Постановление Одиннадцатого арбитражного апелляционного суда от 18.01.2009 по делу n А72-4695/2008. Оставить решение суда без изменения, а жалобу - без удовлетворения

ОДИННАДЦАТЫЙ АРБИТРАЖНЫЙ АПЕЛЛЯЦИОННЫЙ  СУД

443070, г. Самара, ул. Аэродромная, 11А, тел. [phone]

www.11aas.arbitr.ru, e-mail: [email protected]

  ПОСТАНОВЛЕНИЕ

апелляционной инстанции по проверке законности и

обоснованности решения арбитражного суда,

не вступившего в законную силу

19 января 2009 года                                                                            Дело № А72-4695/2008

г. Самара

Резолютивная часть постановления объявлена     14 января 2009 года

Постановление в полном объеме изготовлено       19 января 2009 года

Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд в составе: председательствующего Поповой Е.Г., судей Семушкина В.С., Юдкина А.А.,

при ведении протокола секретарем судебного заседания Копункиным В.А.,

с участием:

от заявителя – представителей Дарьиной О.В. (доверенность от 11.12.2008 № 03-3223), Багдасарова А.А. (доверенность от 18.09.2008 № АЛ-2711), Никитина Д.В. (доверенность от 11.12.2008 № 03-3224), Гайнуллина Ю.Ф. (доверенность от 11.01.2009 № АЛ-02),

от ответчика – представителей Калмыкова Д.А. (доверенность от 31.12.2008 № 16-03-20/9064), Солдатовой Л.Я. (доверенность от 11.01.2008 № 16-03-20/5), Филимоновой М.С. (доверенность от 11.01.2008 № 16-03-20/6),

после перерыва:

от заявителя – представителей Дарьиной О.В. (доверенность от 11.12.2008 № 03-3223), Багдасарова А.А. (доверенность от 18.09.2008 № АЛ-2711), Никитина Д.В. (доверенность от 11.12.2008 № 03-3224),

от ответчика – представителей Калмыкова Д.А. (доверенность от 31.12.2008 № 16-03-20/9064), Солдатовой Л.Я. (доверенность от 11.01.2008 № 16-03-20/5), Филимоновой М.С. (доверенность от 11.01.2008 № 16-03-20/6),

рассмотрев в открытом судебном заседании апелляционную жалобу Межрайонной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам по Ульяновской области, Ульяновская область, г. Ульяновск,

на решение Арбитражного суда Ульяновской области от 29 октября 2008г. по делу № А72-4695/2008 (судья Малкина О.К.), рассмотренному по заявлению ОАО «Ульяновскнефть», Ульяновская область, р.п. Новоспасское,

к Межрайонной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам по Ульяновской области, Ульяновская область, г. Ульяновск,

о признании недействительным решения,

УСТАНОВИЛ:

          Открытое акционерное общество «Ульяновскнефть» (далее – ОАО «Ульяновскнефть», Общество) обратилось в Арбитражный суд Ульяновской области с заявлением о признании недействительным решения Межрайонной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам по Ульяновской области (далее – МИФНС РФ по КНП по Ульяновской области, налоговый орган) от 06.03.2008 №84.

           Решением Арбитражного суда Ульяновской области от 29.10.2008г. заявленные ОАО «Ульяновскнефть» требования удовлетворены. Решение МИФНС РФ по КНП по Ульяновской области от 06.03.2008 №84 признано недействительным.

МИФНС РФ по КНП по Ульяновской области обратилась с апелляционной жалобой, в которой просит отменить решение суда от 29.10.2008г., принять по делу новый судебный акт.

В судебном заседании представители налогового органа поддержали доводы апелляционной жалобы и дополнения к апелляционной жалобе, просили отменить решение суда первой инстанции и принять по делу новый судебный акт об отказе в удовлетворении заявленных требований.

Представители Общества в судебном заседании просили решение суда первой инстанции оставить без изменения, апелляционную жалобу налогового органа без удовлетворения по основаниям, указанным в отзыве на апелляционную жалобу и разъяснениях на дополнения к апелляционной жалобе.

В судебном заседании суда апелляционной инстанции объявлялся перерыв с 12.01.2009г. до 14.01.2009г.  Информация о перерыве  и продолжении судебного заседания была объявлена публично (на официальном сайте суда в сети Интернет и на доске объявлений в здании суда). Представители лиц, участвующих в деле, были извещены о времени и месте рассмотрения дела после перерыва под роспись.

Рассмотрев дело в порядке апелляционного производства, проверив обоснованность доводов, изложенных в апелляционной жалобе, суд апелляционной инстанции не находит оснований для отмены судебного акта.

Как усматривается из материалов дела, 19.10.2007г. общество представило в налоговый орган декларацию по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007г., количество добытого полезного ископаемого составило 28 401,86 тонн, в части нормативных потерь 187,14 тонн. НДПИ исчислен в размере 75 309 171 руб., в части нормативных потерь налог уменьшен на сумму 496 212 руб.

Посчитав, что ОАО «Ульяновскнефть» неправомерно уменьшило налога на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007г. в сумме 496 212 руб., вследствие применения нормативов технологических потерь при косвенном методе определения количества добытого полезного ископаемого на 187,14 тонн, налоговый орган решением     №84     от 06.03.08г.  отказал в привлечении  налогоплательщика к ответственности за совершение налогового правонарушения, доначислил НДПИ в сумме 496 212 руб. (т.1 л.д. 9-14).

Не согласившись с решением налогового органа, Общество обратилось в арбитражный суд с рассматриваемым в рамках настоящего дела заявлением.

 Удовлетворяя заявленные требования,  суд первой инстанции обоснованно исходил из следующих обстоятельств.

В соответствии со ст. 334 НК РФ налогоплательщиками налога на добычу полезных ископаемых признаются организации и индивидуальные предприниматели, признаваемые пользователями недр в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых являются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации (ст. 336 НК РФ).

Как следует из материалов дела, на основании лицензий на добычу нефти и геологическое изучение недр ОАО «Ульяновскнефть» осуществляет добычу нефти на 24 месторождениях, которые подразделяются на Северную группу (Западное, Бирлинское, Вишенское, Правдинское, Безымянное, Восточное, Овражное, Радужное, Западно-Радужное, Восточно-Бирлинское, Филипповское, Югю-Филипповское, Южно-Вишенское, Кудряшовское, Зимницкое, Северо-Зимницкое, Лабитовское, Восточно-Филлиповское) и Южную группу - (Барановское, Варваровское, Голодяевское, Новоспасское, Репьевское, Володарское).

Согласно пункту 1 статьи 337 НК РФ в целях главы 26 («Налог на добычу полезных ископаемых») НК РФ указанные в пункте 1 статьи 336 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция горнодобывающей промышленности и разработки карьеров, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр (отходов, потерь) минеральном сырье (породе, жидкости и иной смеси), первая по своему качеству соответствующая государственному стандарту Российской Федерации, стандарту отрасли, региональному стандарту, международному стандарту, а в случае отсутствия указных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации.

Подпунктом 3 пункта 2 статьи 337 НК РФ установлено, что одним из видов добытого полезного ископаемого является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В соответствии с пунктом 2 статьи 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом. В случае, если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Согласно пункту 3 статьи 339 НК РФ при применении налогоплательщиком прямого метода, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

Порядок определения количества фактических потерь полезного ископаемого также установлен пунктом 3 статьи 339 НК РФ, согласно которому 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.

Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 342 НК РФ налогообложение производится по налоговой 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.

Обществом представлены выписка из Протокола Министерства Промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России) № 09 от 04.04.2007 года,  Письмо Минпромэнерго России «О нормативах технологических потерь» № 07-157 от 16.01.2008 года с Приложением «Нормативов технологических потерь на 2007 год углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений» (т.4 л.д.32-37).

Судом первой инстанции правомерно признан обоснованным и документально подтвержденным представленный Обществом расчет фактических потерь в размере 240,788 тонн.

То обстоятельство, что в налоговой декларации ОАО «Ульяновскнефть» в сентябре 2007 года отразило нормативные потери в меньшем размере - 187,14 тонн, не влияет на обоснованность вышеназванного расчета фактических технологических потерь нефти при сборе и подготовке.

В соответствии с главой 26 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется по завершении полного технологического цикла на основании произведенных измерений нефти, соответствующей государственному стандарту Российской Федерации.

В соответствии с пунктом 2.7 Учетной политики ОАО «Ульяновскнефть» на 2007 год для целей бухгалтерского и налогового учета именно количество добытого полезного ископаемого определяется косвенным методом (расчетно, по показателям содержания добытого полезного ископаемого - нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная) в извлекаемом из недр минеральном сырье после завершения комплекса технологических процессов при выдаче паспорта качества нефти химической лабораторией. Перевод добытой нефти из кубов переводится в тонны следующим образом: объем нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной в кубах умножается на ее удельный вес (в гр./см.куб.), определенный (замеренный) перед ее передачей.

Представителем ОАО «Ульяновскнефть» указывалось на то, что в данном пункте имеется в виду косвенный метод измерения добытой нефти, а не метод учета количества добытой нефти.

Согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» (утвержден и введен в действие приказом Ростехрегулирования от 07.12.2004г. №99-ст) существует 5 способов измерения нефти: косвенный метод динамических измерений, косвенный метод статических измерений, прямой метод динамических измерений, прямой метод статических измерений, косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе. ГОСТ Р 8.595-2004 обязателен для применения при разработке методик выполнения измерений массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, в мерах вместимости и мерах полной вместимости.

По сведениям ОАО «Ульяновскнефть», им применяется три вида измерений нефти (а не учета нефти): косвенный метод динамических измерений, косвенный метод статических измерений, прямой метод динамических измерений. Все указанные методы предполагают наличие измерительных средств и устройств (приемные тарированные резервуары, турбинные массомеры, турбинные объемомеры). Косвенный метод измерения отличается от прямого только тем, что при косвенном методе измеряется объем нефти, а при прямом методе измеряется ее масса.

Из материалов дела следует, что в ОАО «Ульяновскнефть» используются тарированные резервуары, турбинные объемомеры и турбинные массомеры. Согласно Порядку (Положению) по учету и движению добываемого углеводородного сырья, согласованному зам. руководителя Управления по экологическому, технологическому и атомному надзору Ростехнадзора по Саратовской области Тарасовым В.А., все добываемое углеводородное сырье со сборных пунктов месторождений (тарированные резервуары, расходометры) доставляется либо по нефтепроводам, либо автотранспортом на установки подготовки и переработки нефти, где собирается в тарированные резервуары, откуда поступает на турбинные объемомеры и массомеры. Кроме того, прием товарной нефти на ПСП «Клин» и ее прокачка в ОАО «АК Транснефть» осуществляется через СИКН № 620 RU.E.29.006.A (система измерений количества и показателей качества нефти № 620, с помощью которой осуществляется коммерческий учет товарной нефти). На этапах, когда нефть по своему качеству соответствует ГОСТу (УПН «Северная», УППН «Южная»), она проходит через турбинные объемомеры и турбинные массомеры.

Материалами дела подтверждается использование ОАО «Ульяновскнефть» измерительных приборов: тарированные резервуары (свидетельство №6537/08538), рулетки, метрштоки (свидетельство №21250/750, свидетельство №21432/932, свидетельство №21431/931, руководство по эксплуатации метрштока)), расходомеры жидкостные (свидетельства № 0148438 и №0000869), массомеры (свидетельство №0139107), системы измерений количества и показателей качества нефти (сертификаты №25302 и №11302).

Таким образом, довод налогового органа о том, что обществом не проводились измерения добытого полезного ископаемого на УПН «Северная» и УППН «Южная» является безосновательным.

Как уже указано, согласно пункту 2 статьи 339 НК РФ количество добытого полезного ископаемого определяется прямым (посредством применения измерительных средств и устройств) или косвенным (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье) методом.

Таким образом, НК РФ, в отличие от ГОСТ Р 8.595-2004, не предусматривает разделение прямого или косвенного метода по принципу измерения либо массы, либо объема.

ОАО «Ульяновскнефть» ведет учет и измерение количества нефти именно посредством применения измерительных средств и устройств (приемные тарированные резервуары, турбинные массомеры, турбинные объемомеры), а это подтверждает использование для целей налогообложения прямого метода учета.

Довод инспекции о том, что фактические потери нефти подлежат измерению по каждому месторождению, противоречат требованиям п. 3