Постановление Двенадцатого арбитражного апелляционного суда от 01.07.2010 по делу n А57-24332/2010. Отменить решение полностью и принять новый с/а

налогообложении нормативных потерь предусмотренной пунктом 1 статьи 342 НК РФ ставки 0%, и является основанием для доначисления НДПИ.

Также следует отметить, что ОАО «Нижневолжскнефтегаз» ведет учет и измерение количества нефти посредством применения измерительных средств и устройств (тарированные резервуары, рулетка, метрошток), а это подтверждает использование для целей налогообложения прямого метода учета, что и предусмотрено учетной политикой  общества.

Учитывая отсутствие в материалах дела доказательств нарушения, предусмотренного пунктом 3 статьи 339 НК РФ порядка определения фактических потерь нефти и газового конденсата для целей налогообложения, суд апелляционной инстанции считает, что ОАО «Нижневолжскнефтегаз»  не было допущено неправомерного занижения подлежащего уплате в бюджет в 2006 году НДПИ, а ставка 0% применена законно.

В свою очередь, суд апелляционной инстанции считает, что  налогоплательщик подтвердил  наличие и размер фактических потерь, отраженных в налоговых декларациях следующими документами, копии которых имеются в материалах дела:  актами на списание потерь,  ежемесячными отчетами о добыче и реализации нефти и газового конденсата за 2006 год, журналами замера остатков,  документами  по списанию запасов – Форма 6 ГР, ежемесячными актами по списанию запасов.

Кроме того, акт налогоплательщика  на списание запасов нефти, газа и газового конденсата  за 2006 год  согласован Территориальным агентством по недропользованию  по Саратовской области и Ростехнадзором.

Суд апелляционной инстанции также не соглашается с доводом налогового органа, утверждающего, что  для целей налогообложения НДПИ по налоговой ставке 0% к нормативным потерям относятся фактические потери добытого полезного ископаемого  только при добыче (извлечения из недр), по следующим основаниям.

В соответствии с Методическими указаниями  по определению  технологических потерь нефти на  предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, утвержденными Министерством топлива и энергетики Российской Федерации  16.06.1997 № РД 153-39-019-97, фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам  потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессе добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условии соблюдения технологических регламентов, правил, и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.

Согласно пунктам 2.2, 5.1.2 Инструкции по нормированию  технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской  Федерации, утвержденной министерством топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.1997 № РД 153-39-019-97, добыча нефти – это  комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.

На основании представленного ОАО «НефтеГазПроект»  в Министерство природных ресурсов РФ и Минэнерго РФ отчета об уровне  технологических потерь, утверждены нормативы  технологических потерь нефти, газового конденсата при добыче, то есть сборе, подготовке и межпромысловой транспортировке на 2005 год для ОАО «Нижневолжскнефтегаз».

В 2005 году для ОАО «Нижневолжскнефтегаз» утверждены нормативы потерь углеводородного сырья при добыче технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения.

Согласно материалам дела нормативы потерь, которые были рассчитаны и применены налогоплательщиком при определении налогооблагаемой базы, ниже утвержденных для ОАО «Нижневолжскнефтегаз».

Также суд апелляционной инстанции  считает необоснованным  вывод налогового органа о занижении объема добытой нефти для целей налогообложения в связи с завышением содержания воды.

Налоговый орган полагает, что при определении  количества добытой нефти для целей исчисления НДПИ  налогоплательщиком были использованы  более высокие показатели содержания воды, нежели установлено аккредитованной лабораторией ООО «СИАМ МАСТЕР».

Выводы о завышении показателей  обводненности использовались только в отношении  определенной даты проведения испытаний ООО «СИАМ МАСТЕР» и не распространялись на весь налоговый период.

Свои доводы налоговый орган подтверждает, в том числе ссылками  на сведения, полученные от Управления Росприроднадзора по Саратовской области.

Суд апелляционной инстанции  доводы налогового органа, поддержанные судом первой инстанции, находит необоснованными по следующим основаниям.

Согласно п. 2 ст. 337 Кодекса к видам добытого полезного ископаемого относится нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В силу п. 2 ст. 338 Кодекса налоговая база при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении.

В соответствии с п. 44 Правил охраны недр оперативный учет  по скважинам добытой нефти и газа, извлеченной воды осуществляется по данным замера.

Согласно ст. 339 НК РФ для целей исчисления НДПИ количество добытой нефти определяется  по весу нетто, то есть за вычетом отделенной воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также за вычетом содержащихся в нефти  во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных лабораторными анализами.

Таким образом,  исходя из толкования вышеуказанных норм, при определении налогооблагаемой базы  по НДПИ от объема добытой нефти должен вычитаться объем воды, установленный налогоплательщиком в результате фактического замера  отделенной воды, а также объем воды определяется на основании лабораторных исследований.

Согласно материалам дела налогоплательщиком ежедневно производились фактические замеры отделенной воды, результаты которых отражались в первичных документах – журнале замера остатков,  журнале сводок. Копии указанных документов относительно спорных дат имеются в материалах дела.

Таким образом, при расчете количества  добытого полезного ископаемого, подлежащего налогообложению, налогоплательщиком из объема, добытого полезного ископаемого, вычитался  объем фактически отделенной воды (на УПН в отдельные водоотборники).

При этом, в соответствии с нормами ст. 339 НК РФ Общество обоснованно отражало объем отделенной воды в кубических метрах, а не рассчитывало процент обводненности.

Как верно указал налогоплательщик, заключения ООО «СИАМ Мастер» дают процент  обводненности в количестве нефти (газового конденсата) на основании проведения лабораторных исследований, поэтому данные заключения в соответствии со ст. 339 НК РФ должны учитываться дополнительно к количеству воды определенному фактическими замерами, осуществленными заявителем.

Налоговым органом самостоятельно определен процент обводненности  по данным  ОАО «Нижневолжскнефтегаз», вместе с тем  самим обществом процент обводненности не определялся.

Инспекцией были сопоставлены данные  Общества в части объема фактически отделенной воды  на УПН за сутки и данные процента обводненности нефти и газового конденсата во взвешенном состоянии, определенных лабораторными анализами. Установив разницу между совершенно разными показателями – процентом обводненности, полученным лабораторным способом, и объемом фактически отделенной нефти на УПН налоговый орган доначислил НДПИ на объем  добытой сырой нефти, то есть объектом налогообложения явились нефть и газовый конденсат, содержащие воду.

Доказательств того, каким способом  налогоплательщик завысил объемы фактически  выделенной из нефти и газового конденсата воды, материалы дела  и решение налогового органа не содержат.

Кроме того, разность в показателях лабораторных исследований и  данных налогоплательщика не свидетельствует о том, что фактически  Обществом было  отделено меньше воды, чем указано в первичной документации, поскольку  способы  отделения воды, используемые аккредитованной на проведение исследований организацией  и соответственно налогоплательщиком, разные.

Суд апелляционной инстанции также не соглашается  с обоснованностью ссылок налогового органа и суда первой инстанции на результаты проверок проведенных Управлением  Росприроднадзора  по Саратовской области.

Согласно  имеющимся в материалах дела актам проверки  соблюдения требований законодательства  в сфере природопользования и охраны окружающей среды №794/1, №794/3, №794/5 от 06.05.2006, в них отсутствуют выводы  о том, что в 2006 году  налогоплательщик завышал показатели обводненности, вследствие чего неправильно вел учет количества добытого полезного ископаемого. Кроме того, уполномоченным органом проводилась проверка  объемов добываемого сырья с 01.06.2003 по 01.01.2006, в то время как Обществу начислен налог по НДПИ за февраль-декабрь 2006 года.

Содержащиеся в материалах дела  предписания об устранении нарушений законодательства в сфере природопользования и охраны окружающей среды от 02.02.2007, вынесенные на основании актов проверки выполнения ранее выданных предписаний от 06.05.2006, также не содержат  сведений о завышении Обществом  показателей обводненности и необходимость устранения данного нарушения.

При таких обстоятельствах, суд апелляционной инстанции в данной части выводы налогового органа и суда первой инстанции признает необоснованными.

В обжалуемом решении налоговый орган сделал вывод о неправомерном   применении ОАО «Нижневолжскнефтегаз» ставки 0%   при добыче природного газа в связи с  отсутствием  измерений фактических потерь, вследствие чего  обществу доначислен  НДПИ  в сумме 8 146 758 рублей, соответствующие суммы пени и штраф.

Суд первой инстанции также согласился  с решением налогового органа и, отказывая обществу в удовлетворении требований об отмене решения налогового органа,   сослался на то, что  налогоплательщиком не проводилось фактическое измерение  потерь природного газа за февраль-декабрь 2006 года, поскольку  в эксплуатацию не была введена  УКПГ-500 с инфраструктурой. Добытый обществом газ сжигался на факеле.

Суд апелляционной инстанции   считает выводы суда первой инстанции и налогового органа необоснованными  по следующим основаниям.

В соответствии со ст.336 НК РФ объектом налогообложения налога на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставляемом налогоплательщику в пользование.              Пунктом 2 ст.337 НК РФ установлены виды добываемых полезных ископаемых, добыча которых подлежит налогообложению. Газ горючий природный является видом полезного ископаемого и подпадает под п.п. 3 п. 2 данной статьи Кодекса.

В п.3 ст.339 НК РФ предусмотрено, что фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В соответствии с п.1 ст.342 НК РФ налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке ноль процентов при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь полезных ископаемых. Нормативными потерями полезных ископаемых признаются фактические потери полезных ископаемых при добыче, технологически связанные с принятой схемой и технологией разработки месторождения, в пределах нормативов потерь.

Согласно п. 5. Постановления Правительства РФ от 29.12.2001 №921 «Об утверждении Правил утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения» нормативы потерь углеводородного сырья рассчитываются по каждому конкретному месту образования потерь на основании принятой схемы и технологии разработки месторождения, проекта обустройства месторождения или плана пробной эксплуатации скважин (если участок недр предоставлен для геологического изучения, разведки и добычи полезных ископаемых, осуществляемых по совмещенной лицензии) и ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральным агентством по недропользованию. В соответствии со ст. 336 НК РФ.

Министерством энергетики РФ 17.07.2003 утвержден перечень видов потерь природного газа  горючего и газового конденсата, технологически связанных  с принятой схемой разработки  и обустройства месторождения. Пунктом 1.17  указанного перечня  предусмотрена  пробная, промышленная эксплуатация скважин без подачи газа потребителю, разрешенная в установленном порядке.

Перелюбское  и Западно-Вишневское  месторождения  находились в оспариваемый период  в стадии пробной эксплуатации, что подтверждается  протоколами Центральной комиссии по разработке  месторождений горючих полезных ископаемых об утверждении  проектов пробной эксплуатации  указанных месторождений от 23.03.2004 №15-Г/2004 и от 20.08.2003 №3042.

Нахождение в пробной эксплуатации означает, что налогоплательщик несет технологические потери  и, не подавая газ потребителю, то есть независимо от того, введена в эксплуатацию УКПГ или нет. В связи с тем, что месторождения находятся в начальной стадии эксплуатации, при которой  неизвестны максимальные добывные возможности скважин по газу и конденсату, а, следовательно, и перспективы экономики их  обустройства и строительство установок по подготовке газа еще находятся в стадии проектирования. По причине нахождения месторождений  в пробной эксплуатации  продолжается доизучение месторождений, в частности изучаются  промысловые характеристики скважин (давления трубные, ДИКТа, дебиты газа, конденсата, воды).

В материалы дела  представлен утвержденный расчет  нормативов технологических потерь природного газа  на ФГУП «Нижневолжскгеология» (правопредшественник ОАО Нижневолжскнефтегаз») на 2005 год.

Согласно п. 2 «Расчёта нормативов технологических потерь природного газа по ФГУ ГП «Нижневолжскгеология» на 2005год»  к технологическим потерям природного газа  в случае выполнения вышеуказанных работ будут относиться объёмы природного газа, расходуемые на:

- продувки скважин, - при вводе в эксплуатацию новых газопроводов, после капитального и текущего ремонта газопроводов, при газогидродинамических исследованиях для ликвидации гидратных  и жидкостных пробок;

- на опорожнение газопроводов, аппаратов технологических установок;

- на дегазацию нестабильного конденсата;

- на газогидродинамические исследования скважин;

- на утечки газа за счёт негерметичности уплотнений при отборе проб КИПиА.

По каждому виду деятельности, влекущей потери газа в процессе пробной эксплуатации скважин, составлен расчет.

Экспертным заключением по результатам рассмотрения Проекта  технологических потерь природного газа ФГУП «Нижневолжскгеология» на 2005 год достаточно высокий процент технологических потерь  природного газа (по Перелюбскому