Постановление Второго арбитражного апелляционного суда от 02.02.2011 по делу n А29-5898/2010. Оставить без изменения решение, а апелляционную жалобу - без удовлетворения (п.1 ст.269 АПК)

бездействия спорных скважин Обществом проводились замеры статистического уровня и устьевых давлений в скважинах, гидродинамические исследования. Проведение такого рода исследований связано с анализом возможности вывода скважины из бездействия, обеспечением наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых.

Следовательно, является правильным вывод суда первой инстанции о том, что использование бездействующих скважин связано с деятельностью Общества по добыче нефти, направлено на устранение и нейтрализацию негативных факторов, препятствующих добыче нефти, и на обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов полезного ископаемого.

Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 22.05.2002 № 22, определен порядок консервации скважин. Оборудование устья и ствола, срок консервации, порядок контроля за техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, настоящей Инструкции и мероприятиями и планами работ, разработанными пользователями недр, исходя их конкретных горно-геологических условий и согласованных с органами Госгортехнадзора России (пункты 3.1.1, 3.1.2 Инструкции). В названной Инструкции определено, какие скважины подлежат консервации, определен порядок проведения работ по консервации скважин, порядок оформления документов на консервацию скважин (пункты 3.4.1, 3.4.2, 3.5 Инструкции).

Таким образом, из анализа положений приведенной Инструкции следует, что действующее законодательство предусматривает возможность консервации скважин в определенных случаях, условиях и порядке. Доказательств действительного наличия таких условий, проведения налогоплательщиком работ по консервации скважин и ввода скважин в консервацию (к моменту (в периоде), когда налоговый орган считает не подлежащей начислению амортизации) налоговым органом не представлено. В связи с этим подлежат отклонению как необоснованные ссылки Инспекции на несоставление и (или) непредставление приказов Общества о переводе скважин на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев (наличие обстоятельств, предусмотренных пунктом 3 статьи 256 Кодекса).

С учетом изложенного суд первой инстанции пришел к правильному выводу о необоснованном исключении Инспекцией из состава расходов, уменьшающих налоговую базу по налогу на прибыль за 2007 и 2008 годы, сумм амортизации, начисленных по спорным скважинам.

При таких обстоятельствах Арбитражный суд Республики Коми правомерно признал недействительным решение Инспекции (в редакции решения Управления) в части доначисления 1 061 278 рублей налога на прибыль, 12 558 рублей 54 копеек пеней по этому налогу и 212 255 рублей 60 копеек штрафа по пункту 1 статьи 122 Кодекса за неуплату этого налога.

2. В соответствии с пунктом 1 статьи 336 Кодекса 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 Российской Федерации.

Согласно пункту 1 статьи 337 Кодекса 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).

Видом добытого полезного ископаемого является, в частности, нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная (подпункт 3 пункта 2 статьи 337 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. Количество добытых полезных ископаемых определяется в соответствии со статьей 339 настоящего Кодекса (пункты 2 и 3 статьи 338 Кодекса). 

В соответствии с пунктами 2 и 3 статьи 339 Кодекса 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.

При этом, если налогоплательщик применяет прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

Фактическими потерями полезного ископаемого признается разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемым по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Фактические потери полезного ископаемого учитываются при определении количества добытого полезного ископаемого в том налоговом периоде, в котором проводилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

Согласно пункту 7 статьи 339 Кодекса при определении количества добытого в налоговом периоде полезного ископаемого учитывается полезное ископаемое, в отношении которого в налоговом периоде завершен комплекс технологических операций (процессов) по добыче (извлечению) полезного ископаемого из недр (отходов, потерь).

При этом при разработке месторождения полезного ископаемого в соответствии с лицензией (разрешением) на добычу полезного ископаемого учитывается весь комплекс технологических операций (процессов), предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезного ископаемого.

На основании пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке 0 рублей 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, утверждаемых в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.

Как видно из материалов дела, Общество в 2007 – 2008 годах осуществляло добычу нефти на Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском нефтяных месторождениях на основании соответствующих лицензий. Учетной политикой Общества на 2007 – 2008 годы (листы дела 2 - 4 том 12) предусмотрено, что количество добытого полезного ископаемого определяется прямым методом посредством применения измерительных средств (СКЖ) и установок (ГЗУ).

Согласно проектам разработки указанных месторождений (листы дела 44 – 152, 63 - 65 том 5) Обществом на месторождениях осуществляется эксплуатация добывающих скважин, расположенных на кустах скважин, одиночных скважин, установки подготовки нефти (УПН), пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) «Зеленоборск». Нефтесодержащая жидкость поступает на УПН от всех нефтяных скважин Сотчемьюского и Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождений; технологический процесс УПН включает процессы обезвоживания, дегазации и обессоливания нефтесодержащей жидкости, на УПН нефтесодержащая жидкость доводиться до соответствующей государственному стандарту нефти; УПН включает в себя, в том числе, резервуарный парк для хранения подготовленной нефти, коммерческий узел учета нефти; далее нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП откачивается в магистральный нефтепровод.

В ходе проведения налоговой проверки Инспекцией установлено и зафиксировано в протоколе осмотра от 29.09.2009 (лист дела 100 том 11), видно из материалов дела, в том числе из схемы системы сбора скважинной продукции с месторождений Общества (лист дела 71 том 11), что добытая Обществом нефтесодержащая жидкость от скважин по выкидным линиям направляется на СКЖ (счетчик количества жидкости). СКЖ установлен на каждом кусте скважин, нефтесодержащая жидкость от одиночных скважин поступает на СКЖ куста скважин. Также Общество принимает нефтесодержащую жидкость ООО «НК «Речер-Коми» для подготовки нефти до требований ГОСТ и сдачи товарной нефти в магистральный нефтепровод по договору от 28.12.2006 № 1/2007 (листы дела 128-147 том 4). С лицензионного участка ООО «НК «Речер-Коми» доставка нефтесодержащей жидкости осуществляется тарированными нефтевозами. На территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливается в подземные емкости и насосами откачивается в расходную емкость, установленную на поверхности, затем она поступает на куст скважин Сотчемьюского месторождения. Далее нефтесодержащая жидкость транспортируется по нефтепроводу на установку подготовки нефти (УПН) с Восточно-Сотчемью-Талыйюского месторождения и Сотчемьюского месторождения с принятой Обществом нефтесодержащей жидкостью ООО «НК «Речер-Коми». Нефтесодержащая жидкость с двух месторождений, а также принимаемая от ООО «НК «Речер-Коми» соединяется на входе на УПН и поступает на подготовку. На УПН нефтесодержащая жидкость доводится до соответствия государственному стандарту, на УПН количество подготовленной товарной нефти (соответствующей государственному стандарту и являющейся полезным ископаемым) измеряется в емкостях с помощью уровнемера. Далее товарная нефть направляется на прием насосов и через узел учета ПСП «Зеленоборск» откачивается в магистральный нефтепровод ОАО «СМН». На территории пункта сдачи-приемки нефти (ПСП) «Зеленоборск» (данный этап входит в технологический процесс добычи Обществом нефти, поступающая на ПСП нефть нагревается в печах и поступает в резервуары) находится средство измерения количества и качества нефти – СИКН-392. Товарная нефть проходит через массомер, установленный в СИКН, данные автоматизировано поступают на компьютер, установленный в помещении операторской.

Таким образом, Общество в процессе добычи нефти доводит ее до соответствия требованиям ГОСТ нефти, являющейся объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых, и определяет количество добытой и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ нефти посредством измерительных средств и устройств, то есть прямым методом.

Довод Инспекции об отсутствии у Общества на входе нефти на УПН измерительных средств и устройств подлежит отклонению, поскольку данное обстоятельство не свидетельствует о применении Обществом иного метода определения количества добытого полезного ископаемого. Доводы Инспекции о том, что количество добытого полезного ископаемого определялось Обществом расчетным методом (согласно данным измерений, полученных со счетчика количества жидкости (СКЖ), о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, о содержании в данном минеральном сырье нефти и воды, и исходя из процента обводненности об определении количества добытой воды и, соответственно, нефти) не могут быть приняты во внимание как не соответствующие фактическим обстоятельствам дела о технологическом процессе добычи нефти и измерении ее количества. Технологический процесс по добыче нефти (как предусмотрено проектам разработки месторождений Общества, так и установлено фактически) включает в себя доведение Обществом нефтесодержащей жидкости до соответствующей требованиям ГОСТ и измерение Обществом количества нефти, соответствующей ГОСТу.

Из материалов дела также видно, что у Общества на начальном этапе технологического процесса имелись измерительные средства (СКЖ), Обществом велись журналы учета замера продукции скважин на основании данных измерительных устройств (СКЖ). Доставка нефтесодержащей жидкости ООО «НК «Речер-Коми» осуществлялась тарированными нефтевозами, на территории Общества привезенная нефтесодержащая жидкость сливалась в подземные емкости и насосами откачивалась в расходную емкость, установленную на поверхности. Договором с ООО «НК «Речер-Коми» предусмотрено определение количества подготовленной нефти и подлежащей передаче ООО «НК «Речер-Коми» исходя из показателей количества и качества, определение которых производилось (иного материалами дела не подтверждается); количество товарной нефти, подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО «НК «Речер-Коми» определялось исходя из данных о количестве нефти, принятой на подготовку, за вычетом балласта (пункт 5.6 договора, лист дела 131 том 4).

Следовательно, Общество имело возможность после завершения комплекса технологических операций, предусмотренных проектами разработки месторождений, самостоятельно посредством применения измерительных средств и устройств, то есть прямым методом, определить количество добытой им нефти, качество которой соответствует ГОСТу, то есть добытого Обществом полезного ископаемого в целях налогообложения. Доказательств отсутствия раздельного учета добытой Обществом нефти в материалы дела не представлено.

Обществом определило количество добытого им полезного ископаемого в целях налогообложения в спорные налоговые периоды. Доказательств того, что количество добытого Обществом полезного ископаемого определено неверно, не имеется.

То обстоятельство, что для определения количества подготовленной Обществом и подлежащей передаче ООО «НК «Речер-Коми» нефти необходимы расчеты, не свидетельствует о применении Обществом косвенного (расчетного) метода определения количества добытого им полезного ископаемого. Согласно пункту 2 статьи 339 Кодекса косвенный метод заключается в определении количества добытого полезного ископаемого расчетно по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье. В данном случае Общество такой метод определения количества добытого им полезного ископаемого не применяет; Общество определяет количество нефти, добытой им на Восточно-Сотчемью-Талыйюском и Сотчемьюском месторождениях и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ, посредством применения измерительных средств и устройств.

Доводы Инспекции о неправомерности применения ООО «НК «Речер-Коми» ставки 0 рублей