Постановление Второго арбитражного апелляционного суда от 07.04.2011 по делу n А29-11750/2009. Оставить решение суда без изменения, а жалобу - без удовлетворения

в указанной части, Общество обжаловало его в арбитражный суд.

Арбитражный суд Республики Коми, отказывая в удовлетворении заявленных требований в указанной части, руководствовался статьей 337, пунктом 2 статьи 339, пунктом 1 статьи 342 Налогового кодекса РФ и пришел к выводу, что положениями главы 26 Налогового кодекса РФ не предусмотрен учет фактических потерь полезного ископаемого при применении косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого. ООО «Динью» не представило доказательств проведения в проверяемом периоде измерений фактических потерь полезных ископаемых (наличия фактических потерь), технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождений, которые были бы учтены при определении количества добытого полезного ископаемого в целях налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых.

В своей апелляционной жалобе Общество указало, что не согласно с выводом суда первой инстанции о неправильном определении налогоплательщиком количества добытого полезного ископаемого (нефти), подлежащего налогообложению по общеустановленной ставке, и необоснованном применении ставки 0% в части нормативных потерь за 2006 – 2007 годы. По мнению Общества, как при прямом, так и при косвенном методе налогоплательщик определяет количество добытого полезного ископаемого, содержащегося в извлеченном из недр минеральном сырье.

Заявитель указывает, что определение количества добытого полезного ископаемого в 2006 -2007 годах производилось с использованием системы измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС). При передаче нефти в подразделение ООО «Лукойл-Коми» Обществом учитываются только нетто нефти, за вычетом балласта: воды, хлористых солей, механических примесей.

ООО «Динью» считает, что применение нулевой ставки НДПИ в части нормативных потерь правомерно при использовании налогоплательщиком как прямого, так и косвенного метода учета количества добытого полезного ископаемого. В налоговых декларациях по НДПИ за налоговые периоды 2006 -2007 годов Общество облагало по ставке 0% фактические потери в пределах утвержденных нормативов. Ссылаясь на пункт 1 статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации ООО «Динью» указывает, что налоговое законодательство не содержит предписаний о налогообложении фактических потерь в пределах утвержденных нормативов по налоговой ставке отличной от нуля.   

Суд апелляционной инстанции рассмотрев апелляционную жалобу Общества не нашел оснований для отмены или изменения решения суда в оспариваемой налогоплательщиком части исходя из нижеследующего.

В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 336 Налогового Кодекса РФ (далее – Кодекс) объектом налогообложения налогом на добычу полезных ископаемых признаются полезные ископаемые, добытые из недр на территории Российской Федерации на участке недр, предоставленном налогоплательщику в пользование в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Согласно пункту 1 статьи 337 Кодекса 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 указанных стандартов для отдельного добытого полезного ископаемого - стандарту (техническим условиям) организации (предприятия).

Согласно пункту 2 статьи 337 Кодекса добытым полезным ископаемым является нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная.

В силу пунктов 1 и 2 статьи 339 Кодекса количество добытого полезного ископаемого определяется налогоплательщиком самостоятельно. В зависимости от добытого полезного ископаемого его количество определяется в единицах массы или объема. 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, если иное не предусмотрено настоящей статьей. В случае если определение количества добытых полезных ископаемых прямым методом невозможно, применяется косвенный метод.

Из содержания пунктов 1, 2 статьи 337 и пунктов 1, 2 статьи 339 Кодекса следует, что определение применяемого порядка определения количества добытого полезного ископаемого находится в прямой зависимости от того, что фактически измеряется налогоплательщиком по окончании полного комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения: добытое полезное ископаемое, соответствующее ГОСТу (прямой метод учета) или минеральное сырье, в котором содержится добытое полезное ископаемое, соответствующее ГОСТу (косвенный метод учета).

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 согласно положениям пункта 3 статьи 339 Кодекс 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.

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

Учет фактических потерь полезного ископаемого при определении количества добытого полезного ископаемого косвенным методом нормами главы 26 Налогового кодекса РФ не предусмотрен. При косвенном методе фактические потери полезного ископаемого должны быть включены в расчетные данные его содержания в минеральном сырье.

Применяемый налогоплательщиком метод определения количества добытого полезного ископаемого подлежит утверждению 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 Налоговом кодексе РФ не предусмотрена возможность применения разных методов определения количества добытого полезного ископаемого в разные месяцы (в разные налоговые периоды).

Как следует из представленных материалов, в проверяемый период ООО «Динью» осуществляло добычу нефти на основании лицензии на право пользования недрами СЫК № 01081 НР с целевым назначением и видами работ поиски, разведка и добыча углеводородного сырья на условиях предпринимательского риска на Иваншорском участке со сроком действия февраль 2018 года.

В соответствии с учетной политикой на 2006 год от 30.12.2005 и на 2007 год от 30.12.2006, количество добытого полезного ископаемого (нефти) определяется прямым (путем применения измерительных приборов) методом. Налоговая база при добыче нефти в соответствии со статей 339 Налогового кодекса РФ определяется как количество добытых полезных ископаемых в тоннах за минусом нормативных потерь, утвержденных Министеритвом промышленности и энергетики РФ.

В целях установления фактического метода определения количества добытого углеводородного сырья, у Общества запрашивались необходимые документы, пояснения, проводились опросы свидетелей, а также налоговым органом проведен осмотр Динью-Савиноборского нефтяного месторождения. 

Как следует из материалов дела, по требованию № 136 от 09.09.2008 (исх. №13-16/422 от 09.09.08) у Общества запрошено пояснение, каким способом (образом), производился подсчет количества добытой нефти в период с декабря 2006 года и в 2007 году. Общество пояснило, что согласно технологическому процессу добычи, подготовки и сдачи нефти потребителю происходит следующее движение: Сырая нефть со скважин поступает на ДНС, где происходит дегазация и предварительный сброс воды. На ДНС сырая нефть, после предварительной подготовки, накапливается в резервуарах и далее перекачивается через систему измерений количества сырой нефти СИКНС в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Подсчет количества добытой нефти производился на основании следующих данных: 1. Нефть, сданная через СИКНС в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», в течение суток. 2. «+;-» разница в остатках. 3. Нефть, использованная на собственные нужды.

В ходе проверки Инспекцией произведен допрос свидетеля Беловуса Н.Б., работающего в 2006-2007 годах в должности начальника производственного отдела ООО «Динью».

Из протокола допроса Беловуса Н.Б. от 10.10.2008 (т.6 л.д. 46-50) следует, что количество добытой нефти на месторождении рассчитывается по данным сданного объема нефти на подготовку и разницей остатков в резервуарах на начало и конец суток. В резервуарах снятие натуральных остатков производилось операторами, все резервуары на ДНС поверены и имеют градуированные таблицы. Уровень наполнения нефти замерялся метроштоком, который тоже имеет свидетельство о поверки. Замер наполнения производился на 24 часа ежедневно для составления оперативной сводки, оператором ДНС и в последний день месяца  на 24 часа комиссией, согласно приказу ООО «Динью». Данные показатели фиксировались в вахтовом журнале и в оперативной сводке, в ежемесячных актах снятия натуральных остатков. Кроме того, свидетель указал, что данные показатели участвуют в исчислении количества добытой нефти по данным сданного объема нефти на подготовку и разницей в остатках на начало и конец суток.

На вопрос, на каком участке месторождения происходила передача нефтесодержащей жидкости в систему коммуникаций ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в ТПП «ЛУКОЙЛ - Ухтанефтегаз», свидетель пояснил, что нефть считается переданной на подготовку, пройдя счетчик жидкости  (массомер), который находится на СИКНС.

Также согласно показаниям свидетеля Общества, в систему коммуникации ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в соответствии с договорными отношениями последнему передавалась сырая нефть. Средством измерения нефтесодержащей жидкости на месторождении с января 2007 года являлся СИКНС, с помощью которого осуществлялись товарно-учетные операции с ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». До конца 2006 года на данном месторождении коммерческий узел учета нефти состоял из двух (рабочего и резервного) ультразвуковых расходомеров ИРМ-500, влагомера ВСн-1, пробоотборника ПРОБА-1М, датчиков давления, температуры.

На эксплуатируемых кустах №№ 1,2 и 7 установлены замерные установки «АГЗУ-8(6) - 400» производства ОАО «Опытный завод «Электрон», на кусте № 3 установлена АГЗУ «ОЗНА-Массомер-М», что подтверждается так же Программой развития горных работ на 2006 год Иваншорская площадь, согласованной Печорским межрегиональным управлением по технологическому и экологическому надзору ФС РФ Протоколом № 11-ОН от 20.12.2005, Дополнением к Программе развития горных работ на 2006 год Иваншорская площадь, согласованной Печорским межрегиональным управлением Протоколом № 14-ОН-доп от 14.07.2006 и Программой развития горных пород на 2007 год Иваншорская площадь, согласованной Ухтинским отделом Печорского межрегионального управления по технологическому и экологическому надзору ФС РФ Протоколом № 11-ОН от 29.11.2006.

Установки имеют сертификат об утверждении типа средств измерений и разрешение Госгортехнадзора России на применение. Установки позволяют контролировать дебит каждой скважины, обводнённость продукции скважин, газовый фактор, плотность продукции и производить пересчет, приводя полученные данные к нормальным условиям.

В соответствии со статьей 92 Налогового кодекса РФ в целях установления фактического метода определения количества добытого  углеводородного сырья, должностными лицами Инспекции был проведен осмотр Динью-Савиноборского нефтяного месторождения. О производстве осмотра составлен Протокол осмотра Динью-Савиноборского нефтяного месторождения от 30.09.2008 (т.6 л.д.51-148).

Протоколом осмотра нефтяного месторождения от 30.09.2008, протоколом опроса свидетеля Беловуса Н.Б. от 10.10.2008, Программой развития горных работ на 2006-2007 годы, документами и пояснениями, представленными Обществом в рамках выездной налоговой проверки, подтверждается, что у Общества на Динью-Савиноборском нефтяном месторождении отсутствует система измерений количества и качества нефти, соответствующей ГОСТ Р 51858-2002.

По мнению налогового органа, применяемые Обществом измерительные приборы - ГЗУ, СИКНС, по своему назначению и техническим характеристикам не могут служить средством измерения добытого полезного ископаемого-нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной, а служат для измерения нефтесодержащей жидкости.

Следовательно, фактически Общество в декабре 2006 года и в 2007 году определяло количество добываемой и сливаемой нефти на Динью - Савиноборском месторождении расчетным путем, т.е. косвенным методом, что не соответствует методу, закрепленному в учетной политике Общества.

Изменения в технологическую схему разработки Динью-Савиноборского месторождения в связи с изменением применяемой технологии добычи полезных ископаемых Обществом не вносились. Учитывая, что у Общества отсутствует оборудование по доведению нефтесодержащей жидкости до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, то оно не имеет возможности прямым методом измерить количество добытой нефти, соответствующей ГОСТ Р 8.595-2002 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы».

В рамках выездной налоговой проверки Обществом по требованию № 106 от 28.07.2008г. (исх. № 13-16/323 от 28.07.2008г.) представлены за 2006-2007 годы следующие документы: ежемесячные отчеты о работе добывающих скважин (ежемесячные геологические отчеты в разрезе скважин); ежемесячные оперативные сводки по добыче и сдаче нефти, ежемесячные отчеты по добыче, сдаче распределении и остатках нефти; ежемесячные акты движения нефти; ежемесячные акты технологических потерь нефти при добыче, подготовке, транспортировке нефти (акты на списание потерь); ежемесячные акты движения нефти Общества в соответствии с договором ЛК-050693 от 25.11.2004, соглашение № 2 от 28.11.2005, № ЛК-06Y031 от 16.11.2006, заключенное между ООО «Динью» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»; ежемесячные сведения о добытой нефти, сданной нефти и добытом газе (форма МНФГ); ежемесячные балансы нефти; ежеквартальная оперативная информация об исполнительном балансе нефти и газового конденсата  ООО «Динью» (форма БПН).

Количество добытой нефти, заявленной в налоговых декларациях по НДПИ, полностью соответствует данным геологических отчетов за налоговые периоды: декабрь 2006 года и январь-декабрь