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

согласованные принимающей и сдающей сторонами, не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям: массовая доля механических примесей; давление насыщенных паров; наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода); содержание хлорорганических соединений. При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина. Результаты периодических испытаний заносят в паспорт качества  испытуемой партии нефти и в паспорта всех партий до очередных периодических испытаний. При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд (п. 8.5).

Таким образом, из содержания п. п. 8.4, 8.5 ГОСТ Р 51858-2002 следует, что определение показателей массовой доли воды требуется для паспорта качества, составляемого по результатам приемосдаточных испытаний (п. 8.4 ГОСТ Р 51858-2002), тогда как, периодические испытания не предполагают определения данного показателя (п. 8.5 ГОСТ Р 51858-2002).

При рассмотрении спора в арбитражном суде первой инстанции, Межрайонной инспекцией в материалы дела представлены копии паспортов качества нефти (т. 9, л. д. 11 – 25), сданной ОАО  «Оренбурггеология» открытому акционерному обществу «Оренбургнефть».

При этом содержание данных паспортов качества, опровергает выводы налогового органа, изложенные в п. 3 мотивировочной части решения от 29.09.2006 № 07-31/9641, о том, что «…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).

Действительно, в ряде паспортов качества указано, как на отсутствие объемной доли воды, так и на ее процентное содержание, не превышающее нормы показателей массовой доли воды для определенных групп нефти, перечисленные в таблице 3 ГОСТ Р 51858-2002, однако, также в материалы дела заинтересованным лицом были представлены паспорта качества, содержащие информацию о превышении показателей массовой (объемной) доли воды, указанным в п. 3 ГОСТ Р 51858-2002, составляющие 1,2%, 1,4%, 2,1%, 4,9%, 11,2% (т. 9, л. д. 11, 12, 17, 19, 25). Показатель массовой доли воды 1,4% приведен также в представленной налоговым органом в материалы дела ведомостью показателей (т. 9, л. д. 26).

Данному обстоятельству Межрайонной инспекцией Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Оренбургской области, оценка не дана.

Из содержания представленных налогоплательщиком в материалы дела договора подряда, заключенного с ЗАО «Терминал» (т. 32, л. д. 1 – 7), договора на оказание услуг по подготовке, учету и наливу нефти, заключенного с ЗАО «Терминал» (т. 32, л. д. 54 – 61), договора на оказание услуг по подготовке, учету и наливу нефти, заключенному с ООО «Терминал Сервис» (т. 33, л. д. 95 – 103), договора на подготовку, транспортировку и сдачу нефти, заключенного с ОАО «Оренбургнефть» (т. 34, л. д. 84 – 87), договора на подготовку и транспортировку нефти, заключенного с ОАО «Оренбургнефть» (т. 35, л. д. 1 – 4), следует, что в обязанности контрагентов налогоплательщика-заявителя, входило выполнение работ (оказание услуг), связанных с приемом сырой нефти и ее подготовкой (сепарацией, обезвоживанием, обессоливанием, стабилизацией), с качеством подготовки нефти организациями-контрагентами до показателей, соответствующих ГОСТ Р 51858-2002, в том числе, по процентному содержанию воды не более 0,5%, тогда как ОАО «Оренбурггеология» предоставляло организациям-контрагентам нефтесодержащую жидкость с массовой долей воды, в том числе, превышающей показатели, перечисленные в п. 3 ГОСТ Р 51858-2002.

Наличие в нефтесодержащейжидкости, массовой доли воды, как соответствующей, так и превышающей нормы, указанные в таблице 3 ГОСТ Р 51858-2002, подтверждается имеющимися в материалах дела актами приема-сдачи нефти (т. 15, л. д.  178 – 212, т. 16, л. д. 23 – 57, т. 32, л. д. 16, 19, 22, 25, 31, 35, 37, 38, 40, 41, 44, 48, 50, т. 33, л. д. 2, 10, 17, 32, 38, 45, 53, 61, 70, 78, 86, т. 34, л. д. 2 – 4, 7, 8, 16, 19, 20, 23, 25, 33, 35 – 38, 40, 42, 45, 47, 49, 50, 53 – 56, 58 – 62, 64 – 68, 70 – 73, 75, 76, 78), паспортами качества нефти (т. 32, л. д. 52, 53, т. 33, л. д.  93, 94, т. 34, л. д. 79 – 83, 112 - 117).

Из содержания протоколов заседаний Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР Роснедра) МПР России (технологических схем разработки месторождений), представленных в материалы дела (т. 25, л. д. 1 – 8, 26 – 35, 53 – 58, 90 – 96, 109 – 115, т. 26, л. д. 1 -  6, 38 – 44, 66 - 80, 99 – 106, 134 – 141, т. 27, л. д. 1 – 8, 38 – 54), следует, что в ряде случаев, наличествует процент обводненности, превышающий установленные в таблице 3 ГОСТ Р 51858-2002, нормы (т. 25, л. д. 30, 55, т. 26, л. д. 41, т. 27, л. д. 42), равно как, добыча жидкости, является отличным понятием, от добычи нефти.

Аналогичное, в равной степени, следует из содержания протокола заседания секции «Охраны недр» НТС Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (т. 28, л. д. 17 – 55, см. в частности, т. 28, л. д. 29, 33).

Таким образом, исчисление налога на добычу полезных ископаемых от общего количества добытой ОАО «Оренбурггеология», жидкости, но не углеводородного сырья, признаваемого видом добытого полезного ископаемого в соответствии с пп. 3 п. 2 ст. 337 НК РФ (нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная), является неправомерным.

Не принимаются арбитражным судом апелляционной инстанции, и ссылки налогового органа на нарушение налогоплательщиком п. п. 1, 3 ст. 339 НК РФ.

В соответствии с п. 2 ст. 339 Налогового кодекса Российской Федерации, количество добытого полезного ископаемого определяется прямым методом (посредством применения измерительных 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.

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, 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 производилось их измерение, в размере, определенном по итогам произведенных измерений (п. 3 ст. 339 НК РФ).

В соответствии с п. 17 Методических рекомендацийпо применению главы 26 «Налог на добычу полезных ископаемых» Налогового кодекса Российской Федерации, утвержденных приказом МНС России от 02.04.2002 № БГ-3-21/170 (далее – Методические рекомендации), при определении добытого полезного ископаемого следует учитывать, что вне зависимости от продукции, фактически реализуемой налогоплательщиком (в том числе в виде минерального сырья, продукта более высокой степени технологического передела или побочного продукта, образующегося при получении основой продукции), полезным ископаемым признается продукция, содержащаяся в минеральном сырье, первая по своему качеству соответствующая стандарту отрасли.

Согласно пункту 20 Методических рекомендаций, пунктом 2 статьи 337 НК РФ проводится группировка добытых полезных ископаемых по видам. Перечень полезных ископаемых остается открытым, и для решения вопроса о признании продукции полезным ископаемым необходимо руководствоваться определением, данным в пункте 1 статьи 337. Группировка по видам полезных ископаемых не предусматривает разделение полезного ископаемого по сортам (кондициям) товарной продукции. Вне зависимости от количества сортов (кондиций) товарной продукции (даже если для них установлены самостоятельные стандарты качества и они имеют собственные потребительские свойства) добытым полезным ископаемым признается совокупность сортов (кондиций) продукции, определенной как результат разработки месторождения полезного ископаемого.   

Таким образом, объектом налогообложения НДПИ будет являться нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, а отождествление Межрайонной инспекцией обводненности нефти, превышающей допустимое процентное содержание, установленное в таблице 3 указанного ГОСТа, с фактическими потерями, является ошибочным.

Согласно Временному положению об оперативном и коммерческом учете сырой нефти на нефтегазодобывающих предприятиях ОАО «Оренбургнефть» (т. 35, л. д. 37 – 93), под сырой нефтью понимается любая нефть, полученная на установках сбора и сепарации нефти, в которой содержание воды составляет от 0 до 100%; учет сырой нефти подразделяется на оперативный (внутри-хозяйственный) и коммерческий учет (п. 4.1); целью учета сырой нефти является определение количества жидкости (брутто нефти) и «чистой» (нетто) (п. 4.5); основным видом технических средств учета сырой нефти являются узлы учета (УУСН), позволяющие автоматически или полуавтоматически производить измерение необходимых величин и определение учетных параметров (п. 5.1); по результатам измерений на оперативных УУСН и других установках («Спутник», БИУС, АСМА и др.) определяются суммарный объем жидкости и масса нефти нетто по промыслу, НГДУ или предприятию за отчетный период. Масса нефти нетто, определенная при оперативном учете, всегда отличается от массы товарной нефти, измеренной на коммерческих УУСН или в резервуарах из-за потерь нефти при сборе, транспортировке и подготовке, несовершенства методов и средств измерений (п. 11.1).

Исходя из содержания плана развития горных работ  на 2005 – 2006 гг. Рыбкинского месторождения нефти ОАО «Оренбурггеология» (т. 27, л. д. 134 – 142), в котором в числе прочего, также указано на то, что обводненность продукции возросла с 6,7 (1993 г.) до 32,0% (2004 г.) следует, что продукция добывающих скважин поступает на АГЗУ «Спутник», в котором происходит замер дебита счетчиком «ТОР», с АГЗУ жидкость поступает на наборные емкости, и прокачивается через турбинный счетчик на ДНС «Загорская» ЗАО «Терминал» (т. 27, л. д. 139).

В соответствии с п. 30 Методических рекомендаций, количество добытого полезного ископаемого определяется по данным геолого-маркшейдерского учета, ведущегося в соответствии с отраслевыми методическими указаниями по учету добычи полезного ископаемого.

Рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей нефти, утвержденными приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 № 69 установлено, в частности, что: массой брутто нефти признается общая масса нефти, включающая массу балласта (пп. 2.1.12); массой балласта признается общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти (пп. 2.1.13); массой нетто нефти признается разность массы брутто нефти и массы балласта (пп. 2.1.14).

Из содержания представленных в материалы дела при рассмотрении апелляционной жалобы, копий технических паспортов счетчика жидкости турбинного ТОР 1-80 и установки автоматизированной групповой «Спутник АМ40-8-1500», не следует, что данные счетчик и установка, позволяют определять процентное соотношение объема содержащейся в жидкости, воды и нефти.

Согласно п. 112 Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 № 71, технологический режим работы добывающих скважин, определяемый на основании норм отбора нефти и газа, обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется параметрами: пластовым, забойным и устьевым давлениями; дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции; типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования, режимами и временем его работы и др. Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважины принимается исходя из условий проведения комплекса исследований (индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.).

Таким образом, счетчики жидкости, сами по себе, определяют именно, количество добытой жидкости, а процентное содержание в добытой жидкости определенных компонентов, устанавливается исходя из данных результатов измерений, оформляемых в соответствии с разделом VI Рекомендаций, утвержденных приказом Минпромэнерго от 31.03.2005 № 69.        

Налоговый орган в свою очередь, не доказал, что им, при определении налоговых обязательств ОАО «Оренбурггеология», использовался метод вычисления массы нефти нетто, в соответствии с п. 5.4 Рекомендаций, утвержденных приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 № 69.

Не могут быть приняты во внимание ссылки налогового органа на нарушение заявителем условий постановления Госкомстата России от 22.07.1996 № 78 «Об утверждении форм федерального государственного статистического наблюдения за геолого-разведочными работами и использованием полезных ископаемых», постановления Госкомстата России от 18.06.1999 № 44 «Об утверждении годовых форм федерального государственного статистического наблюдения за запасами полезных ископаемых и их рациональным использованием», пп. 4.9.3 «ж» Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансов запасов (письмо МПР России от 08.10.1996 № ВБ-61/2594), - выразившемся в незаполнении  графы 5 формы 6-гр, относительно данных обводненности продукции, так как подобного рода нарушения могут повлечь для заявителя самостоятельную ответственность, не регулируемую нормами законодательства Российской Федерации о налогах и сборах, а кроме того, факт обводненности нефти подтверждается иными имеющимися в материалах дела, доказательствами.

Ссылки Межрайонной инспекции Федеральной налоговой службы по крупнейшим налогоплательщикам по Оренбургской области на присвоение заявителю кода ОКВЭД 11.10.11 «Добыча сырой нефти и нефтяного (попутного) газа», также подлежат отклонению, поскольку присвоение указанного кода носит заявительный характер (постановление Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от