Постановление Второго арбитражного апелляционного суда от 23.06.2010 по делу n А29-13698/2009. Оставить решение суда без изменения, а жалобу - без удовлетворения

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 в пункте 3 статьи 339 Кодекса предусмотрено, что, 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.

Следовательно, в целях налогообложения объектом налогообложения является нефть, прошедшая подготовительные операции и приведенная в соответствие к стандарту качества, в результате которых образуются фактические потери.

В силу пункта 1 статьи 342 Кодекса налогообложение по налогу на добычу полезных ископаемых производится по ставке ноль процентов 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.

Пункт 1 статьи 342 Кодекса предусматривает, что в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствуют утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов потерь применяются нормативы потерь, утвержденные ранее в порядке, установленном абзацем вторым настоящего подпункта, а по вновь разрабатываемым месторождениям - нормативы потерь, установленные техническим проектом.

Правила утверждения нормативных потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения, утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2001 № 921 (далее – Правила).

Как следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, ОАО «Комнедра» в проверяемом периоде осуществляло добычу нефти на основании лицензии СЫК 12640 НЭ, выданной на Восточно-Рогозинское и Рогозинское месторождения.

Из представленной уточненной налоговой декларации № 5 по налогу на добычу полезных ископаемых за сентябрь 2007 года видно, что налоговая ставка 0 процентов применена Обществом к фактическим потерям при добыче нефти на Восточно-Рогозинском месторождении.

В пункте 2.7 Учетной политики ОАО «Комнедра» на 2007 год закреплено, что количество добытого углеводородного сырья (нефти) определяется Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению прямым методом (посредством измерительных средств и устройств). Количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого (лист дела 69 том 2).

При рассмотрении дела № А29-3421/2009 судами установлено, что в соответствии с технологической схемой разработки Восточно-Рогозинского месторождения  и договором от 01.01.2005 №ЛК-041320, заключенным между Обществом  и ООО «ЛУКОЙЛ Коми», договором от 01.10.2005 №27 ПН с ООО СП «Эконефть», а также актами приема-передачи нефти, доведение нефти до требований ГОСТа в 2005 году осуществлялось сторонними юридическими лицами - ООО «ЛУКОЙЛ Коми» и ООО СП «Эконефть». При этом передача нефтесодержащей жидкости (сырой нефти) Общества другому юридическому лицу ООО «ЛУКОЙЛ Коми» осуществляется посредством СИКН №25, имеющего свидетельство о поверке. В соответствии с выданным Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии от 28.06.2005 Сертификатом об утверждении типа средств измерения СИКН №25 предназначен для измерения массы сырой нефти (т.е. минерального сырья) при проведении приемо-сдаточных операции.

Нефть Общества, подготовленная на УПН ООО СП «Эконефть» и УПН «Возей» ООО «ЛУКОЙЛ Коми» и соответствующая ГОСТу  Р 51858-2002,  через пункт сдачи приема нефти (ПСП) ООО «Енисей» по договору на сдачу и передачу нефти от 28.12.2004 №51/04 (с дополнением №2 к данному договору от 27.10.2005 г.) поступала в нефтепроводы ОАО «Северные магистральные нефтепроводы». Количество передаваемой нефти Общества в систему ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» учитывалось по показаниям приборов № 397, то есть на коммерческом узле учета ООО «Енисей», и фиксировалось  в актах приема нефти. Протоколами осмотра месторождений от 16.09.2008, протоколами допросам свидетелей от 17.03.2008, а также вышеназванными договорами с ООО «Лукойл-Коми»  и ООО «Енисей», актами приема-сдачи нефти на подготовку подтверждается, что в 2005 Общество не имело возможности определить количество добытого полезного ископаемого прямым методом.

Согласно части 4 статьи 69 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации обстоятельства, установленные вступившим в законную силу судебным актом арбитражного суда по ранее рассмотренному делу, не доказываются вновь при рассмотрении арбитражным судом другого дела, в котором участвуют те же лица.

В судебном заседании 17.06.2010 представители Общества подтвердили, что в сентябре 2007 года применялась та же технологическая схема разработки Восточно-Рогозинского месторождения, что и в 2005 году.

Из пояснений ОАО «Комнедра» по применению принципиальной технологической схемы ДНС Восточно-Рогозинского месторождения от 24.02.2010 (листы дела 70-73 том 3), представленных в суд первой инстанции, следует, что добытая нефтесодержащая жидкость со скважин Восточно-Рогозинского месторождения поступает на АГЗУ, где происходит замер дебита каждой скважины. Из трубопровода газонасыщенная нефтяная эмульсия поступает в путевой подогреватель, затем проходит через сепараторы первой и второй ступени С-1 и С-2, где происходит разгазирование нефтесодержащей жидкости. Дегазированная нефтесодержащая жидкость откачивается на узел замера, откуда транспортируется на ДНС-3 Возейского месторождения. С ДНС-3 нефтесодержащая жидкость по нефтепроводу поступает на УПН Возей, где происходит ее подготовка и перекачка по межпромысловому нефтепроводу «Харьяга-Уса» на терминал «УСА» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Товарная нефть сдается в ООО «СМН» через СИКН № 391 Терминал «УСА» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Договором от 01.01.2006 № 05У0513 на оказание услуг по подготовке и перекачке нефти по системе коммуникаций и оборудования УПН «Возей», заключенным между ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (Исполнитель) и ОАО «Комнедра» (Заказчик), действовавшим в спорном налоговом периоде, предусмотрено, что Исполнитель обязуется оказывать Заказчику услуги по подготовке нефти до качества, соответствующего требованиям ГОСТ Р 51858, и перекачке нефти через коммуникации УПН «Возей» и возвращать нефть Заказчику в пункте передачи Исполнителя (листы дела 1-6 том 2).

Из изложенного следует, что добытое Обществом углеводородное сырье становится нефтью, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002, то есть добытым полезным ископаемым в целях налогообложения, в результате операций по подготовке и перекачке.

Из материалов дела также усматривается, что по завершении технологических операций налогоплательщик не сам, а сторонние организации определяют количество добытой нефти, а Обществом самостоятельно определяется только количество добытого минерального сырья (нефтесодержащей жидкости) и по результатам лабораторных проб определяется содержание нефти в нефтесодержащей жидкости.

Таким образом, суд апелляционной инстанции считает, что у Общества в проверяемый период отсутствовало оборудование по доведению нефтесодержащей жидкости до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, налогоплательщик не имел возможности прямым методом измерить количество добытого полезного ископаемого, поэтому, применяемый Обществом метод при определении количества добытой нефти, т.е. расчетный метод определения содержания нефти (товара) в извлекаемом из недр нефтесодержащей жидкости, является  косвенным методом.

Общество не представило доказательств проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых в Восточно-Рогозинском месторождении (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены налогоплательщиком при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.

Договор от 01.01.2006 № 05У0513 на подготовку нефти не содержит сведений о проведении измерений фактических потерь нефти при подготовке до требований ГОСТ Р. Технологические потери при подготовке нефти определяются сторонами расчетным путем исходя из норматива 0,303% от количества нефти, переданной на подготовку.

Представленные в материалы дела отчет о нормативах потерь на 2007 год и принципиальная схема сбора и транспортировки нефти с Восточно-Рогозинского месторождения подтверждают доводы налогового органа об отсутствие у ОАО «Комнедра» возможности проведения измерений фактических потерь нефти за пределами Восточно-Рогозинского месторождения.

Из указанных документов усматривается, что на установку подготовки нефти УПН «Возей» продукция скважин Восточно-Рогозинского месторождения от точки врезки в межпромысловый нефтепровод поступает совместно с нефтью с ДНС-3 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». На УПН «Возей» нефть обезвоживается и обессоливается до товарных кондиций, предъявляемых транспортной компанией ООО «АК «Транснефть». После обессоливания до товарных кондиций на УПН «Возей» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» нефть перекачивается по межпромысловому нефтепроводу «Харьяга-УСА» до терминала «УСА» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», где осуществляется сдача товарной нефти через коммерческий узел учета СИКН №391; что с ДНС Восточно-Рогозинского месторождения нефть вывозится автотранспортом на установку подготовки нефти ООО СП «Эконефть», где осуществляется обезвоживание и обессоливание нефти до требований, предъявляемых транспортной компанией ООО «АК «Транснефть». Товарная нефть в смеси с другими нефтями откачивается в пункт приема и сдачи нефти ПСП ООО «Енисей» для последующей сдачи через коммерческий узел учета (СИКН № 397) в систему магистральных трубопроводов.

Таким образом, на коммерческие узлы учета (СИКН № 397) поступает смесь нефтей, соответствующих требованиям ГОСТ Р 51858-2002, различных месторождений и недропользователей, а следовательно, после смешения нефти Восточно-Рогозинского месторождения с нефтью иных месторождений, транспортируемых по межпромысловому нефтепроводу, технически невозможно обеспечить раздельное измерение:

- фактического количества нефти Восточно-Рогозинского месторождения, подготовленной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002;

- количества фактических потерь нефти Восточно-Рогозинского месторождения.

Аналогично, технически невозможно выделение и определение из общего количества нефти различных месторождений, подготовленной на УПН «Эконефть», нефти, добытой на Восточно-Рогозинском месторождении, после их смешения.

Следовательно, определить количество нефти, добытой ОАО «Комнедра» на Восточно-Рогозинском месторождении и доведенной до соответствия требованиям ГОСТ Р 51858-2002, посредством применения измерительных средств и устройств невозможно.

Также невозможно измерить количество фактических потерь нефти, добываемой на Восточно-Рогозинском месторождении, возникающих после передачи Обществом нефти на подготовку до требований стандарта сторонним организациям.

В связи с этим, представленные Обществом акты приема-передачи нефти за сентябрь 2007 года не подтверждают проведение измерений фактических потерь, возникающих на Восточно-Рогозинском месторождении.

Кроме того, налоговым органом обосновано отмечено, что Обществом не представлены суду документы, подтверждающие количество нефти, вывезенной с Восточно-Рогозинского месторождения на подготовку автотранспортом.

Кроме того, отсутствие измерений фактических потерь нефти подтверждается Сведениями о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме № 6-ГР и пояснительной запиской к ним.

Государственный учет запасов нефти, добываемых на территории Российской Федерации, отражается в отчетном балансе запасов предприятий-недропользователей в соответствии с формой государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть).

В соответствии с пунктом 3.2. «Методических рекомендаций по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-ГР (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводного территориальных балансов запасов» при составлении отчетного баланса в соответствии с формой № 6-ГР (нефть) учитываются все изменения запасов нефти, происшедшие в отчетном году в результате добычи; потерь при добыче и по другим причинам; разведки; списания неподтвердившихся запасов; переоценки, передачи с баланса на баланс и по другим причинам.

Согласно Сведениям о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме № 6-ГР по графе «Изменение запасов в результате добычи/потерь» Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению отражены только данные о добыче на месторождении 136 тыс. тонн нефти (лист дела 183 том 3).

Из пояснительной записки к Отчетному балансу запасов нефти (форма 6-ГР) за 2007 год ОАО «Комнедра», следует, что изменение запасов за 2007 год произошло в результате добычи нефти и переоценки запасов за счет годовой добычи в 2006 году. Сведения об изменении запасов за 2007 год в результате потерь нефти не отражены (листы дела 173-174 том 3).

Сведения ОАО «Комнедра» о состоянии и изменении запасов нефти за 2007 год по форме № 6-ГР соответствуют данным Государственного баланса запасов нефти, утвержденным по состоянию на 01.01.2008.

В обоснование своей позиции заявитель ссылается на письмо ГУП РК ТП НИЦ от 09.02.2010 № 149, где Тимано-печорский научно-исследовательский центр указывает на Методические рекомендации по заполнению формы 6-ГР. Суд первой инстанции пришел к правильному выводу о том, что позиция налогового органа вышеуказанным разъяснениям не противоречит.

В соответствии с Разделом 13 Инструкции по учету нефти, Раздел 2 Товарного баланса «Добыча нефти» заполняется ОАО «Комнедра» на основании акта подтверждения добычи нефти, который