Постановление Восемнадцатого арбитражного апелляционного суда от 21.05.2008 по делу n А47-10309/2006. Изменить решение

к порядку налогообложения, а нормы законодательства о налогах и сборах являются первичными по отношению к отраслевым нормам, которые в данном случае, носят вспомогательный характер; «налоговый орган не оспаривает тот факт, что добываемая продукция из скважин на месторождениях общества имеет такие составляющие как газ, нефть, вода и др. Но в соответствии с пп. 1 п. 1 ст. 336 НК РФ объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории РФ на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование. Далее, в п. 1 ст. 337 НК РФ указано, что в целях настоящей главы, указанные в пункте 1 статьи 336 НК РФ полезные ископаемые именуются добытым полезным ископаемым. При этом полезным ископаемым признается продукция, содержащаяся в фактически добытом (извлеченном) из недр минеральном сырье, первая по своему качеству, соответствующая стандарту РФ. В абз.1 пп.3 п.2 ст.337 НК РФ видом углеводородного сырья в частности указана нефть обезвоженная, обессоленная стабилизированная. Это означает: если в продукции нефтедобывающей промышленности не будет продукции первой по качеству, соответствующей стандарту качества, то такая продукция нефтедобывающей промышленности не может быть признана полезным ископаемым. Из добытой продукции скважин ОАО «Оренбурггеология» сырую нефть подготавливает до  стандарта качества (ГОСТ 51858-2002). Таким образом, в статье 337 НК РФ перечислены виды полезных ископаемых, соответствующие стандартам качества РФ, которые первыми могут быть извлечены из добытых из недр полезных ископаемых. Соответствие полезного ископаемого соответствующему стандарту является определяющим моментом при определении налоговой ставки по НДПИ (нефть)». Налоговый орган указывает, что продукция скважин не может именоваться скважинной жидкостью, так как она имеет товарные характеристики, соответствующие ГОСТ Р 51858-2002; налогоплательщиком при заполнении графы 5 формы 6-гр не заполнен пункт «ж», касающийся обводненности скважин, в связи с чем, факт обводненности скважин нельзя признать документально подтвержденным. Данные по обводненности в представленных к письменным пояснениям шахматках и месячных эксплуатационных рапортах (далее – МЭРы), имеют противоречия с данными по обводненности, содержащимися в форме 6-гр. Межрайонная инспекция указывает в частности, на то, что доводы ОАО «Оренбургнефть» о том, что на АГЗУ фактически не производится учет нефти, а замеряется дебит скважины, - не имеют под собой, оснований, так как, под дебитом скважины (нефти, газа, жидкости), согласно терминологическому справочнику (М., Недра, 1983), понимается показатель, характеризующий производительность скважины – добыча нефти, газа, жидкости в единицу времени (обычно, в сутки), то есть, величина дебита скважины показывает, какой объем полезного ископаемого был добыт из скважины за конкретный промежуток времени. Также заинтересованное лицо ссылается на нормы п. 3 ст. 339 НК РФ, в совокупности с положениями п. п. 1.6.1, 1.6.2, 7.1 Методических указаний по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 153-39-019-97, утвержденных Первым заместителем Минтопэнерго России от 16.06.1997, и введенных в действие с 01.01.1998, полагая, что обводненность месторождения тождественна технологическим потерям при добыче нефти.

В судебном заседании представители лиц, участвующих в деле, поддержали доводы, изложенные в апелляционной жалобе (с учетом дополнительных пояснений) и в отзыве на апелляционную жалобу (с учетом дополнения к отзыву).

Арбитражный суд апелляционной инстанции, повторно рассмотрев дело в порядке статей 268, 269 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, исследовав имеющиеся в материалах дела доказательства, проверив доводы апелляционной жалобы и отзыва на нее, заслушав представителей лиц, участвующих в деле, приходит к выводу о наличии оснований для отмены решения арбитражного суда первой инстанции, в обжалуемой налогоплательщиком, части.

Как следует из материалов дела, Межрайонной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Оренбургской области проведена выездная налоговая проверка открытого акционерного общества «Оренбурггеология». По результатам проведенных мероприятий налогового контроля составлен акт выездной налоговой проверки от 29.08.2006 № 07-31/3320 (т. 1, л. д. 59 – 135) и вынесено решение от 29.09.2006 № 07-31/9641 «О привлечении налогоплательщика к налоговой ответственности за совершение налогового правонарушения» (т. 2, л. д. 1 – 104), которым ОАО «Оренбурггеология» в числе прочего, привлечено к налоговой ответственности, предусмотренной п. 1 ст. 122 НК РФ, штрафам в сумме 174.967.767 руб. 00 коп. за неполную уплату налога на добычу полезных ископаемых (пп. 1.1 (3) п. 1 резолютивной части решения налогового органа)). Также налогоплательщику предложено уплатить доначисленный налог на добычу полезных ископаемых за 2004 год в общей сумме 234.472.287 руб. 00 коп. (налоговые периоды июнь – декабрь 2004 года) и за 2005 год (налоговые периоды январь – декабрь 2005 года) в общей сумме 640.366.546 руб. 00 коп., а всего – 874.838.833 руб. 00 коп. (пп. 2.1 «б» п. 2 резолютивной части решения налогового органа) и начисленные на основании ст. 75 Налогового кодекса Российской Федерации пени за нарушение сроков уплаты налога на добычу полезных ископаемых, составившие 118.454.900 руб. 29 коп. (пп. 2.1 «в» п. 2 резолютивной части решения налогового органа).

Основанием для доначисления налогоплательщику налога на добычу полезных ископаемых, начисления пеней и привлечения к налоговой ответственности послужили выводы Межрайонной инспекции о нарушении ОАО «Оренбурггеология» требований п. п. 3, 7 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, выразившееся в занижении количества добытого полезного ископаемого (нефти), на количество фактических потерь, оставшихся на коммерческих узлах подготовки нефти в ОАО «Оренбургнефть», в ЗАО «Терминал», в ООО «Терминал Сервис». Описание вменяемого налогоплательщику налогового правонарушения приведено в п. 3 мотивировочной части оспариваемого заявителем решения (т. 2, л. д. 61 -  85). Из содержания мотивировочной части решения Межрайонной инспекции от 29.09.2006 № 07-31/9641 следует, что налоговым органом установлены следующие обстоятельства: «добыча нефти с месторождений ОАО «Оренбурггеология» осуществляется двумя цехами добычи нефти и газа (ЦДГН): Бузулукским и Сорочинским (согласно заключительному отчету ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП») «Разработка нормативов технологических потерь нефти и газа на 2005 год. Определение фактических нормативных потерь на 2004 год» раздел 1.1 «Система сбора и подготовки нефти в ОАО «Оренбурггеология»): Сдача нефти Сорочинского ЦДНГ производится по двум направлениям: 1) Сбор и обезвоживание части жидкости производится на установке предварительного сброса воды (УПСВ) «Сорочинско-Никольская» (с месторождений Красное, Смоляное, Пойменное, Лапасское, Боголюбовское, Кодяковское). Отсюда нефть для товарной подготовки перекачивается на установку подготовки нефти (УПН) «Покровская», далее через коммерческий узел учета подготовленная нефть сдается в магистральный нефтепровод. 2) С месторождений, расположенных в юго-восточной части промысловой зоны (Лебяжинское, Рыбкинское), производят сдачу нефти на нефте-наливной терминал (ННТ) ЗАО «Терминал»; Сбор части продукции скважин месторождений ОАО «Оренбурггеология» производится автовозами (бойлерами) с предварительной сепарацией на пунктах налива нефти (ПНН) с последующей транспортировкой автовозами на пункты слива, где нефть ЦДНГ проходит подготовку совместно с нефтью ОАО «Оренбургнефть». Бузулукский ЦДНГ первичный сбор добытой продукции скважин производит тремя потоками: 1) Первый поток осуществляет сбор продукции скважин на объект ОАО «Оренбургнефть» - установку комплексной подготовки нефти (УКПН) «Зайкинская» (с Вишневского месторождения), где добытая жидкость (водо-(узел учета нефти). После предварительной подготовки на установке подготовки нефти (УПН) «Росташинская» продукция скважин транспортируется на установку стабилизации нефти (УСН) «Нефтегорская», где производится подготовка нефти до товарной кондиции, и далее через УУН подготовленная нефть откачивается на нефтеперекачивающую станцию (НПС) «Кротовка»; 2) Второй поток сбор продукции скважин (месторождение Грачевское, Сахаровское, Широкодольское) осуществляется на дожимную насосную станцию (ДНС) «Широкодольская». Здесь жидкость проходит первичную двухступенчатую сепарацию с откачкой нефти по трубопроводу УПСВ «Долговская» - УНП «Боровская» - ДНС «Кулешовская» - НПС «Кротовка» - ОАО «Приволжские магистральные трубопроводы»; 3) По третьему потоку сбор продукции скважин с месторождений осуществляется по герметизированной системе нефтесбора на ДНС «Пасмуровская» с последующей подготовкой и сдачей нефти на УНП «Покровская». При проведении выездной налоговой проверки в соответствии с подпунктом 6 пункта 1 статьи 31, статьей 92 НК РФ произведен осмотр (обследование) скважины № 511 месторождения «Красное», расположенное в Красногвардейском районе Оренбургской области с целью: 1) установления факта добычи газового конденсата в соответствии с лицензией ОРБ № 00668 НЭ от 15.07.1997 сроком на 15 лет на добычу нефти, газового конденсата. 2) проверки правильности применяемого организацией метода определения количества добытого полезного ископаемого. По результатам обследования установлено, что ОАО «Оренбурггеология» осуществляет учет добытого полезного ископаемого непосредственно на местах осуществления добычи полезных ископаемых (месторождениях) при помощи автоматизированных замерных установок (АГЗУ), оборудованных счетчиками добытой нефтесодержащей жидкости «ТОР». Проверены показания счетчика «ТОР» на АГЗУ, которые соответствуют данным рабочего журнала скважины № 511 Красного месторождения на 14 час. 30 мин. 14.06.2006г. и равны 8074,2 м3 (дебит 1,7 м3/час). Результаты анализа пробы, взятой во время осмотра – жидкости черного цвета, сданной на анализ в ООО «Центр нефтегазовых технологий» г. Оренбурга (Исх. от 10.07.2006 № 07-31/610/6403), подтверждают факт добычи нефти на данном месторождении, соответствующей стандарту качества РФ – ГОСТу Р51858-2002 «НЕФТЬ. Общие технические условия»… Добываемая нефть является товарной и подготовке до доведению до товарного вида не подлежит. Согласно пояснительной записке и.о.начальника Сорочинского ЦДНГ Волоснихина А.И. и письма главного инженера Кузнецова В.В., нефть с Красного месторождения (скв.№511) соединяется с общим потоком нефтесодержащей жидкости со Смоляного месторождения (скв. №506, №507, № 509) и Кодяковского месторождения (скв.№651«Д», №3916) на Кодяковский НП, откуда автотранспортом поставляется на ООО «Терминал» для товарной подготовки, далее наливу в ж/д цистерны… Согласно пункту 9.1 Положения № 2 «Об учетной политике ОАО «Оренбурггеология» для целей налогообложения на 2004 год», пункту 3.2 Учетной политики ОАО «Оренбурггеология» для целей налогообложения на 2005 год организацией в 2004 – 2005 годах налоговая база при добыче нефти определяется как количество добытой нефти в натуральном выражении. Количество добытой нефти определяется прямым способом (посредством измерительных приборов), что подтверждают результаты осмотров (Протоколы осмотра от 14.06.2006 № 1, от 07.08.2006 № 4, от 08.08.2006 № 5 прилагаются к Акту выездной налоговой проверки)… В нарушение статьи 339 НК РФ ОАО «Оренбурггеология» в 2004 (июнь-декабрь) – 2005 годах при определении налоговой базы по налогу на добычу полезных ископаемых не учитывало фактические потери полезных ископаемых (нефти). По данным МЭРов (месячных эксплуатационных рапортов), количество добытой жидкости (нефти), учтенной прямым методом, составляет… (Анализ данных по количеству добытого полезного ископаемого (нефти), отраженных в МЭРах и данных, отраженных в Декларациях по НДПИ в разрезе месторождений ОАО «Оренбурггеолоия» в табл. 5)… По данным выписки из Нормативов потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утвержденных Министерством промышленности и энергетики РФ 28 декабря 2005 года нормативные потери углеводородного сырья (нефти) в разрезе месторождений в 2004 году составили от 0,578% до 1,539%, в 2005 году от 0,531% до 1,539% (Расчет нормативных потерь, облагаемых по налоговой ставке 0 рублей и расчет НДПИ в разрезе месторождений ОАО «Оренбурггеология» в табл. 6). Контрольные замеры проводимые Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»), показали, что фактические технологические потери нефти в 2004 году не превышают нормативов на 2004 год, согласованных и утвержденных в установленном правительством порядке. При разработке технологических потерь нефти на 2005 год учитывались обстоятельства, что ОАО «Оренбурггеология» не имеет собственного пункта подготовки и сдачи товарной нефти, оператором по подготовке и сдаче товарной нефти является ОАО «Оренбургнефть». В этой связи величина технологических потерь напрямую зависит от уровня технологических потерь ОАО «Оренбурнефть» и ЗАО «Терминал».

Таблицы 5 и 6, приведены на страницах 67 – 74, 74, 75, соответственно, т. 2, л. д. 67 – 75).

Также, со ссылкой на п. п. 5.2, 8.4 ГОСТ Р 51858-2002, Межрайонная инспекция указывает на то, что на основании проведенного исследования паспортов качества нефти, не представляется возможным определить класс, тип, группу, вид нефти, равно как, не представляется возможным отнести нефть к стандарту качества, по причине отсутствия в указанных паспортах показателей, характеризующих физико-химические свойства, степень подготовки нефти, объемную долю воды, и т.п., «в результате, по представленным паспортам качества те показатели, которые могли подтвердить, что нефть не товарная – не заполнены; напротив те показатели, которые напрямую указывают на принадлежность добываемой нефтесодержащей жидкости (нефти) к ГОСТу Р51858-2002 – аккуратно заполнены» (т. 2, л. д. 65); «в результате: 1. Нет оснований утверждать, что добытая нефть не соответствует стандарту качества Российской Федерации и требует подготовки до товарного вида; 2. в ОАО «Оренбурггеология» нет четкого учета качества добытой нефти по каждому месторождению, с целью исключения потерь нефти при подготовке в ОАО «Оренбургнефть» по доведению ее до товарного вида. По требованию от 07.08.2006 № 07-31/610/7497 были истребованы расчеты (СВОДЫ) по учету количества воды в составе нефтесодержащей жидкости за 2004-2005 г.г. в разрезе месторождений. Основание обоснований этих расчетов (сводов). Письмом от 10.08.2006 № 09/908 поступил ответ (вх. от 14.08.2006 № 8890), в котором главный геолог ОАО «Оренбурггеология» Орехов В.В. пояснил, что определение % воды в составе поверхностной пробы жидкости ведется на основании ГОСТ 2477-65, анализы проводит аккредитованная лаборатория физико-химических исследований ЦНИРП. На