Постановление Семнадцатого арбитражного апелляционного суда от 24.08.2008 по делу n А71-1935/2008. Постановление суда апелляционной инстанции: Отменить решение суда в части и принять новый с/а

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 проводились измерения, в размере, определенном по итогам произведенных измерений.

В силу п/п 1 п. 1 ст. 342 НК РФ налогообложение производится по ставке 0 процентов в части нормативных потерь полезных ископаемых, но не более размера фактических потерь.

Понятие «нормативных потерь» и «фактических потерь» дано в Инструкции по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазоперерабатывающих предприятиях нефтяных компаний РФ РД 153-39-018-97, утвержденной Минтопэнерго России 16.06.1997 года, согласованного с Госгортехнадзором России 30.05.1997 г. Согласно Инструкции - "фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых)" - это реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства (п. 2.8); «нормативы технологических потерь нефти» - это укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию (п. 2.10); списание нефти в технологические потери производится по фактической величине потерь, но в пределах установленного норматива, ежемесячно комиссией в составе главного инженера предприятия, бухгалтера, главного технолога, начальника цеха ППН и оформляется актом (п. 5.1.3).

Из анализа указанных норм права следует, что при применении налогоплательщиками прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого, учитываются его фактические потери, как разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемого по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. При этом величина фактических потерь нефти определяется по результатам измерений. При косвенном методе фактические потери не учитываются, так как их размер уже изначально включен в расчетные данные содержания полезного ископаемого в минеральном сырье.

Таким образом, применение налоговой ставки 0 процентов возможно только в случае применения налогоплательщиком прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого; является налоговой льготой при исчислении НДПИ; обязанность по представлению доказательств, подтверждающих применение льгот по налогу, возложена п/п 3 п. 1 ст. 21 НК РФ и ст. 56 НК РФ - на налогоплательщика.

В связи с чем, по настоящему делу подлежат установлению следующие обстоятельства - момент завершения полного технологического цикла по добыче нефти и доведение ее до Государственного стандарта РФ; наличие или отсутствие у налогоплательщика на указанном этапе необходимых измерительных приборов с целью измерения количества добытой нефти, соответствующей стандарту; установления метода определения налогоплательщиком количества добытого полезного ископаемого (прямого или косвенного) и возможности применения Обществом налоговой ставки 0 процентов в части размера фактических потерь.

Как следует из материалов дела, с целью определения технологического процесса по добыче нефти на конкретном месторождении полезных ископаемых, налоговым органом у заявителя был затребован Технический проект разработки месторождений полезных ископаемых, однако ни в ходе проверки, ни по требованию суда апелляционной инстанции - указанный проект Обществом не представлен.

Учитывая, что указанные документы не были представлены налогоплательщиком, Инспекцией были проведены мероприятия дополнительного налогового контроля. Согласно технологической схеме обвязки нефтепроводов кустов и месторождений, установлено, что нефть, извлекаемая из эксплуатационных скважин заявителя, по трубопроводам поступает на ГЗУ (групповую замерную установку), где определяется количество добытой нефтяной жидкости, содержащей нефть, воду, механические примести. Далее нефть поступает в нефтесборный коллектор и транспортируется на ДНС (дожимные насосные станции), где происходит частичное отделение попутного газа. ДНС предназначена для сепарации газоводонефтяной смести и откачки нефти по трубопроводу на СИКН (систему измерения количества нефти), затем на УПН (узлы подготовки нефти), принадлежащие иным юридическим лицам.

Между заявителем и ОАО «Удмуртнефть» был заключен договор от 14.12.2004 года № СП-05 на прием, подготовку и сдачу нефти. Согласно условиям договора, ОАО «Удмуртнефть» осуществляет на УПН «Киенгоп» подготовку нефти до кондиции, предусмотренной ГОСТом Р 51858-2002, транспортирование в «Транснефть» через узел учета нефти № 263 (л.д. 15-18 т. 44). 

В соответствии с Государственным стандартом РФ ГОСТ Р 8.595-2004 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» методика выполнения измерений массы продукта - это совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью, которая предусматривает Прямой метод динамических измерений массы продукта, транспортируемого по трубопроводам, и косвенный метод динамических измерений. Пунктом 4.2 вышеуказанного ГОСТа установлено, что при прямом методе динамических измерений массу продукта измеряют в трубопроводе с помощью массомера и результат измерений массы получают непосредственно.

Из анализа указанных документов следует, что в 2005 году Общество осуществляло добычу нефти, а доработку добытой нефти до соответствия стандарту на установке подготовки нефти (УПН) производило ОАО «Удмуртнефть», так как установкой полного завершенного технологического цикла являлась именно УПН (установка подготовки нефти) и далее ПСП (приемо-сдаточный пункт).

Согласно Положению об учетной политике организации на 2005 год, введенном в действие приказом от 17.12.2004 года, Обществом установлено применение прямого метода определения количества добытой нефти.

Между тем, как правильно установлено Инспекцией, на каждом этапе движения нефти от месторождения по места доведения нефти до кондиции, соответствующей ГОСТу, налогоплательщик применял косвенный метод измерения количества полезного ископаемого.

Так, на ГЗУ, измерялось количество добытой нефтяной жидкости, содержащей кроме нефти - воду и механические примеси и, а затем количественное содержание объема нефти в добытой жидкости определялось на основании произведенных лабораторных исследований проб нефтяной жидкости не в постоянном режиме, что подтверждается Инструкцией по эксплуатации Блока учета УБ 60-4-8 и Положением о химико-аналитической лаборатории ОАО «Уральская нефть» (л.д. 40-51 т. 44).

Из материалов дела следует и не отрицается налогоплательщиком, что на узел учета УПН «Киенгоп», принадлежащей ОАО «Удмуртнефть» (на конечном этапе доведения нефти до стандарта), на подготовку поступала нефть с примесью более 0,5 %, не только заявителя, но и иных юридических лиц - ООО «Рябовское», ООО «Региональный нефтяной консорциум», ОАО «Удмуртторф». Учитывая, что пункт подготовки нефти обрабатывал нефть с разных участков нефти, принадлежащих различным юридическим лицам, следовательно, не был обеспечен учет нефти Общества от нефти, добываемой другими юридическими лицами на других участках нефти.

Из протокола допроса свидетеля от 25.12.2007 года Усанова И.Н. - главного технолога ОАО «Удмуртнефть» следует, что измерение количества нефти производилось с помощью СИКН № 263 с применением турбинных расходомеров (фирмы СМИТ) и поточного плотнометра - косвенный динамический метод. Указанные показания соответствуют пункту 2.2.3 Инструкции по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 263 (СИКН № 263) об исчислении массы нефти косвенным способом.

Из пункта 2.4 договора № СП-05 от 14.12.2004 года на прием, подготовку и сдачу нефти установлено, что количество поставляемой нефти определялось в соответствии с Положением по учету нефти ОАО «Уральская нефть» и снижается на величину потерь при транспортировке и подготовке нефти согласно утвержденным нормативам.

Из материалов дела следует, что количество нефти определялось расчетно по формуле с применением следующих показателей: начального и конечного показания расходомера, массовой доли выделившейся воды в процентах, остаточной воды в процентах, хлористых солей в процентах, механических примесей в процентах. Массовая доля выделившейся воды также определялась расчетным путем по специальной формуле.

Таким образом, в 2005 году Общество не имело возможности определять количество добытого полезного ископаемого прямым методом, поскольку у него отсутствовало необходимое оборудование по приведению нефти к Государственному стандарту и измерительные приборы, которые бы непосредственно измеряли количество добытой нефти.

Кроме того, правильными являются выводы налогового органа о том, что с целью применения прямого метода налогоплательщиком не производились работы по фактическому обмеру потерь на месторождениях в 2005 году.

Как следует из пункта Инструкции по нормированию технологических потерь... - фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) - это реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени от источников потерь без нарушения технологии производства.

Документы, подтверждающие фактическое измерение величины потерь, на основании которых составлялись акты на списание технологических потерь нефти, налогоплательщиком в ходе проверки не были представлены.

Акты на списание за январь - июль 2005 года были подписаны начальником КЦДНГ ОАО «Уральская нефть» Винокуровым Н.И. и инженером-химиком Алексеевой М.П.; за июль-декабрь 2005 года – главным технологом НГДУ 2 ОАО «Белкамнефть» Сарваровым Н.З. и начальником производственного отдела НГДУ 2 ОАО «Белкамнефть» Беляевым В.А.

Из показаний указанных свидетелей установлено, что «фактические потери нефти определялись как разница между показаниями измерительных приборов на устье скважины АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка) и СИКН (система измерения количества нефти). Работы по фактическому обмеру потерь нефти на месторождениях Общества в 2005 году не производились».

В 2005 году Общество величину фактических потерь нефти, указанных в актах на списание технологических потерь нефти, определяло исходя из утвержденных нормативов технологических потерь на 2005 год - 0,669% по Ошворцевско-Дмитриевскому месторождению и 0,668% по Николаевскому месторождению, что подтверждается данными разделов 2.1 и 3.1 налоговой декларации за 2005 год, свидетельских показаний работников ОАО «Белкамнефть».

Учитывая, что налогоплательщиком фактически потери нефти не измерялись, следовательно, Обществом, в нарушение п/п 1 п. 1 ст. 342 НК РФ, неправомерно применяло ставку 0 процентов, в связи с чем, налоговый орган законно и обоснованно доначислил к уплате налог на добычу полезного ископаемого за 2005 год в сумме 940 399 руб., соответствующие пени и штраф по п. 1 ст. 122 НК РФ, а также выставил в адрес налогоплательщика требование в указанной части.

На основании изложенного, доводы Инспекции являются обоснованными, суд первой инстанции пришел к неверному выводу о незаконности решения налогового органа относительно доначисления НДПИ, соответствующей суммы пеней и штрафа, и требования об уплате налога, сбора, пеней, штрафа, в связи с чем, решение суда в данной части подлежит отмене.

В соответствии с требованиями ст. 110 АПК РФ, поскольку Инспекции предоставлена отсрочка по уплате государственной пошлины при подаче апелляционной жалобы, с учетом удовлетворения апелляционной жалобы налогового органа в полном объеме, государственная пошлина в размере 1 000 руб. подлежит взысканию в бюджет с налогоплательщика.

Руководствуясь ст.ст. 176, 258, 266, 268, 269, п. 2 ч. 1 ст. 270, ст. 271 АПК РФ, Семнадцатый арбитражный апелляционный суд

П О С Т А Н О В И Л:

Решение Арбитражного суда Удмуртской Республики от 10.06.2008 года отменить в части.

В удовлетворении заявленных требований ОАО «Уральская нефть» отказать полностью.

Взыскать с ОАО «Уральская нефть» в федеральный бюджет государственную пошлину по апелляционной жалобе Межрайонной ИФНС России по крупнейшим налогоплательщикам по Удмуртской Республике в сумме 1 000 (одна тысяча) руб.

Постановление может быть обжаловано в порядке кассационного производства в Федеральный арбитражный суд Уральского округа в течение двух месяцев со дня его принятия через Арбитражный суд Удмуртской Республики.

Информацию о времени, месте и результатах рассмотрения кассационной жалобы можно получить на интернет-сайте Федерального арбитражного суда Уральского округа www.fasuo.arbitr.ru.

Председательствующий

Г.Н.Гулякова

Судьи

Р.А.Богданова

И.В.Борзенкова