым методом, предусмотренным пунктом 2 статьи 339 Кодекса.

Согласно пункту 4 ст. 342 НК РФ для исчисления коэффициента выработанности по формуле (Kв=3,8-3,5xN/V) необходимы следующие условия: определение степени выработанности запасов конкретного участка недр с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр; определенная таким образом степень выработанности должна быть больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.

Иных условий, в том числе требования об определении количества добытой нефти, в отношении которого налогоплательщиком применяется Кв в размере менее 1, с использованием прямого метода определения количества добытой нефти на конкретном участке недр, пункт 4 статьи 342 НК РФ не предусматривает.

Согласно п.4 ст.342 НК РФ использование Кв предусматривалось в случае, если степень выработанности запасов конкретного участка недр, определяемая с использованием прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр, больше или равна 0,8 и меньше или равна 1.

Соответственно, суд приходит к выводу, что требование о применении прямого метода учета количества добытой нефти на конкретном участке недр относится не к количеству добытого полезного ископаемого, а к степени выработанности запасов участков недр.

Согласно 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.

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

Углеводородное сырье в виде нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной является видом добытого полезного ископаемого (пп.3 п.2 ст.337 НК РФ)

Согласно п.1, 2 ст.338 НК РФ определяемая самостоятельно налогоплательщиком налоговая база по при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.

Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса (п.3 ст.338 НК РФ).

Согласно п.2 ст.339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется 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, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению в учетной политике налогоплательщика для целей налогообложения и применяется налогоплательщиком в течение всей деятельности по добыче полезного ископаемого. Метод определения количества добытого полезного ископаемого, утвержденный налогоплательщиком, подлежит изменению только в случае внесения изменений в технический проект разработки месторождения полезных ископаемых в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых.

Пункт 7 ст.339 НК РФ устанавливает, что при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается, если иное не предусмотрено пунктом 8 настоящей статьи, 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, в частности: 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.

Таким образом, из п. 7 ст. 339, п. 5 ст. 338 НК РФ следует, что законодателем предусмотрен прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого после завершения комплекса технологических операций по добыче полезного ископаемого.

Использование прямого метода определения количества добытой нефти предопределяет его применимость ко всем этапам подготовки нефти. Очевидно, исключается подход, при котором возможно применение различных методов определения количества добытого полезного ископаемого на разных участках его подготовки, на стадии - АГЗУ - косвенный метод, а на ЦПС и БЦТП - прямой метод.

В ходе выполнения измерений нефти на ЦПС и БЦТП при помощи измерительных средств и устройств, входящих в состав системы измерений количества и показателей качества нефти (соответственно, СИКН N 505 и СИКН N 544), физическая величина - масса нефти обезвоженной, обессоленной, стабилизированной, добытой на конкретном участке недр и измеренная на узлах оперативного и коммерческого учета определяется непосредственно приборами учета (счетчики ТОР, НОРД, расходомеры, влагомеры, плотномеры и т.д.) и фиксируется как на дисплее измерительно-вычислительного комплекса, так и на бумажном носителе.

Количество нефти обезвоженной, стабилизированной, обессоленной ни на СИКН N 544 (БЦТП), ни даже на СИКН N 505 (Ершовое месторождение), подлежащей включению в показатель валовой добычи нефти и формирующей показатель добытой нефти для целей налогообложения, не определяется расчетно, по данным о содержании нефти обезвоженной, стабилизированной, обессоленной в извлекаемой из недр водо-газо-нефтяной эмульсии, являющейся минеральным сырьем, соответственно, не используется косвенный метод.

Судом первой инстанции правомерно установлено, что Общество имеет возможность использования измерительных средств и устройств для подсчета добытой нефти, что является достаточным для квалификации применяемого метода определения количества добытого нефти как прямого и отсутствие необходимости использования косвенного метода.

Поэтому при наличии в законе только двух методов определения количества добытого полезного ископаемого, фактическом определении налогоплательщиком количества добытой на Ершовом месторождении посредством измерительных приборов и применения налогоплательщиком при определении количества добытой нефти косвенного метода, используемый налогоплательщиком метод определения количества добытой нефти в силу закона является прямым.

Кроме того, согласно правовой позиции ВАС РФ, в Постановлении Президиума от 15.11.2011 N 7838/11, согласно которой "налогоплательщики, определяющие количество добытого полезного ископаемого для целей его обложения налогом на добычу полезных ископаемых с помощью косвенного метода, не должны по причинам, от них не зависящим, в нарушение принципа равного положения всех налогоплательщиков перед налоговым законодательством находиться в худшем положении по сравнению с налогоплательщиками, использующими прямой метод определения объема добытого полезного ископаемого".

Каждый из предусмотренных методов определения количества добытого полезного ископаемого - прямой или косвенный - направлен на точное формирование налоговой базы.

Следовательно, суд первой инстанции сделал правомерные выводы о том, что налогоплательщики, претендующие на право применения пониженной налоговой ставки по НДПИ в связи с разработкой выработанного месторождения не могут ставиться в худшее по сравнению с налогоплательщиками, использующими прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, положение.

Понятия "прямой метод определения количества полезного ископаемого" и "косвенный метод определения количества полезного ископаемого" приведены в ст. 339 НК РФ для целей определения количества добытого полезного ископаемого. Их различие обусловлено возможностью либо ее отсутствием определения количества добытого полезного ископаемого при помощи измерительных средств или устройств. Следствием отсутствия таковых устройств является необходимость расчета количества добытого полезного ископаемого содержащегося в минеральном сырье.

В налоговом кодексе РФ не содержится определения понятия "прямой метод учета количества добытой нефти". Понятие "прямой метод учета количества добытого полезного ископаемого" используется в п. 4 ст.342 НК РФ применительно к необходимости расчета степени выработанности месторождения.

Какой-либо связи между способом определения налоговой ставки (п.4 ст.342 НК РФ) и порядком определения налоговой базы (п.3 ст.339 НК РФ) Кодекс не устанавливает.

Из положений Налогового Кодекса РФ не вытекает то, что прямой метод учета предполагает раздельную подготовку нефти каждого лицензионного участка.

Использование законодателем для определения одного и того же понятия различных терминов означало бы нарушение им принципа определенности норм законодательства о налогах и сборах, закрепленного в пункте 6 статьи 3 НК РФ и предусматривающего, что акты законодательства о налогах и сборах должны быть сформулированы таким образом, чтобы каждый точно знал, какие налоги (сборы), когда и в каком порядке он должен платить.

На недопустимость нарушения законодателем данного принципа неоднократно указывалось Конституционным Судом Российской Федерации (постановления от 22.06.2009 N 10-П, от 14.07.2003 N 12-П, от 20.02.2001 N 3-П, от 30.01.2001 N 2-П, от 28.03.2000 N 5-П) где отмечалось, что формальная определенность налоговых норм предполагает их достаточную точность, чем обеспечивается их правильное понимание и применение. Расплывчатость налоговой нормы может привести к не согласующемуся с принципом правового государства (статья 1, часть 1, Конституции Российской Федерации) произвольному и дискриминационному ее применению государственными органами и должностными лицами в их отношениях с налогоплательщиками и тем самым - к нарушению принципа юридического равенства (статья 19 Конституции Российской Федерации) и вытекающего из него требования равенства налогообложения, закрепленного пунктом 1 статьи 3 Налогового кодекса Российской Федерации, а потому предусмотренный в дефектных - с точки зрения требований юридической техники - нормах налог не может считаться законно установленным в смысле статьи 57 Конституции Российской Федерации.

Так же, в письме Минэкономразвития России от 07.11.2006 N 16542-КА/Д07 разъяснено, что Федеральным законом N 151-ФЗ предусмотрено, что налоговые льготы по НДПИ при добыче нефти на новых месторождениях и месторождениях с выработанностью 80 процентов и более предоставляются только при наличии прямого учета количества добытой нефти, т.е. по каждому участку недр, предоставленному налогоплательщику в пользование. Таким образом, при подготовке нефти, поступающей с разных участков недр, на одном узле (установке) налогоплательщик не имеет права на использование льгот по НДПИ, предоставляемых по конкретным участкам недр. Вместе с тем, согласно п. 5 статьи 338 НК РФ, в отношении добытых полезных ископаемых, для которых установлены различные налоговые ставки либо налоговая ставка рассчитывается с учетом коэффициента, налоговая база определяется применительно к каждой налоговой ставке. Соответственно, допускается возможность определения количества добытой нефти, подлежащей налогообложению по налоговой ставке 0 рублей, по всем участкам недр при наличии раздельного учета. В данном случае в этих целях будет применяться прямой метод.

При этом, как усматривается из предусмотренной п.4 ст. 342 Кодекса формулы расчета Кв, величина "N" - сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) определяется по данным государственного баланса запасов полезных ископаемых утвержденного в году, предшествующем году налогового периода; величина "V" - начальные извлекаемые запасы нефти, определяемые по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года.

Соответственно, при исчислении Св и Кв за налоговые периоды 2008 года налогоплательщик должен использовать для определения величины "N" данные государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2007 года, а величины "V" - на 1 января 2006 года, то есть за ранее истекшие периоды времени, и потому метод определения количества добытой нефти непосредственно в тех налоговых периодах, за которые исчисляется налог (в рассматриваемом случае 2008 г.), для целей применения Кв значения не имеет.

Таким образом, суд считает, что квалификация фактически применяемого в 2008 году для подсчета количества добытого полезного ископаемого метода как прямого или косвенного (инспекцией фактически произведена переквалификация применимого метода из прямого в косвенный) не имеют значения для определения степени выработанности месторождения для целей исчисления НДПИ за 2008 год, рассчитываемой по данным государственного баланса за 2005 г. и 2006 г.

Суд считает довод Инспекции о том, что на АГЗУ Ершового месторождения осуществляется измерение количества нефти, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002, не свидетельствует о неприменении налогоплательщиком прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр. ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия", как следует из его содержания (пункт 1), распространяется на оценку качества нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и для экспорта, в связи с этим действующие положения ГОСТа направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности нефти к транспортировке. Согласно пункту 4.4. этого ГОСТа по степени подготовки нефть подразделяется на группы, предусматривающие наличие в ней определенной доли воды, солей, механических примесей, в то время как видом добытого полезного ископаемого в силу пункта 2 статьи 337 Кодекса признается нефть обезвоженная, обессоленная, стабилизированная, то есть не содержащая в себе воды, солей и механических примесей.

Данный вывод подтверждается единообразной правоприменительной практикой арбитражных судов (определение Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации от 23.04.2009 N 4547/09, постановления ФАС Московского округа от 26.12.2008 по делу N КА-А40/12372-08, от 09.07.2009 по делу N КА-А40/6196-09, от 29.04.2009 по делу N КА-А40/3496-09, от 16.04.2009 по делу N КА-А40/2929-09, от 23.03.2009 по делу N КА-А40/1885-09, от 26.01.2010 по делу N КА-А40/15269-09-2-Б, от 04.03.2011 по делу N КА-А40/17007-10;2.

Суд так же считает, позиция налогового органа о том, что применение пониженной налоговой ставки по НДПИ (понижающего коэффициента Кв) в 2008 году по общему правилу допускалось только в том случае, если нефть, добываемая на участке недр с высокой степень выработанности, проходила промысловую подготовку до требований стандарта качества отдельно от нефти с других участков недр, не вытекающую из норм ст.342, и даже ст.339 НК РФ, противоречащую разъяснениям Минфина России.

Так, Минфин России в письме от 28.10.2010 N 03-06-05-01/118, направленном до налоговых органов и налогоплательщиков письмом ФНС России от 24.11.2010 N ШС-37-3/16208@, разъяснено, "что п.4 ст.342 Кодекса не содержит положений, ограничивающих право недропользователя применять коэффициент (Кв) в случае осуществления подготовки нефти как с участка недр, со степенью выработанности 0,8 и более, так и с участков недр иной степени выработанности на одном пункте переработки нефти. В связи с этим, в случае если на одном пункте переработки нефти осуществляется подготовка нефти, добытой на участках недр различной степени выработанности, ставка налога на добычу полезных ископаемых с коэффициентом (Кв) применяется в отношении объемов нефти, добытых на участках недр со степенью выработанности 0,8 и более".

В налоговом кодексе нет запрета на применение пониженной налоговой ставки применительно к количеству нефти добытой на выработанном участке недр. Обратное толкование положений п. 4 ст. 342 НК РФ противоречит принципу экономического основания налога и равенства налогообложения, установленных п.1-3 ст.3 НК РФ и ведет к дискриминации налогоплательщиков, применяющих предусмотренный законом косвенный метод определения количества добытого полезного ископаемого.

Кроме того, в соответствии с нормой абз.9 п.4 ст.342 НК РФ, для нефти, добытой на участках недр, по каждому из которых степень выработанности превышает 0,8, в случае ее подготовки до соответствия требованиям согласно пункту 1 статьи 337 настоящего Кодекса на едином технологическом объекте, налогоплательщик вправе применить максимальное из значений коэффициента Кв для суммарного количества нефти, поступающей на данный технологический объект.

Соответственно, законодателем допускается возможность применения коэффициента выработанности для нефти с различных участков недр, подготавливаемой на одном объеме до требований ГОСТа на нефть. При этом, степень выработанности (Св) каждого из них должна быть больше 0,8, а соответственно, презюмируется возможность определения Св на основе соотношения накопленной добычи (N) и начальных извлекаемых запасов нефти (V) по каждому участку недр.

Указанное лишь подтверждает, что подготовка нефти выработанного месторождения (степень выработанности более 0,8) на пункте подготовки нефти вместе с нефтью невыработанных месторождений (степень выработанности менее 0,8) не противоречит норме п. 4 ст. 342 НК РФ, а также смысла, заложенного в ней.

При таких обстоятельствах состав вменяемого налогоплательщику налогового правонарушения отсутствует, и заявитель не подлежал привлечению к налоговой ответственности в связи с отсутствием в его действиях состава налогового правонарушения.

Учитывая изложенные обстоятельства, суд первой инстанции, оценив все имеющиеся доказательства по делу в их совокупности и взаимосвязи, как того требуют положения, содержащиеся в части 2 статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации и другие положения Кодекса, правомерно признал обоснованными требования, заявленные Открытым акционерным обществом "Нижневартовское нефтеперерабатывающее предприятие" (ОГРН: 1028600944250; ул. Беговая, д. 3, стр. 1, г. Москва, 125284; ул. Ленина, 17, П, г. Нижневартовск, Ханты-Мансийский Автономный округ - Югра автономный округ, 628611) к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 1 (ОГРН: 1047702057765; проспект Мира, ВВЦ, стр. 194, г. Москва, 129223).

Уплаченная заявителем при подаче заявления госпошлина подлежит взысканию с ответчика за счет средств федерального бюджета в соответствии со ст.110 АПК РФ.

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

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

Руководствуясь статьями 110, 176, 266-269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации,

ПОСТАНОВИЛ:

Решение Арбитражного суда г. Москвы от 27.05.2013 по делу N А40-166827/12-20-752 оставить без изменения, а апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья

С.Н. Крекотнев

Судьи

Е.А. Солопова П.А. Порывкин