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

2007 года.

В соответствии с договором № ЛК-050693 от 25.11.2004, соглашением № 2 от 28.11.2005, договором № 06Y2031 от 16.11.2006, заключенным между ООО «Динью» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», последний оказывает услуги по транспортировке и подготовке нефти на своих производственных мощностях до требований ГОСТ Р 51858-2002, сдаче товарной нефти в ОАО «СМН», а также оказывает услуги по определению качества нефти и по хранению нефти.

ООО «Динью» заключило соглашения № 1474/05 от 27.10.2005г. (на 2006 год) и № 1413/06 от 08.09.2006г. (на 2007 год) с ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» о порядке приема-сдачи нефти по показаниям систем измерений количества и показателей качества нефти.

Предметом данных Соглашений является обеспечение равномерной или плановой транспортировки нефти, добытой ООО «Динью» на Динью-Савиноборском месторождении, по системе магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть» с предоставлением ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» средств измерений и оборудования для определения количества и показаний качества нефти, подготовленной в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, в систему магистральных нефтепроводов: по замеру уровня нефти объемно-массовым статическим методом по резервуарам РВС-5000 №№ 1,2,3,4,5 и сдачу её представителю ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», в пункте приема на ПСП № 44 ПС-2, НПС «Ухта-2».

Согласно актам движения (приема-сдачи) нефти Общество сдает сырую нефть в коммуникации ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» для подготовки до соответствия ГОСТ Р 51858-2002. Проверкой установлено, что при формировании налогооблагаемой базы по налогу на добычу полезных ископаемых Общество использует данные количества добытой нефти (товара), сформированные на производственных мощностях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Учитывая то обстоятельство, что на месторождении Общество не имеет технической возможности подготовить нефть до требований ГОСТ Р 51858-2002 (о чем свидетельствует технологическая схема добычи нефти на Динью-Савиноборском месторождении), а в соответствии с договорными отношениями с ЛУКОЙЛом последнее осуществляет подготовку сырой нефти до товарной, налогооблагаемая база для исчисления налога на добычу полезных ископаемых формируется на ТХУ ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», то есть на стадии доведения углеводородного сырья до соответствия ГОСТ Р 51858-2002.

При проверке заявленных Обществом технологических потерь Инспекцией был исследован Отчет «Разработка нормативов технологических потерь нефти на объектах ООО «Динью» на 2006 год», разработанный ЗАО «Севернефтеотдача» для Общества (т.6 л.д. 1-45).

Согласно данному отчету на 2006 год принципиальная технологическая схема сбора и первичной подготовки нефти на Динью-Савиноборском нефтяном месторождении выглядит следующим образом.

Добыча нефти осуществляется из девонских отложений фонтанным и механизированным способами. Продукция промысла от кустов скважин по внутрипромысловому нефтепроводу под собственным давлением (или давлением, создаваемым электропогружными насосами), поступает в сепараторы С-1 и С-2 на разгазирование. Процесс разгазирования протекает при давлении 0,3 МПа и при естественной температуре поступающего на ДНС сырья. Давление в сепараторах поддерживается регулятором давления «до себя», установленным на линии выхода газа из сепараторов, с тем, чтобы подать газ на розжиг факельной системы. Газ, выделившийся при разгазировании на первой ступени сепарации, поступает на сжигание в факельную систему.

Факельная линия обвязана емкостью ЕП-2 (подземная емкость объемом 25 м(3) с откачивающим насосом) для улавливания газового конденсата (капельной нефти) и возвращения его в технологическую систему сбора.

Данный вариант с утилизацией газа путем сжигания предусмотрен лишь на период пробной эксплуатации. В дальнейшем планируется строительство газогенераторной электростанции, в качестве топлива для которой и будет служить выделившийся газ первой ступени сепарации ДНС.

Из сепараторов С-1 и С-2 жидкость (нефтеводяная эмульсия) поступает в буферные емкости БЕ-1 и БЕ-2. Перетек жидкости из сепараторов в емкости осуществляется самотеком - высота постамента под сепараторы первой ступени сепарации принята с учетом геодезических отметок нижних образующих сепараторов и буферных емкостей и потерь давления в трубопроводе. На случай ремонта буферных емкостей или опорожнения их при нарушении технологического режима ДНС, предусмотрен подземный резервуар для слива и хранения нефти Е-1 (дренажная емкость объемом 50 м(3) с погружным электронасосом НВ 50/50).

Из буферных емкостей БЕ-1 и БЕ-2 жидкость поступает на прием дожимных насосов Н-1/1 и Н-1/2  самотеком высота расположения буферной емкости относительно насосов определена с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного натрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса.

Насосами жидкость подается на узел учета и качества перекачиваемой жидкости, замеряется и откачивается затем по межпромысловому нефтепроводу в нефтепровод Мичаю-Северный Савинобор.

В соответствии с Отчетом о научно-исследовательской работе «Определение технологических потерь нефти лицензионных объектов ООО «Динью» и разработка их нормативов на 2006 год», выполненным ЗАО «Севернефтеотдача», на промысловых объектах имеют место следующие виды технологических потерь нефти:

- от утечек из запорно-регулирующей арматуры добывающих скважин - 0,002096% массы;

- от утечек из запорно-регулирующей арматуры и насосов ДНС - 0,001786% массы;

- от уноса капельной нефти газом на факел из сепарационных емкостей ДНС- 0,008648% массы;

- от уноса нефти сточной водой из промысловых установок предварительного сброса воды на ДНС - 0,000293% массы;

- от испарения легких фракций нефти из технологических резервуаров ДНС (буферные емкости) - 0,009277% массы;

- при подготовке на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» - 0,250699% массы.

06.06.2005 года Министерством  промышленности и энергетики РФ Обществу на 2005 год были утверждены нормативы технологических потерь при добыче нефти на Динью-Савиноборском месторождении в размере 0,272%.

Как указано выше, Программа развития горных работ на 2006, 2007 годы предусматривает планируемый норматив потерь нефти для ООО «Динью», который составил также 0,272%.

Из письма Департамента государственной нормативно-технической политики, энергоэффективности и экологии в ТЭК от 05.08.2008 № 08-13/04 (т. 12 л.д. 6) следует, что материалы по обоснованию нормативов технологических потерь нефти при добыче в 2006 году по Динью-Савиноборскому месторождению, разрабатываемому ООО «Динью», рассмотрены на заседаниях Рабочей группы Минпромэнерго России по рассмотрению материалов потерь углеводородного сырья при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения 08.08.2006 и 02.10.2006. По результатам рассмотрения материалы возвращались на доработку по причине недостаточной обоснованности потерь нефти при добыче. Откорректированные материалы в адрес  Минпромэнерго России не поступали. Нормативы технологических потерь нефти при добыче в 2006 году по Динью-Савиноборскому месторождению, разрабатываемому ООО «Динью», не утверждены. Материалы по обоснованию нормативов технологических потерь нефти при добыче в 2007 году по Динью-Савиноборскому месторождению, разрабатываемому ООО «Динью», в адрес Минпромэнерго России не поступали.

Нормативные потери нефти на 2006-2007 годы в установленном законодательном порядке Обществу не утверждены.

Согласно абзацу 3 подпункта 1 пункта 1 статьи 342 Налогового кодекса РФ в случае, если на момент наступления срока уплаты налога по итогам первого налогового периода очередного календарного года у налогоплательщика отсутствует утвержденные нормативы потерь на очередной календарный год, впредь до утверждения указанных нормативов применяются нормативы потерь, утвержденные ранее.

Таким образом, Общество в 2006-2007 годах в целях определения налоговой базы по НДПИ имело право применить нормативы потерь нефти, утвержденные в установленном порядке на 2005 год.

Из показаний свидетеля Беловуса Н.Б. от 10.10.2008 следует, что фактические потери предприятием рассчитывались в пределах утвержденных Министерством промышленности и энергетики РФ на 2005 год нормативов, согласно месячному объёму добычи.

Согласно представленным актам на списание технологических потерь потери при добыче нефти на Динью-Савиноборском месторождении   составляют - 0,0211%, потери при подготовке и межпромысловой транспортировке нефти - 0,251%, в том числе потери при подготовке на ТХУ ТПП «ЛУКОЙЛ-УНГ» - 0,099%, потери на ПСП «Ухта» - 0,151%.

Также из анализа документов, представленных Обществом следует, что ООО «Динью» списывались также потери по местам их образования, которыми являются производственные мощности стороннего юридического лица - ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В ходе проверки направлено поручение в Межрегиональную ИФНС № 1 по крупнейшим налогоплательщикам об истребовании документов (информации) от ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», пояснить возможность при подготовке нефти ООО «Динью» до требования ГОСТ Р 51858-2002 раздельного учета нефти переданной ООО «Динью» и подготовленной для дальнейшей транспортировки от нефти предоставляемой другими Заказчиками ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Согласно полученному ответу (вх. № 00620 от 30.03.2009г.) смешение сданной сырой нефти ООО «Динью» с нефтью ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» при обеспечении транспортировки подготовки нефти не позволяет вести раздельный учет подготовленной нефти по ГОСТ Р 51858-2002 нефти ООО «Динью». Следовательно, у Общества отсутствовала возможность измерить и подсчитать фактические потери при подготовке нефти на производственных мощностях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Вместе с тем, в соответствии с Отчетом разработки нормативов технологических потерь нефти для Общества нормативы технологических потерь утверждены в разрезе нормативов месторождения и нормативов по транспортировке и подготовке.

Проверкой установлено, что общество при определении количества добытой нефти включало нормативы потерь не только потери при добыче нефти на месторождении, но и при подготовке сырой нефти до товарной нефти на производственных мощностях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (ТХУ ТПП «ЛУКОЙЛ-УНГ»), и перекачке последней по системе коммуникации и оборудования в ОАО «СМН». Вместе с тем, технологические операции по транспортировке нефтесодержащей жидкости, по подготовке, по приемо - сдаче нефти на ОАО «СМН» не включены в технологическую схему разработки Динью-Савиноборского месторождения.

Из анализа документов следует, что   налогооблагаемая база для исчисления налога на добычу полезных ископаемых формируется ТХУ ТПП «ЛУКОЙЛ-УНГ», то есть на стадии доведения нефтесодержащей жидкости до соответствия ГОСТу Р 518258-2002. Следовательно, потери, возникающие на данных этапах (т.е., на этапах за пределами месторождений (лицензионного участка)), не могут принимать участие при формировании налогооблагаемой базы при исчислении НДПИ по указанным выше месторождениям, в т.ч., учитываться в составе нормативных потерь, утвержденных для конкретных месторождений, и дающих право на ставку 0 рублей.

В результате проверки правильности определения количества добытого полезного ископаемого налоговым органом было установлено занижение налоговой базы, исчисляемой по ставке, установленной пунктом 2 статьи 342 НК РФ при исчислении налога на добычу полезного ископаемого.

Из положений пункта 3 статьи 339 Налогового кордекса РФ также следует, что фактические потери учитываются только при прямом методе определения количества добытого полезного ископаемого как разница между расчетным количеством полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого, и количеством фактически добытого полезного ископаемого, определяемом по завершении полного технологического цикла по добыче полезного ископаемого. Положениями главы 26 Налогового кодекса РФ не предусмотрен учет фактических потерь полезного ископаемого при применении косвенного метода определения количества добытого полезного ископаемого.         

Согласно налоговым декларациям за 2006-2007 годы при расчете налоговой базы и исчислении налога на добычу полезных ископаемых за указанные периоды Общество по месторождению применена ставка 0% в части технологических потерь полезных ископаемых. А именно, количество добытого полезного ископаемого уменьшено Обществом  на нормативные потери (фактические потери в пределах утвержденных в установленном порядке нормативов).

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.

Таким образом, суд первой инстанции с учетом фактических обстоятельств рассматриваемого дела, пришел к правомерному выводу о том, что у Общества в проверяемый период отсутствовало оборудование по доведению нефтесодержащей жидкости до государственного стандарта и соответствующие измерительные приборы, не имело 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.

Поскольку фактические потери учитываются лишь при определении количества добытого полезного ископаемого прямым методом, применение нулевой ставки в части нормативных потерь (как части фактических потерь) при определении количества добытого полезного ископаемого косвенным методом невозможно.

На основании вышеизложенного, суд апелляционной инстанции считает вывод суда первой инстанции относительно обоснованности доначисления налога на добычу полезных ископаемых из-за неправомерного применения налогоплательщиком ставки 0% к величине нормативных потерь правомерным и соответствующим обстоятельствам рассматриваемого спора.

Оснований для удовлетворения апелляционной жалобы Общества не имеется. 

Нарушений норм процессуального права, влекущих безусловную отмену судебного акта, судом апелляционной инстанции не установлено.

В соответствии со статьей 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по апелляционным жалобам относятся на заявителей жалоб. При обращении с апелляционной жалобой Обществом уплачена государственная пошлина в размере 1 000 рублей по квитанции от 31.01.2011 и 1 000 рублей по квитанции от 03.02.2011. Из положений подпунктов 3, 12 пункта 1 статьи 333.21 Налогового кодекса Российской Федерации следует, что государственная пошлина при подаче апелляционной жалобы по делам о признании недействительным ненормативного правового акта