Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 15 февраля 2021 г. N 09АП-71837/20 по делу N А40-102592/2019

г. Москва

15 февраля 2021 г.

Дело N А40-102592/19

Резолютивная часть постановления объявлена 04 февраля 2021 года.

Постановление изготовлено в полном объеме 15 февраля 2021 года.

Девятый арбитражный апелляционный суд в составе:

председательствующего судьи С.Л.Захарова,

судей:	Е.В.Пронниковой, И.В.Бекетовой,
при ведении протокола	секретарем судебного заседания Б.В.Хмельницким,

рассмотрев в открытом судебном заседании в зале N 13 апелляционную жалобу ОАО "Томскгазпром"

на решение Арбитражного суда города Москвы от 14.10.2020 по делу N А40-102592/19 (115-1911)

по заявлению ОАО "Томскгазпром" (в настоящее время - АО "Газпром добыча Томск")

к Межрегиональной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам N 2

третье лицо: Федеральное агентство по недропользованию

о признании недействительным решения,

при участии:

от заявителя:	Никифоров А.А. по дов. от 01.01.2021;
от ответчика:	Морозов И.С. по дов. от 10.12.2020;
от третьего лица:	Щелкунова И.И. по дов. от 03.07.2020;

УСТАНОВИЛ:

ОАО "Томскгазпром" (далее также - заявитель, общество) обратилось в суд к Межрегиональной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам N 2 (далее - ответчик, инспекция, налоговый орган) с требованиями о признании недействительным решения от 28.09.2018 N 20-13/7Р о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения.

К участию в деле в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований, привлечено Федеральное агентство по недропользованию.

Решением Арбитражного суда города Москвы от 14.10.2020 в удовлетворении заявленных требований отказано.

Не согласившись с принятым по делу решением, общество обратилось с апелляционной жалобой, в которой просит решение суда отменить, принять новый судебный акт об удовлетворении требований.

Налоговый орган представил отзыв на апелляционную жалобу, в котором возражает против удовлетворения доводов апелляционной жалобы общества, просит оставить решение суда первой инстанции без изменения, апелляционную жалобу без удовлетворения.

В судебном заседании представители заявителя и ответчика поддержали доводы и требования, изложенные в жалобе и отзыве. Представитель третьего лица поддержал апелляционную жалобу общества, просил решение суда первой инстанции отменить.

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 нее, оснований к отмене решения не усматривает.

Из материалов дела следует, что налоговым органом проведена выездная налоговая проверка в отношении общества по вопросам правильности исчисления и своевременности уплаты всех налогов и сборов за период с 01.01.2014 по 31.12.2015, за исключением налога на прибыль организаций в части доходов, включаемых в налоговую базу по налогу на прибыль по консолидированной группе налогоплательщиков.

По результатам проведения проверки составлен акт выездной налоговой проверки от 25.06.2018 N 20-13/7А (т. 2 л.д. 1-67) и принято решение от 28.09.2018 N 20-13/7Р (т. 1 л.д. 93 - 143) о привлечении к ответственности за совершение налогового правонарушения (далее - решение), которым налогоплательщику начислен налог на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ) в размере 486 587 828,43 руб., пени в размере 162 861 431,84 руб.; общество привлечено к ответственности, предусмотренной пунктом 3 статьи 122 Налогового кодекса Российской Федерации (далее - НК РФ), в виде взыскания штрафа в сумме 12 374 917,45 руб.

Решением ФНС России от 23.01.2019 N СА-4-9/966@ решение инспекции оставлено без изменения.

Данные обстоятельства послужили основанием для обращения заявителя в арбитражный суд с указанными выше требованиями.

Отказывая в удовлетворении заявленных требований, суд первой инстанции исходил из правомерности выводов налогового органа.

В своей апелляционной жалобе заявитель, выражая несогласие с принятым решением, указывает на следующее:

- газ получен обществом при добыче нефти, поэтому является попутным и к нему подлежит применению ставка 0%;

- Федеральное агентство по недропользованию указало на отсутствие добычи свободного газа из спорных пластов, и квалифицировало весь добытый обществом объем газа как попутный;

- неподдержание пластового давления не может привести к возникновению нового полезного ископаемого;

- налоговый орган искусственно разделил совершенно одинаковый по своим характеристикам объем одного и того же полезного ископаемого;

- в экспертном заключении N 10230/1/Ц от 18.06.2018, подготовленном экспертом Российского экспертного фонда "ТЕХЭКО" В.Н.Корниенко, допущены нарушения и неточности.

Апелляционный суд, изучив все обстоятельства дела, рассмотрев доводы жалобы, полагает, что судом первой инстанции учтены все особенности указанного спора, в связи с чем, оснований для переоценки выводов суда первой инстанции не имеется. При этом отклоняя доводы апелляционной жалобы, суд апелляционной инстанции полагает необходимым отметить следующее.

В проверяемый период ОАО "Томскгазпром" являлось пользователем Казанского нефтегазоконденсатного месторождения по добыче полезных ископаемых на основании Лицензии ТОМ01456НР (т. 1 л.д. 1-41).

На основании анализа представленных ОАО "Томскгазпром" документов инспекцией установлено, что в 2014-2015 гг. общество на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло под видом добычи попутного нефтяного газа, облагаемого по ставке 0%, добычу газа горючего природного, облагаемого по ставке, установленной подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Добыча полезного ископаемого - газа горючего природного осуществлялась ОАО "Томскгазпром" путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных технологической схемой разработки Казанского НГКМ.

Указанные обстоятельства подтверждаются заключением эксперта Российского экспертного фонда "ТЕХЭКО" Корниенко В.Н. от 18.06.2018 N 10230/1/Ц (т. 5, т. 6 л.д. 1-56), подготовленным в рамках экспертизы, назначенной инспекцией на основании постановления о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 N17-13/7/ПОСТ (т. 4 л.д. 149).

Согласно указанному экспертному заключению, установлено следующее:

1) в 2014-2015 гг. ОАО "Томскгазпром" на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении осуществляло добычу нефти, газа горючего природного, фактически являвшегося свободным газом, и попутного нефтяного газа, фактически являвшегося растворенным в нефти газом;

2) добыча полезного ископаемого - газа горючего природного осуществлялась ОАО "Томскгазпром" путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных основным документом, регламентирующим разработку месторождения - технологической схемой разработки Казанского НГКМ;

3) нарушения технологической схемы эксплуатации месторождения выражены в намеренном неподдержании ОАО "Томскгазпром" показателей пластового давления путем недостаточной закачки воды в систему поддержания пластового давления, что привело к эксплуатации месторождения при показателях пластового давления ниже давления насыщения;

4) умышленные действия ОАО "Томскгазпром" подтверждаются:

- показаниями начальника отдела по мониторингу разработки месторождений Кокунова Алексея Александровича, согласно которым данные действия ОАО "Томскгазпром" направлены на добычу газа, декларируемого в качестве попутного нефтяного и облагаемого по "нулевой" ставке налога на добычу полезных ископаемых, постоянной недозакачкой воды в систему поддержания пластового давления;

-отсутствием проведения каких-либо мероприятий по борьбе с повышенными газопроявлениями, несмотря на наличие показателей газового фактора, тысячекратно превышающих установленные технологической схемой разработки месторождения и свидетельствующих о добыче свободного газа вместо растворенного в нефти попутного нефтяного газа;

-проведением строительных работ по увеличению технологических лимитов транспортировки газа в 2 раза, что свидетельствует о намерении добывать значительно большие объемы газа с сентября 2014 года, что подтверждается сравнением проектных и фактических показателей добычи газа (отклонение фактических от проектных показателей составило в 2014 году 53,81%, в 2015 году - 80,18% в большую сторону) при уменьшении фактических показателей добычи нефти по сравнению с проектными;

- у ОАО "Томскгазпром" имелась технологическая возможность добывать свободный газ, поскольку имеющиеся на Казанском месторождении нефтяные скважины по своим конструктивным особенностям соответствуют газовым, кроме того, технологической схемой разработки месторождения предусмотрена добыча свободного газа газовой шапки именно из существующих скважин;

- компонентный состав добываемого газа на всех стадиях соответствует требованиям, предъявляемым к компонентному составу газа горючего природного.

ОАО "Томскгазпром", имея целью уклонение от уплаты налога на добычу полезных ископаемых путем необоснованного применения "нулевой" ставки в соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, заявило добытый объем свободного газа, являющегося газом горючим природным, в качестве попутного газа. ОАО "Томскгазпром" знало, что данный газ является свободным, исходя из показателей газового фактора, значительно превышающих установленные технологической схемой разработки месторождения, при этом замеры газового фактора осуществлялись как специалистами ОАО "Томскгазпром", так и сторонними организациями. Добыча свободного газа в 2014-2015 гг. стала возможной по причине умышленных действии ОАО "Томскгазпром", выразившихся в неподдержании установленного технологической схемой пластового давления и непроведении мероприятий по борьбе с повышенными газопроявлениями, причем данные действия являлись нарушением технологической схемы разработки месторождения.

Таким образом, из перечисленных в подпункте 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ ; видов углеводородного сырья ОАО "Томскгазпром" в 2014-2015 гг. на Казанском месторождении фактически осуществлялась добыча не только нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной и попутного газа, но и газа горючего природного.

В соответствии с подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ из вышеперечисленных видов углеводородного сырья налогообложение производится по налоговой ставке 0 процентов (0 рублей в случае, если в отношении добытого полезного ископаемого налоговая база определяется в соответствии со статьей 338 V НК РФ как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении) при добыче попутного газа.

При наличии указанных выше обстоятельств учет добытого газа как попутного и обложение его по налоговой ставке 0 процентов, предусмотренное подпунктом 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, является необоснованным и неправомерным.

При этом при добыче газа горючего природного применяется ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ:

- в периоде с 01.01.2014 по 31.06.2014 - в редакции Федерального закона от 29.11.2012 N 204-ФЗ в размере 700 рублей (на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно) за 1000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом налогообложение производится по ставке, установленной настоящим подпунктом, умноженной на коэффициент 0,646 (на период с 1 июля по 31 декабря 2013 года включительно), 0,673 (на период с 1 января по 31 декабря 2014 года включительно), 0,701 (начиная с 1 января 2015 года), при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья следующими категориями налогоплательщиков: налогоплательщиками, не являющимися в течение всего налогового периода собственниками объектов Единой системы газоснабжения; налогоплательщиками, не являющимися в течение всего налогового периода организациями, в которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50 процентов. Налоговая ставка с учетом указанного коэффициента округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления;

- в периоде с 01.07.2014 по 31.12.2015 - в редакции Федерального закона от 30.09.2013 N 263-ФЗ в размере 35 рублей за 1 000 кубических метров газа при добыче газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья. При этом указанная налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива (Еут) и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (Кс), определяемые в соответствии со статьей 342.4 настоящего Кодекса. Полученное произведение суммируется со значением показателя, характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг), определяемым в соответствии со статьей 342.4 настоящего Кодекса. Если полученная сумма оказалась меньше 0, значение налоговой ставки принимается равным 0. Налоговая ставка, исчисленная в соответствии с настоящим подпунктом, округляется до полного рубля в соответствии с действующим порядком округления.

Исходя из объемов газа горючего природного, добытого ОАО "Томскгазпром" на Казанском НГКМ в 2014-2015 гг., установленных экспертом, инспекцией произведен расчет соответствующей суммы налога на добычу полезных ископаемых.

Согласно пункту 1 Постановления ВАС РФ N 53 от 12.10.2006 под налоговой выгодой Постановления понимается уменьшение размера налоговой обязанности вследствие, в частности, уменьшения налоговой базы, получения налогового вычета, налоговой льготы, применения более низкой налоговой ставки, а также получение права на возврат (зачет) или возмещение налога из бюджета.

ОАО "Томскгазпром" получило необоснованную налоговую выгоду вследствие применения более низкой налоговой ставки ("нулевой") в отношении добытого полезного ископаемого, которое, как ОАО "Томскгазпром" "знало и понимало", фактически является газом горючим природным, в отношении которого подлежит применению ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Согласно абзацу 2 пункта 9 Постановления ВАС РФ N 53 налоговая выгода не может рассматриваться в качестве самостоятельной деловой цели. Поскольку главной целью, преследуемой обществом, являлось получение дохода преимущественно за счет налоговой выгоды, получение налоговой выгоды в виде применения пониженной налоговой ставки является необоснованным.

Отклоняя доводы общества о том, что на Казанском НГКМ добывается попутный газ, суд первой инстанции правомерно исходил из нижеследующего.

Экспертом рассмотрен "СТО Томскгазпром 001-2009. Стандарт организации. Попутный нефтяной газ месторождений открытого акционерного общества "Томскгазпром". Технические условия. 2009 г.". Стандарт устанавливает требования к ПНГ и методам определения его физико-химических показателей... для учета количества добытого полезного ископаемого при расчетах налогооблагаемой базы и нормативных потерь при добыче, разработки месторождений (п. 1.2 СТО 001-2009).

Данный стандарт распространяется на добытый ПНГ, подлежащий транспортированию и реализации после первичных технологических операций (п. 1.1 СТО 001-2009). СТО 001-2009 применяется для приемки ПНГ на переработку (п.7.1). Места отбора проб и периодичность при проведении испытаний ПНГ устанавливают между поставщиком и ОАО "Томскгазпром", исходя из условий поставки или в графиках аналитического контроля продукции месторождения (п. 7.5 СТО 001-2009).

Согласно пункту 3.2 СТО попутный газ определён, как "газ горючий природный (растворенный газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки) из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины".

Пунктом 3.3 СТО Томскгазпром "нефтяной газ (попутный)" определен, как "смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи", (текст соответствует пункту 3.7 ГОСТ Р 8.615-2005). Этим же ГОСТом в пункте 8 растворенный газ определён, как "легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти".

Вместе с тем СТО Томскгазпром пунктом 3.3 понятие "газ горючий природный попутный" определено, как "газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины".

В ГОСТ Р 8.615-2005 "Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа" пунктом 3.7 определено: "Нефтяной газ (попутный) - смесь углеводородных и неуглеводородных газов, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи". В этом же ГОСТе пункт 3.8 определяет "Растворенный газ - легкие углеводороды, в стандартных условиях, находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти". Пунктом 3.11 определено: "Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси". Согласно пункту 8.1 вышеуказанного ГОСТа учет содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее - свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее растворенный газ), определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти. Далее пунктом 8.2 установлено, что "корректировку на свободный газ проводят в том случае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие".

Такое различие трактовки понятий "газ горючий природный растворенный", "нефтяной газ (попутный)" делает затруднительным четкое разделение добываемых объёмов растворенного и попутного нефтяного газа. С геологических и технологических позиций добычи нефти растворенный газ представляет собой растворенный природный углеводородный газ в нефти, который в процессе добычи в зависимости от условий добычи (в первую очередь, давления, при котором извлекается нефть из пласта) может переходить в газообразную фазу в следующих случаях:

а) на поверхности при условии, что на устье скважины давление равно давлению насыщения нефти газом;

б) при подъёме нефти в скважине по мере снижения трубного давления по сравнению с давлением насыщения нефти газом;

в) непосредственно в призабойной зоне добывающей скважины в случае, если забойное давление несколько ниже давления насыщения нефти газом,

г) непосредственно в пласте в случае, если пластовое давление по продуктивному пласту в процессе разработки становится меньше давления насыщения.

Таким образом во всех случаях нефтяной газ (попутный) следует рассматривать, как смесь углеводородных и неуглеводородных газов, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи (ГОСТ Р 8.615-2005).

Природный газ - это смесь углеводородов и неуглеводородных компонентов, которая находится в залежи углеводородов при пластовом давлении и пластовой температуре в газообразном состоянии (ГОСТ Р 53554-2009. Национальный стандарт Российской Федерации. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения).

Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов (Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01 ноября 2013 г. N 477 г. Москва) пунктом 1 раздела 1 указывается, что "Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата (далее - конденсат)".

Эксперт, руководствуясь вышеуказанной Классификацией запасов, пунктами 3.31 (попутный, нефтяной газ) и 3.12 (природный газ) ГОСТ Р 53713-2009 и ГОСТ Р 8.615-2005 и принимая во внимание утвержденные ГКЗ запасы углеводородного сырья по Казанскому ППСМ, а также утвержденную технологическую схему разработки месторождения, свои выводы основывает на определении горючих газов из Классификации запасов, а, именно: горючие газы - это свободный газ, газ газовых шапок, газ, растворенный в нефти.

Из представленных эксперту паспортов качества газа, составленных ежемесячно при поступлении газа с Казанского НГКМ на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского месторождения следует, что молекулярный состав газа по содержанию метана, этана, а также С5 и выше соответствует составу газа горючего природного, установленному ГОСТ 31371.7 Межгосударственный стандарт "ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов". Подробное сравнение молекулярного состава данного газа приведено в таблице "Сравнение молекулярного состава газа, добытого на Казанском НГКМ, с ГОСТ" в таблице 4.1. Данный газ, поступивший на установку комплексной подготовки газа Мыльджинского месторождения с Казанского месторождения, является смесью углеводородов добытых на Мыльджинском и Казанском месторождениях, предварительно подготовленной на установке подготовки нефти Казанского месторождения, где отделялись подтоварная вода и мехпримеси.

Поскольку растворенный газ и свободный газ добываются в смеси одними и теми же скважинами, то тип газа необходимо разделить по газовому фактору: растворенный газ - при ГФ, равном или ниже текущего газового фактора по пласту; свободный газ - при ГФ, превышающем текущий газовый фактор. Исходя из этого постулата, следует, что из общего объёма добытого газа нужно вычесть объём добытого растворенного газа (объём добытой нефти, умноженный на проектный газовый фактор), оставшаяся разность будет представлять свободный газ, поступающий из газовых шапок.

Таким образом, вопреки доводам жалобы добычу газа обществом нельзя рассматривать в отрыве от действий по эксплуатации месторождения.

При этом то обстоятельство, что Добыча полезного ископаемого - газа горючего природного осуществлялась ОАО "Томскгазпром" путем эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения с нарушениями условий, установленных технологической схемой разработки Казанского НГКМ, подтверждаются заключением эксперта Российского экспертного фонда "ТЕХЭКО" Корниенко В.Н. от 18.06.2018 N 10230/1/Ц (т. 5, т. 6 л.д. 1-56), подготовленным в рамках экспертизы, назначенной инспекцией на основании постановления о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 N17-13/7/ПОСТ (т. 4 л.д. 149).

Согласно указанному экспертному заключению, установлено следующее:

4) умышленные действия ОАО "Томскгазпром" подтверждаются:

Как указано в п. 12-13 Постановления Пленума ВАС РФ от 04.04.2014 N 23, согласно положениям частей 4 и 5 статьи 71 АПК РФ заключение эксперта не имеет для суда заранее установленной силы и подлежит оценке наряду с другими доказательствами.

В силу положений ст. 71 АПК РФ арбитражный суд оценивает доказательства по своему внутреннему убеждению, основанному на всестороннем, полном, объективном и непосредственном исследовании имеющихся в деле доказательств. Каждое доказательство подлежит оценке арбитражным судом наряду с другими доказательствами и никакие доказательства не имеют для арбитражного суда заранее установленной силы.

Давая оценку, представленному заключению эксперта, суд полагает, что экспертом исследование проведено объективно, на строго научной и практической основе, в пределах соответствующей специальности, всесторонне и в полном объеме, в заключение основывается на положениях, дающих возможность проверить обоснованность и достоверность сделанных выводов на базе общепринятых научных и практических данных.

Согласно ст. 8 Федерального закона от 31 мая 2001 г. N 73-ФЗ "О государственной судебно-экспертной деятельности в Российской Федерации" эксперт проводит исследования объективно, на строго научной и практической основе, в пределах соответствующей специальности, всесторонне и в полном объеме.

Заключение эксперта должно основываться на положениях, дающих возможность проверить обоснованность и достоверность сделанных выводов на базе общепринятых научных и практических данных.

В соответствии со ст. 16, 25 Федерального закона от 31 мая 2001 г. N 73-ФЗ "О государственной судебно-экспертной деятельности в Российской Федерации" эксперт обязан провести полное исследование представленных ему объектов и материалов дела, дать обоснованное и объективное заключение по поставленным перед ним вопросам; в заключении эксперта должны быть указаны не только выводы по поставленным перед экспертом вопросам, но и их обоснование.

Исходя из вышеизложенного, судебная коллегия считает, что при ответе на поставленные вопросы, экспертом в заключении даны обоснованные выводы, на поставленные вопросы, ответы на которые сформулированы с учетом требований действующего законодательства, в том числе и регулирующего экспертную деятельность в Российской Федерации.

Оценив, данное заключение, суд находит его соответствующим требованиям ст. 64 АПК РФ, основанным на материалах дела, и приходит к выводу, об отсутствии оснований не доверять выводам эксперта, поскольку они согласуются с обстоятельствами дела и иными доказательствами по делу,

Часть 1 ст. 82 АПК РФ для разъяснения возникающих при рассмотрении дела вопросов, требующих специальных знаний, арбитражный суд назначает экспертизу по ходатайству лица, участвующего в деле, или с согласия лиц, участвующих в деле.

В случае, если назначение экспертизы предписано законом или предусмотрено договором либо необходимо для проверки заявления о фальсификации представленного доказательства либо если необходимо проведение дополнительной или повторной экспертизы, арбитражный суд может назначить экспертизу по своей инициативе.

С ходатайством о назначении по делу соответствующей экспертизы заявитель ни в суд первой, ни в суд апелляционной инстанции не обращался.

В силу ч.2 ст. 9 АПК РФ лица, участвующие в деле, несут риск наступления последствий совершения или не совершения ими процессуальных действий.

Следовательно, представленное ответчиком в качестве доказательства экспертное заключение является надлежащим доказательством, полученным в соответствии с требованиями закона, и оснований считать, выполненное исследование, ненадлежащем доказательством, по смыслу положений ст. 64 АПК РФ, не имеется.

Кроме того, формальное несогласие с методикой проведения экспертизы, при отсутствии доказательств опровергающих обоснованность выводов, содержащихся в заключении, не может являться достаточным основанием для отмены решения Арбитражного суда г. Москвы.

Общество в заявлении указывает на отсутствие у Корниенко В.Н. опыта проведения технических экспертиз, преклонный возраст, что, по мнению налогоплательщика, повлияло на качество проведенной экспертизы.

При этом инспекцией в адрес общества направлялись документы, свидетельствующие о достаточной квалификации Корниенко Владимира Николаевича и наличии у него познаний в сфере недропользования:

- диплом ШN 029575 (peг. N 12713 от 20.06.1969), выданный Корниенко В.Н. Московским ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М.Губкина о присвоении ему квалификации горного инженера-геолога по специальности "геология и разведка нефтяных и газовых месторождений";

- диплом кандидата геолого-минералогических наук ГМ N 000543 от 01.09.1976;

- Приказ Минтопэнерго РФ от 26.07.1993 N 178 "О центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений" (Приложение N 5. Состав экспертной группы ЦКР с указанием Корниенко В.Н.), Приказ Минтопэнерго РФ от 20.10.1997 N 297 "О внесении изменений в Приказ Минтопэнерго РФ от 16.07.1996 N 179" (Приложение N 5. Состав экспертной группы ЦКР с указанием Корниенко В.Н.).

Таким образом, суд приходит к выводу, что Корниенко В.Н. обладает достаточной квалификацией и познаниями в сфере недропользования.

Более того отсутствие опыта проведения экспертиз и преклонный возраст не являются основанием для отвода эксперта и признания выводов экспертизы не обоснованными. Иных причин, помимо несогласия общества с выводами, сделанными Корниенко В.Н. в Экспертном заключении, заявителем не заявлено.

Общество указывает, что непредставление заявителю договора с экспертным учреждением является нарушением процедуры проведения экспертизы, установленной статье 95 НК РФ.

Вместе с тем, в соответствии с пунктом 1 статьи 95 НК РФ, в необходимых случаях для участия в проведении конкретных действий по осуществлению налогового контроля, в том числе при проведении выездных налоговых проверок, на договорной основе может быть привлечен эксперт.

Экспертиза назначается в случае, если для разъяснения возникающих вопросов требуются специальные познания в науке, искусстве, технике или ремесле.

В соответствии с пунктом 2 статьи 95 НК РФ, вопросы, поставленные перед экспертом, и его заключение не могут выходить за пределы специальных познаний эксперта. Привлечение лица в качестве эксперта осуществляется на договорной основе.

Суд правомерно отклонил довод заявителя, о том, что непредставление договора с экспертным учреждением является нарушением процедуры проведения экспертизы, установленной статьей 95 НК РФ.

В своих пояснениях Общество указывало на отсутствие объективных критериев для заключения договора с выбранной экспертной организацией.

В то же время, порядок проведения экспертизы содержится в статье 95 НК РФ.

Заявителю предоставлена информация о квалификации эксперта, а также информация о материалах, направляемых на экспертизу.

При этом доводы о том, каким образом отказ в предоставлении налогоплательщику договора между экспертным учреждением и налоговым органом повлияли на возможность налогоплательщика воспользоваться правами, предусмотренными статьей 95 НК РФ, в Заявлении отсутствуют.

Довод заявителя жалобы, согласно которому судом первой инстанции не было учтено, что добытый газ по своей сути является "попутным", а следовательно, оснований до начисления налога не имелось, рассмотрен судебной коллегий и последний признан несостоятельным в силу следующих причин.

Как указано ранее, из заключения эксперта, представленного в материалы настоящего дела, попутный нефтяной газ месторождений открытого акционерного общества "Томскгазпром". Технические условия. 2009 г.".

Стандарт устанавливает требования к ПНГ и методам определения его физико-химических показателей... для учета количества добытого полезного ископаемого при расчетах налогооблагаемой базы и нормативных потерь при добыче, разработки месторождений (п. 1.2 СТО 001-2009).

СТО Томскгазпром пунктом 3.3 понятие "газ горючий природный попутный" определено, как "газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, добываемый через нефтяные скважины".

В пункте 3.8 ГОСТе установлено, что "Растворенный газ - легкие углеводороды, в стандартных условиях, находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти". Пунктом 3.11 определено:"Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси".

Согласно пункту 8.1 вышеуказанного ГОСТа учет содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее - свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее растворенный газ), определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти. Далее пунктом 8.2 установлено, что "корректировку на свободный газ проводят в том случае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие".

Эксперт, руководствуясь вышеуказанной Классификацией запасов, пунктами 3.31 (попутный, нефтяной газ) и 3.12 (природный газ) ГОСТ Р 53713-2009 и ГОСТ Р 8.615-2005 и принимая во внимание утвержденные ГКЗ запасы углеводородного сырья по Казанскому НГКМ, а также утвержденную технологическую схему разработки месторождения, свои выводы основывает на определении горючих газов из Классификации запасов, а, именно: горючие газы - это свободный газ, газ газовых шапок, газ, растворенный в нефти.

Поскольку растворенный газ и свободный газ добываются в смеси одними и теми же скважинами, то тип газа необходимо разделить по газовому фактору: растворенный газ - при ГФ, равном или ниже текущего газового фактора по пласту; свободный газ - при ГФ, превышающем текущий газовый фактор. Исходя из этого постулата следует, что из общего объёма добытого газа нужно вычесть объём добытого растворенного газа (объём добытой нефти, умноженный на проектный газовый фактор), оставшаяся разность будет представлять свободный газ, поступающий из газовых шапок.

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст вместо данного стандарта введен ГОСТ 5542-2014, согласно условиям которого для газа горючего природного нормируется также доля кислорода (не более 0,05%), углекислого газа (не более 2,5%), сероводорода (не боле 0,020 г/м3) и меркаптановой серы (не более 0,036 г/м3). Доля кислорода в исследуемом газе ОАО "Томскгазпром" составляет от 0,008% до 0,014%, сероводорода и меркаптановой серы - менее 0,001 г/м3, углекислого газа - от 0,8% до 1%, то есть нормируемые показатели также соответствуют таковым для газа горючего природного.

При этом ссылка апеллянта на ГОСТ 31371-2008подлежит отклонению.

ГОСТ 31371-2008 устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) молярной доли компонентов осушенного газа горючего природного (ГГП) газохроматографическим методом в соответствующих диапазонах, указанных в таблице 1. Следовательно, объектом исследования и применения для данного документа является осушенный газ горючий природный, то есть полезное ископаемое, являющееся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от "нулевой". Помимо показателей соответствующих диапазонов частью таблицы 1, приведенной в ГОСТ 31371-2008, является примечание, в котором, в числе прочего, указано, что "суммарное значение молярной доли углеводородов С6+высшие не должно превышать 1,5%".

Исходя из этого можно сделать вывод, что для объекта исследования и применения ГОСТ 31371-2008 - осушенного газа горючего природного - доля углеводородов С6 не может превышать 1,5%.

Как указано в решении, инспекцией исследован компонентный состав газа, указанный в среднеквартальных сводках по результатам анализа газа на УПН и паспортах качества газа Казанского месторождения на УКПГ Мыльджинского месторождения (то есть готового продукта, прошедшего УПН и ГКС, но еще до его смешивания с газом горючим природным, добываемом на Мыльджинском месторождении).

При анализе данных документов установлено, что среднегодовая доля высоких углеводородов в исследуемом газе составляет 0,36% на УПН, 0,097% на УКПГ (данные замеров специалистов ОАО "Томскгазпром"), 0,26% на скважинах (данные замеров сторонних организаций).

Таким образом, критерий, установленный ГОСТ 31371-2008 для осушенного газа горючего природного, соблюден, то есть добытое ОАО "Томскгазпром" полезное ископаемое, заявленное как попутный нефтяной газ, в действительности соответствует требованию, предъявляемому газу горючему природному, являющемуся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от "нулевой".

Кроме того, судом первой инстанции обоснованно было учтена позиция вышестоящих судебных инстанций на стандарты, установленные для газов горючих природных промышленного и коммунально-бытового назначения.

Так, газ горючий природный из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа, в силу пункта 1 статьи 337 НК РФ является добытым полезным ископаемым для целей налогообложения только в том случае, если он соответствует по качеству государственному стандарту Российской Федерации. При этом суд, определяя правомерность отнесения спорного полезного ископаемого к газу горючему природному, исследовал компонентный состав газа и изучил наличие/отсутствие в его составе тяжелых углеводородов, сославшись на то, что наличие указанных тяжелых углеводородов свидетельствует о том, что данный газ является попутным нефтяным и не соответствует ГОСТ 5542-87 "Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия".

Вместе с тем, следует отметить, что, приводя доводы о соответствии добываемого газа ГОСТ Р 55598-2013 "Попутный нефтяной газ" и ГОСТ 31371.7 Межгосударственный стандарт "ГАЗ ПРИРОДНЫЙ.

Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов", Общество фактически подтверждает отсутствие какой-либо разницы по составу продукта между полезным ископаемым "газ горючий природный" и полезным ископаемым "попутный нефтяной газ" применительно к Казанскому нефтегазоконденсатному месторождению, что является основанием для того, чтобы, с учетом изложенных в решении обстоятельств по умышленной добыче данного газа, учесть его как газ горючий природный, являющийся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от "нулевой".

Инспекцией исследован компонентный состав газа, указанный в среднеквартальных сводках по результатам анализа газа на УПН и паспортах качества газа Казанского месторождения на УКПГ Мыльджинского месторождения (то есть готового продукта, прошедшего УПН и ГКС, но еще до его смешивания с газом горючим природным, добываемом на Мыльджинском месторождении).

Таким образом, критерий, установленный ГОСТ 31371-2008 для осушенного газа горючего природного, соблюден, то есть добытое Обществом полезное ископаемое, заявленное как попутный нефтяной газ, в действительности соответствует требованию, предъявляемому газу горючему природному, являющемуся объектом обложения налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от "нулевой".

Следовательно, подлежит отклонению довод апелляционной жалобы о необходимости применения термина "попутный газ" исходя из определения, данного в налоговом законодательстве, с учетом ГОСТ Р 55598- 2013 "Попутный нефтяной газ. Критерии классификации".

При этом, формальное представление необходимых документов и/или информации не может быть само по себе достаточным основанием для получения налоговой выгоды, поскольку именно оценка действительного экономического смысла действий налогоплательщика является необходимой для определения обоснованности или необоснованности получения налоговой выгоды.

Довод заявителя жалобы о том, что Арбитражный суд города Москвы пришел к необоснованному выводу о доказанности умысла общества на совершение административного правонарушения, также подлежит отклонению.

Полученные в ходе мероприятий налогового контроля документы и информация свидетельствуют о том, что общество совершило умышленные действия - намеренно не поддерживало установленные технологической схемой разработки месторождения показатели пластового давления и не проводило мероприятия по борьбе с повышенными газопроявлениями, что привело к поступлению в скважины газа горючего природного из всех видов месторождений углеводородного сырья, за исключением попутного газа, который в проверяемом периоде являлся добытым полезным ископаемым, первым по своему качеству соответствующим национальному стандарту, региональному стандарту, международному стандарту, стандарту организации.

ОАО "Томскгазпром" проводило замеры газового фактора силами собственных специалистов, а также обращалось для этого к сторонним организациям, и, следовательно, знало и понимало, что фактически осуществляет добычу свободного газа. При этом ОАО "Томскгазпром" не предпринимало никаких действий, чтобы предотвратить и/или исправить данную ситуацию, тем самым нарушая условия, установленные технологической схемой разработки месторождения - основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.

Учитывая вышеизложенное, действительным экономическим смыслом данных действий являлось умышленное проведение ОАО "Томскгазпром" комплекса действий для добычи газа горючего природного и намеренное указание его в декларации в качестве попутного газа с целью применения "нулевой" налоговой ставки и, как следствие, получение необоснованной налоговой выгоды.

Указанный вывод инспекции подтверждается документами и информацией, полученными в ходе мероприятий налогового контроля, показаниями свидетелей, а также материалами проведенной экспертизы, в соответствии с которыми:

- ОАО "Томскгазпром" при эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения умышленно нарушало установленные технологической схемой эксплуатации месторождения условия (в частности, не поддерживало пластовое давление на должном уровне) и не боролось с повышенными газопроявлениями, хотя знало об их наличии исходя из замеров, проводимых собственными и сторонними специалистами;

- целью ОАО "Томскгазпром" была добыча газа горючего природного, а не нефти, что произошло вследствие разгазирования нефти в пласте, произошедшем из-за упомянутого неподдержания пластового давления, и поступлении в скважину свободного газа, а не нефти;

- факт добычи полезного ископаемого - газа горючего природного - подтверждается анализом его компонентного состава по значимым критериям (в частности, содержанию тяжелых углеводородов) соответствующему компонентному составу газа горючего природного, соответствующего стандарту и облагаемого налогом на добычу полезных ископаемых по ставке, отличной от "нулевой", а также тем, что у ОАО "Томскгазпром" имелась технологическая возможность добывать именно газ горючий природный (в частности, по причине повышенных требований, предъявляемых к конструкции скважин, через которые осуществлялась добыча соответствующего полезного ископаемого);

Кроме того, для целей гл. 26 НК РФ понятие нефть отличается от значения, определяемом законодательством о недропользовании.

Количество газового конденсата по участку недр отражается в соответствии с отраслевым законодательством в Государственном балансе запасов с наименованием "газовый конденсат".

Добываемый газовый конденсат, доводимый до кондиции товарной нефти, является объектом налогообложения НДПИ, и в целях обложения налогом в соответствии с положениями НК РФ квалифицируется как объект "нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная".

Конституционный Суд РФ в Определениях от 25.02.2013 N 189-О и от 24.12.2013 N 2059-О (принято по жалобе ОАО "Саратовнефтегаз") истолковал положения ст. 337 НК РФ, разъяснив, что правовое содержание понятия полезного ископаемого может определяться законодателем неодинаково в зависимости от специфики правового регулирования отношений, связанных с использованием природных ресурсов (в том числе минерального сырья), содержащихся в недрах. В ст. 337 НК РФ термин "полезное ископаемое" используется для целей налогообложения в специальном значении - как полезное ископаемое, соответствующее определенному стандарту качества. Из этого следует, что возникновение объекта обложения налогом на добычу полезных ископаемых связывается не с моментом добычи собственно минерального сырья, а с моментом завершения всех технологических операций по извлечению из него полезного ископаемого и доведению его качества до определенного стандарта. Таким образом, положения налогового законодательства, конкретизируя понятие полезного ископаемого, а также определяя его виды для целей обложения налогом на добычу полезных ископаемых, позволяют рассматривать нефть и газовый конденсат как отдельные виды добытых полезных ископаемых, в отношении которых установлен разный порядок формирования налоговой базы и предусмотрены разные налоговые ставки названного налога.

На основании п. 1 ст. 11 НК РФ понятие нефть для целей главы 26 НК РФ используется в специальном значении, не тождественном его содержанию в законодательстве о недрах.

По смыслу положений п. 5 ст. 342 НК РФ, показатели начальных извлекаемых запасов (Уз), накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр (N), степени выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) определяются в соответствии с данными государственного баланса запасов тех полезных ископаемых, которые признаются нефтью для целей гл. 26 НК РФ.

Для целей исчисления НДПИ, добытое полезное ископаемое на месторождении является объектом налогообложения НДПИ - "нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная", количество которого отражается в государственном балансе запасов как "газовый конденсат".

В то же время, документом, подтверждающих наличие умысла, является протокол допроса должностного лица ОАО "Томскгазпром" - начальника отдела по мониторингу разработки месторождений Кокунова Алексея Александровича (протокол допроса б/н от 23.04.2018) (т. 14 л.д. 121-126), согласно которому "для ОАО "Томскгазпром" такая добыча (большого объема газа в условиях повышенного газового фактора) была выгодна, так как добытый на Казанском НГКМ газ не облагается НДПИ (облагается по "нулевой" ставке), при этом данный газ отправляется на реализацию аналогично природному газу с Мыльджинского и Северо-Васюганского месторождений, который, в свою очередь, облагается НДПИ".

Экспертом отмечается, и ОАО "Томскгазпром" не оспаривается, что "при значительном росте рабочего ГФ вследствие адиабатического расширения газа при поступлении в забой резко снижается его температура и по этой причине на забое при контакте с пластовой водой могут образовывать кристаллогидраты. Вследствие образования кристаллогидратов производительность скважины может упасть до нуля. Следует учесть, что при проектировании разработки нефтяных месторождений важно предложить решения, предотвращающие образование кристаллогидратов при резком росте рабочего ГФ.

Следовательно, при газовом факторе более 100 м3/т нефтяная скважина рассчитывается как газовая, то есть к расчетам, необходимым для ее конструирования и эксплуатации, применяются такие же требования, как к газовой".

Согласно письму Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21.06.2018 N 00-07-04/928, назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта или в соответствии с подпунктом "в" пункта 5.16 Правил разработки месторождений УВС, согласно которому пользователь недр имеет право принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех назначений без внесения изменений в TCP, ТПР и дополнения к ним в случаях изменения местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках продуктивного пласта.

То есть, согласно указанному ответу, назначение скважины при необходимости может быть изменено, причем как на основании утвержденных решений технического проекта (подготовленных на основании обращения недропользователя), так и, в определенных случаях - оперативным решением недропользователя.

В то же время, общество ни самостоятельно, ни путем обращений в компетентные органы назначение скважин не меняло, поскольку имело умысел вести добычу газа горючего природного, декларируя его как попутный нефтяной газ.

В Протоколе заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 20.12.2016 N 58-16 (утвержден председателем ЦКР Роснедр по УВС О.С.Каспаровым 23.12.2016) в таблице 3.1 приведено сопоставление фактических и плановых показателей добычи нефти и растворенного газа в 2014 и 2015 гг.

Как указано в данной таблице и отмечено в экспертном заключении, плановая добыча нефти на Казанском НГКМ в 2014 году должна была составить 1 144 тыс. тонн, фактически же она составила 1 021 тыс. тонн, то есть ОАО "Томскгазпром" в 2014 году добыло на 123 тыс. тонн нефти меньше запланированного.

Плановая добыча нефти в 2015 году должна была составить 1 554 тыс. тонн, фактически же она составила 1 092 тыс. тонн, то есть ОАО "Томскгазпром" в 2015 году добыло на 462 тыс. тонн нефти меньше запланированного.

Таким образом, в 2014 году фактический объем добытой нефти был на 12% меньше планового, а в 2015 г. - на 42%.

Одновременно в отношении растворенного газа наблюдается обратная тенденция - в 2014 году отклонение по добыче растворенного газа в сторону увеличения составило 53,81%, в 2015 году - 80,18%.

Вместе с тем, пунктом 111 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России (с изменениями, актуальными в исследуемый период) от 06.06.2003 N 71, и являющихся в силу пункта 2 указанных Правил обязательными для организаций, осуществляющих составление и реализацию проектов по добыче и переработке полезных ископаемых, установлено, что уровень годовой добычи нефти и газа определяется проектным документом на разработку месторождения, при этом допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и газа от проектной в соответствии с приложением к Правилам. Согласно указанному приложению, допустимым отклонением фактической годовой добычи нефти от проектной (при проектной годовой добычи нефти от 1,0 до 5,0 млн. тонн) является 20% - тогда как в 2015 году данное отклонение на Казанском НГКМ составило 42%, то есть превысило допустимое более чем в 2 раза.

Также общество не представило доказательств попыток устранить указанную тенденцию на протяжении 2015 года, что является, подтверждением наличия умысла налогоплательщика в части снижения добычи нефти, увеличения добычи газа и декларирования его как попутного с целью необоснованного применения "нулевой" ставки НДПИ.

Довод общества о том, что в 2016 году оно согласовало Дополнение к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томкой области (протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС N 58-16 от 20.12.2016) не может подтверждать позицию Общества по отсутствию у него умысла на создание условий для добычи газа горючего природного.

Арбитражный суд города Москвы в обжалуемом решении отметил, что общество в своих пояснениях ссылается на Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Минприроды РФ N 356 от 14.06.2016, где указывает, что нарушением признается только отклонение по добыче нефти и(или) свободного газа сверх допустимого, однако, указанные Правила не подлежат применению, поскольку не действовали в спорный период.

Как установлено в ходе выездной проверки и не оспаривается налогоплательщиком, попутный газ заявитель впоследствии сдает в коммерческий газопровод, то есть реализует третьим лицам.

Исходя из приведенных выше показателей, доля попутного газа в общем объеме добытого газа (заявленного как газ горючий природный и как попутный газ) составляет в 2014-2015 гг. 31%.

Таким образом, фактически почти треть добытого Обществом и впоследствии реализованного газа облагается по ставке 0% при исчислении налога на добычу полезных ископаемых.

Следовательно, само Общество реализуя необлагаемое налогом полезное ископаемое, извлекая из данных действий экономическую выгоду, получало необоснованную преференцию, не уплачивая установленные Законом сборы за данные действия.

Таким образом, умышленные действия ОАО "Томскгазпром", выраженные в нарушении технологической схемы разработки Казанского месторождения, направлены на уменьшение объема добытой нефти и, следовательно, на уменьшение налога на добычу полезных ископаемых в отношении данной нефти, а также увеличение объемов добытого газа горючего природного (что подтверждается выводами эксперта, приведенными в экспертом заключении), заявленного в качестве попутного газа, облагаемого по "нулевой" ставке налога на добычу полезных ископаемых.

При этом письмо Федерального агентства по недропользованию N МОК-03-31/8915 от 22.06.2018 не опровергает выводов уполномоченного органа о получении Обществом необоснованной налоговой выгоды вследствие применения более низкой налоговой ставки ("нулевой") в отношении добытого полезного ископаемого, которое фактически является газом горючим природным, в отношении которого подлежит применению ставка, установленная подпунктом 11 пункта 2 статьи 342 НК РФ.

Общество указывает, что по пласту Ю1 соблюдались проектные объемы закачки воды, что, по мнению общества, подтверждается таблицей 3.2 к Протоколу Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС N 58-16 от 20.12.2016.

Как указано ранее, обстоятельства являлись предметом исследования эксперта, привлеченным Инспекцией Постановлением о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 N 17-13/7/ПОСТ.

В заключение эксперта от 18.06.2018 N 10230/Щ указано, что как следует из цифр таблицы 7, в 2015 году наблюдается увеличение в 2 раза по сравнению с проектным значением закачка воды в пласт Ю11 (1006,6 тыс. м3 вместо запроектированных 537 тыс. м3). Вместе с тем, даже указанное увеличение не компенсирует показателей отбора жидкости, так в 2015 году проектом предусмотрена компенсация отбора на уровне 96,4%, даже с учетом указанного двухкратного увеличения процент компенсации составляет лишь 72,3%.

Таким образом, действия ОАО "Томскгазпром" по ППД заведомо недостаточны для ликвидации отставания в компенсации отбора.

Компенсация отбора с начала разработки по проекту должна составлять 51,3%, а в действительности составляет только 30%, что является результатом действий предшествующих периодов.

Одновременно идет серьезное отставание в ППД Ю12, вследствие чего происходит значительная "просадка" текущего пластового давления ниже давления насыщения. По этой причине все добывающие скважины пласта Ю12 эксплуатируются ЭЦН, тогда как пробуренные добывающие скважины на пласт Ю11 работают на фонтанном режиме, что способствует увеличению газового фактора и добычи газа.

Таким образом, довод общества о достаточности закачки воды в пласт Ю11 не подтверждается фактическими обстоятельствами, а вывод эксперта, сделанный в отношении обоих пластов, документально подтвержден.

В части довода общества о возможности эксплуатации Казанского нефтегазоконденсатного месторождения по пластам Ю1 и Ю12при показателях пластового давления ниже давления насыщения суд отмечает следующее.

Как следует из основных выводов книги 1 Технической схемы казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года, отраженных на странице 89-90, "анализ результатов ГДИ (гидро- и газодинамических исследований) скважин Казанского месторождения показал, что эксплуатация добывающих скважин на режимах с Рзаб<Рнас на обоих пластах приводит к последовательному ухудшению продуктивных характеристик призабойной зоны. Снижение текущего Pпл в районе добывающей скважины (пласт Ю11) приводит к существенному (до 3-4 раз) и, по-видимому, необратимому снижению продуктивности пласта. При эксплуатации добывающего фонда обоих пластов (в особенности пласта) следует не допускать снижения пластового давления до отметок ниже значения Pнас"

При этом общество ссылается на страницы 84-85 книги 2 Технической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года, где указано на возможность эксплуатации скважин при низком пластовом давлении (от 10 МПа на Ю11 и от 17 МПа Ю11.

В тоже время судом первой инстанции,на основании представленных в материалы дела доказательств, было устновлено, что данные требования Обществом не выполнялись.

Так по пласту Ю1100% исследованных скважин работали с забойным давлением ниже рекомендованного давления насыщения (Стр. 202 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

При этом по пласту Ю1 98% исследованных скважин работали с забойным давлением ниже давления насыщения, что явилось результатом значительного увеличения газового фактора (Стр. 197 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Установленные в рамках налоговой проверки и в Заключении эксперта от 18.08.2018 N 10230/1/Ц увеличение поступления свободного газа и рост газового фактора явились следствием нарушений прямых рекомендаций, содержащихся в Технической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года.

Недопустимость предлагаемого обществом варианта эксплуатации пластов Казанского нефтегазоконденсатного месторождения подтверждается также выводами, сделанными на страницах 16-17 Технической экспертизы в отношении видов полезных ископаемых, их технологических и добычных возможностей при разработке пластов Ю11 и Ю12 на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении ОАО "Томскгазпром" в 2014-2015 гг.:

"По результатам исследований углеводородный флюид залежи пласта Ю11 по своему фазовому состоянию и физико-химическим свойствам определяется как "летучая нефть", находящаяся в околокритическом состоянии. Флюид залежи пласта Ю11 по результатам лабораторного анализа глубинных рекомбинированных проб характеризуется аномально высоким газосодержанием от 800 до 1400 м3/т.

Характерной особенностью флюидальных систем в критическом состоянии является то, что при незначительном снижении пластового давления ниже давления насыщения из однофазной жидкой системы (нефть) начинает выделяться вторая фаза - газ. Система распадается на жидкость и газообразную фазу, причем наибольшая интенсивность выделения наблюдается в околокритической области".

Таким образом, несмотря на допускаемую в Технической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения 2012 года возможность эксплуатации скважин месторождения при низком пластовом давлении в данной Технологической схеме содержится прямое указание на недопустимость такого варианта эксплуатации рассматриваемых пластов месторождения, поскольку это неизбежно влечет снижение продуктивности пласта и разгазирование нефти в пласте, что напрямую противоречит доводам Общества.

Согласно пункту 2.7.2. Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, утвержденных Коллегией Миннефтепрома СССР, протокол от 15.10.1984 N 44 п. IV, к условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относится: допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

Исходя из вышеизложенного, в ходе выездной проверки уполномоченным органом установлена совокупность фактов и обстоятельств, свидетельствующих о нарушении ОАО "Томскгазпром" подпункта 3 пункта 2 статьи 337, подпункта 2 пункта 1 статьи 342 НК РФ, в результате которого Обществом неверно определен вид добытого полезного ископаемого, неправомерно применена по отношению к нему "нулевая" налоговая ставка и, как следствие, получена необоснованная налоговая выгода.

Данные действия заявителя привели к поступлению в скважины свободного газа, который в проверяемом периоде являлся добытым полезным ископаемым, первым по своему качеству соответствующим ГОСТу 31371.7 Межгосударственный стандарт "ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов".

Таким образом, суд первой инстанции пришел к правомерному выводу, что действительным экономическим смыслом данных действий являлось умышленное проведение ОАО "Томскгазпром" комплекса действий для добычи газа горючего природного и намеренное указание его в декларации в качестве попутного газа с целью применения "нулевой" налоговой ставки и, как следствие, получения необоснованной налоговой выгоды.

В апелляционной жалобе общество указывает на противоречие выводов суда с заключением экспертов.

В то же время, из обжалуемого судбеного акта следует, что суд, указывая на неподдержание пластового давления по пласту KV менее 10 МПа и по пласту Кб2 менее 17 МПа, учитывал выводы, сделанные в Дополнению к технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения от 2016 года (т. 11-14).

Таким образом, довод общества об отсутствии в материалах дела доказательств, из которых суд сделал свое суждение, не соответствует фактическим обстоятельствам.

При анализе дополнения к технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год, утвержденного генеральным директором ОАО "Томскгазпром" В.А. Кутеповым, установлено.

Фактический объем закачки в продуктивные нефтяные пласты Казанского месторождения в 2015 году составил 2962,2 тыс.м.кв. воды, что на 18,8 % меньше проектного уровня.

В действующем нагнетательном фонде 47 скважин вместо 52 по проекту. Накопленная закачка воды к концу 2015 г. достигла 7962,6 тыс. м3, что на 23,6% меньше проектной величины (в техсхеме - 10425,7 тыс. м ) (стр. 155 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Существующая система заводнения требует проведение дополнительных мероприятий для повышения ее эффективности (стр. 193 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Таким образом, довод общества о достаточном уровне закачки рабочего агента в пласты не подтверждается фактическими обстоятельствами и материалами дела.

Снижение пластового давления с разгазированием нефти в пласте НГК залежах сопровождается заметным снижением производительности скважин по нефти.

Инспекцией проанализированы МЭР о работе нагнеттельных скважин Казанского НГКМ за 2014-2015 году, из которых установлено, что закачка воды в 2015 практически в два раза превышает 2014 год, при этом закачка в пласт Ю/ во втором полугодии 2015 превосходит закачку первого полугодия в 2 раза.

Согласно дополнению к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год динамика пластового давления по объектам Казанского месторождения падающая.

При ответе на вопрос 6 в заключении эксперта Российского экспертного фонда "ТЕХЭКО" Корниенко В.Н. от 18.06.2018 N 10230/1/Ц, подготовленного в рамках экспертизы, назначенной Инспекцией на основании постановления о назначении технической экспертизы от 20.04.2018 N17-13/7/ПОСТ, указано, что процесс разработки нефтяных залежей Казанского НГКМ ведётся с существенными отклонениями от проектных показателей: в первую очередь, отмечается значительное отставание по закачке воды в пласт для ГТГТД.

В результате этого отставания закачки воды (недокомпенсация отбора добываемой жидкости), происходит снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, в результате чего происходит резкий рост газового фактора. Отмечается также отставание по вводу нагнетательных скважин, а также добывающих скважин".

В отношении пласта KV в 2015 году проектом предусмотрена компенсация отбора на уровне 96,4%, а фактически процент компенсации составляет лишь 72,3%, компенсация с начала разработки по плану должна составлять 51,3%, а в действительности составляет всего 30%. Одновременно идёт серьёзное отставание закачки воды в пласт Ю).

Нарушение предполагаемых значений компенсации свидетельствует о нарушении проекта разработки месторождения и неподдержании установленных проектом показателей пластового давления.

По состоянию на 01.01.2016 средневзвешенное давление по разбуренной части объекта Ю1составляет 18,4 МПа при первоначальном 24,5 МПа.

С момента ввода его в промышленную разработку величена пластового давления относительно первоначального снизилась на 6,1 МПа или на 24,8%. По объекту IO1 средневзвешенное давление по разбуренной части составляет 4,8 МПа или 19,3%.

Дальнейшая эксплуатация залежей на таких режимах является рискованной - продуктивные характеристики скважин необратимо ухудшаются. Необходимо наращивание закачки, в первую очередь, в зонах наибольших отборов продукции (стр. 189-190 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Аналогичный вывод содержится и на стр. 90 Технологической схемы разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, согласно которой частью рекомендуемого варианта разработки пластов является эксплуатация добывающих скважин при условии недопущения снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас.

В противном случае происходит существенное и необратимое снижение продуктивности пласта, характеризующееся, в частности, резким возрастанием газового фактора, и, как следствие, значительным увеличением объема добычи газа.

При эксплуатации добывающего фонда обоих пластов (следует не допускать снижения пластового давления до отметок ниже значения Рнас.

Таким образом, как Технологическая схема разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения Томской области по состоянию на 01.01.2012, так и дополнение к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год свидетельствуют о том, что эксплуатация месторождения с пластовым давлением ниже давления насыщения приведет к повышению газового фактора, в связи с чем рекомендовали не допускать такой эксплуатации месторождения.

В условиях высокой величины давления насыщения, которая присуща обеим залежам, формирование эффективной сиситемы ППД является одной из важнейших задач, при этом такая задача на 2016 год полностью не выполнена.

Средневзвешенная величина текущего пластового давления в разбуренной части залежи пласта КД находится на уровне давления насыщения, а вот пластовое давление в зоне бурения пласта ниже давления насыщения.

Кроме этого, более 80% скважин на месторождении эксплуатируются с забойными давлениями, которые в два и более раз ниже давления насыщения (Стр. 191 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Почти во всех исследованных скважинах происходит разгазирование нефти, вследствие их эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения.

Контроль выработки запасов нефти на месторождении осуществляется слабо. Выполненного объема исследований явно недостаточно для осуществления полноценного контроля текущего состояния выработки, особенно по объекту Ю1 (Стр. 195 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Более того, состояние запасов выработки запасов нефти охарактеризовать как удовлетворительное можно лишь с большой долей условности (Стр. 193 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

В отношении пласта Ю1 установлено, что на сегодняшний день система поддержания ППД находится на стадии формирования и пока не может обеспечить поддержание текущего пластового давления на необходимом уровне, его средневзвешенная величина по разбуренной части находится ниже давления насыщения и составляется 18,4 МПа. Ниже давления насыщения находятся и забойные давления, с которыми эксплуатируются добывающие скважины.

В результате у большинства скважин (98%) величина текущего газового фактора значительно превышает величину (883,8 м /т). Средняя величина газового фатора по Ю1 в 2015 году более чем в 3 раза превысила его первоначальное значение и составила 2763 м3/т.

Регулярный контроль за процессом выработки запасов нефти из залежи объекта Ю1 отсутствует (Стр. 196-200 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

В отношении пласта Ю1 установлено, что запроектированная система разработки до конца не реализована. Эффективность существующей системы ППД пока невысокая.

Состояние выработки запасов нефти залежи неудовлетворительное.

Величина забойных давлений во всех действующих скважинах ниже давления насыщения. А это создает условия для роста газовых факторов. У большинства скважин (77,4%) величина текущего газового фактора превышает первоначальный уровень (Стр. 207 дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год).

Судом также было учтен, представленный Инспекцией допрос начальника отдела по мониторингу разработки месторождений Кокунов А.А. (протокол допроса б/н от 23.04.2018), который пояснил, что каких-либо специальных методов борьбы с повышенным газопроявлением Общество не использовало, и поскольку АО "Томскгазпром" является газовым предприятием, то проблема повышенного газопроявления являлась чисто технической, которая была решена строительством второй очереди ГКС (увеличением транспортировки газа с 500 млн. м в год до 1,1 млрд, м газа на КНГКМ).

Указанные обстоятельства свидетельствуют о недостаточном объеме закачки рабочего агента в пласты в связи с чем Казанское нефтегазоконденсатное месторождение эксплуатировалось в 2014-2015 годах при давлении пласта ниже давления насыщения, что привело к разгазированию нефти в пласте и добыче природного газа.

Суд первой инстанции также правомерно отразил, что понятие "нефтяная скважина" отсутствует не только в Налоговом кодексе Российской Федерации, но и в иных нормативных актах. При этом эксперты определили, что статус скважины определяется проектным документом на разработку.

Согласно письму от 21.06.2018 N 00-07-04/928 Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21.06.2018 N00-07- 04/928, назначение скважин может меняться в процессе разработки месторождения на основании утвержденных решений технического проекта или в соответствии с подпунктом "в" пункта 5.16 Правил разработки месторождений УВС, согласно которому пользователь недр имеет право принимать оперативные решения по рациональному использованию фонда скважин всех назначений без внесения изменений в TCP, ТПР и дополнения к ним в случаях изменения местоположения, назначения, конструкции скважин на локальных участках продуктивного пласта [_].

Однако ОАО "Томскгазпром" ни самостоятельно, ни путем обращений в компетентные органы назначение скважин не меняло, поскольку имело умысел вести добычу газа горючего природного, декларируя его как попутный нефтяной газ.

Таким образом, назначение скважины при необходимости может быть изменено, причем как на основании утвержденных решений технического проекта (подготовленных на основании обращения недропользователя), так и, в определенных случаях - оперативным решением недропользователя.

Коэффициент нефтеизвлечения - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.

Из дополнения к Технологической схеме разработки Казанского нефтегазоконденсатного месторождения за 2016 год установлено, что по пласту ЮД максимальная величина коэффициента нефтеизвлечения при сложившихся условиях разработки составит 0,320 (изначально составлял 0,543), а по пласту Ю11 - 0,235 (изначально составлял 0,470). Это свидетельствует о значительном ухудшении месторождения. Результатом такой разработки месторождения станет недопоступление в бюджет более 40% налогов, которые были бы уплачены при соблюдении Обществом требований, указанных в Технологической схеме.

Суд также отметил, что инспекция письмом от 15.11.2018 N 20-10/15307 сообщила в Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации о наличии фактов, свидетельствующих о необходимости привлечения ОАО "Томскгазпром" к административной ответственности, предусмотренной частью 2 статьи 7.3 КоАП РФ, а также за предоставление неверной информации для внесения ее в государственный баланс.

12.06.2020 инспекция письмом N 12-08/08572 просила сообщить о результатах использования направленной информации при осуществлении функций по геологическому изучению, рациональному использованию и охране недр.

В ответ на указанное письмо Сибирское межрегиональное управление федеральной службы по надзору в сфере природопользования письмом от 08.07.2020 N 00-8-07/6887 сообщило, что информация будет использована при проведении плановой проверки объекта Казанское НГКМ АО "Томскгазпром".

Таким образом, обстоятельства, установленные инспекцией в 2018 году Федеральной службой по надзору в сфере природопользования, не использовались.

Документы, подготавливаемые для рассмотрения Центральной комиссией по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья и иной проектной документации, представляются самим обществом и в них, как правило, отражаются усредненные данные, в то время как в ходе налоговой проверки инспекция установила существенные нарушения, свидетельствующие об умышленных действиях, направленных на добычу именно газа, а не нефти.

В частности: согласно представленным обществом актам приемки и ввода законченных строительством эксплуатационных скважин Казанского нефтегазоконденсатного месторождения N 656, N 646, N 647 (акты от 30.11.2015, от 31.10.2015, от 31.08.2015 соответственно) установлено, что дебит данных скважин составляет:

- по скважине N 656 в части нефти - 64 т/сут, газа - 360 тыс. м3/т,

- по скважине N 647 в части нефти - 68 т/сут, газа - 244 тыс. м3/т,

- по скважине N 646 в части нефти - 63 т/сут, газа - 241,8 тыс. м3/т,

то есть указанные скважины фактически предназначены для добычи газа, а не нефти.

На основании изложенного суд полагает, что позиция Федерального агентства по недропользованию не свидетельствует об отсутствии нарушений со стороны АО "Томскгазпром" при добыче полезных ископаемых на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении.

С учетом вышеизложенного, основания для признания недействительным и незаконным решения налогового органа от 28.09.2018 N 20-13/7Р в настоящем деле отсутствуют.

Доказательств, полученных налоговым органом с нарушением требований Налогового кодекса Российской Федерации и не соответствующих положениям ст. ст. 67, 68 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, судом не установлено.

В соответствии с п. 1 ст. 65 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации каждое лицо, участвующее в деле, должно доказать обстоятельства, на которые оно ссылается как на основание своих требований и возражений. Обязанность доказывания соответствия оспариваемого ненормативного правового акта закону или иному нормативному правовому акту, законности принятия оспариваемого акта и обстоятельств, послуживших основанием для его принятия, возлагается на орган или лицо, которые приняли соответствующий акт (ч. 5 ст. 200 АПК РФ).

Общество в своей жалобе также указывает, что судом не исследованы протоколы ГКЗ Роснедр N 2489-дсп от 25.05.2011, ЦКР Роснедр по УВС N 58-16 от 20.12.2016, Роснедр N 03- 18р/1088-пр от 16.12.2016, письмо Роснедр от 22.06.2018, "Техническая экспертиза в отношении видов полезных ископаемых, их технологических и добычных возможностей при разработке пластов Ю| и Ю] на Казанском нефтегазоконденсатном месторождении ОАО "Томскгазпром" в 2014-2015 гг.", подготовленная АООН "НАЭН" от 24.12.2018, следует отметить следующее.

В соответствии с частью 4 статьи 170 АПК РФ, в мотивировочной части решения должны быть указаны:

1) фактические и иные обстоятельства дела, установленные арбитражным судом;

2) доказательства, на которых основаны выводы суда об обстоятельствах дела и доводы в пользу принятого решения; мотивы, по которым суд отверг те или иные доказательства, принял или отклонил приведенные в обоснование своих требований и возражений доводы лиц, участвующих в деле;

3) законы и иные нормативные правовые акты, которыми руководствовался суд при принятии решения, и мотивы, по которым суд не применил законы и иные нормативные правовые акты, на которые ссылались лица, участвующие в деле.

Документы, представлены заявителем в материалы дела, озвучивались в ходе судебного заседания, а следовательно оценивались судом.

В то же время, отсутствие описания в судебном акте каких-либо из имеющихся в деле доказательств либо доводов, не свидетельствует о том, что данные доказательства или доводы судом не оценены.

С учетом указанных положений процессуального и материального права, на основании имеющихся в деле доказательств, проверив доводы апелляционной жалобы, суд приходит к выводу о том, что указанные в оспариваемых решениях обстоятельства инспекцией в рассматриваемой ситуации доказаны, правомерность их вынесения по тем основаниям, которые в них изложены, подтверждена.

В соответствии с ч. 3 ст. 201 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации в случае, если арбитражный суд установит, что оспариваемый ненормативный правовой акт, решения и действия (бездействие) органов, осуществляющих публичные полномочия, должностных лиц соответствуют закону или иному нормативному правовому акту и не нарушают права и законные интересы заявителя, суд принимает решение об отказе в удовлетворении заявленного требования.

При таких обстоятельствах, выводы суда соответствуют материалам дела и действующему законодательству, нормы материального и процессуального права не нарушены и применены правильно. Оснований для отмены решения суда не имеется.

Руководствуясь ст.ст. 266, 268, 269, 271 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации,

ПОСТАНОВИЛ:

решение Арбитражного суда города Москвы от 14.10.2020 по делу N А40-102592/19 оставить без изменения, апелляционную жалобу - без удовлетворения.

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

Председательствующий судья

С.Л. Захаров

Судьи

И.В. Бекетова
Е.В. Пронникова

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.