Постановление Второго арбитражного апелляционного суда от 22.03.2010 по делу n А29-3421/2009. Оставить решение суда без изменения, а жалобу - без удовлетворения

зарегистрировано без каких-либо обременений и  еще в ноябре 2005.

     Оценив  в совокупности  доводы  Общества  по данному эпизоду с  учетом документов,  представленных в  материалы дела налоговым  органом, арбитражный апелляционный суд  считает, что  действия Общества  и его контрагентов,  вытекающих  из договоров  займа,  фактически  были направлены  на создание  искусственной ситуации,  имевшей  целью  получение необоснованной налоговой  выгоды  путем  уменьшения  своих налоговых обязательств  по уплате налога на  прибыль.

     4. Применение ставки 0% к величине нормативных потерь  в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых.

     В соответствии с подпунктом 1 пункта 1 статьи 336 НК РФ  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 НК РФ  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 НК РФ  добытым полезным ископаемым  является нефть обезвоженная, обессоленная  и стабилизированная.

     В силу пунктов 1 и 2 статьи 339 НК  РФ  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 анализа  положений пунктов 1, 2 статьи 337 и пунктов 1, 2 статьи 339  НК РФ  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 НК РФ  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  НК 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 НК РФ не предусмотрена   возможность применения разных методов определения количества добытого полезного ископаемого в разные месяцы (в разные налоговые периоды).

     Как  следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, Общество в проверяемом периоде осуществляло добычу нефти на основании  следующих лицензий:

    - СЫК 11422 НЭ, выданной на Северо-Мастерьельское месторождение,

    - СЫК 11423 НЭ, выданной на Восточно-Рогозинское месторождение,

    - СЫК 11424 НЭ, выданной на Мастерьельское месторождение.

    В  материалах дела имеется  письмо от 20.01.2009  №02-06/75 Управления по недропользованию по Республике Коми и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Печорского межрегионального управления по технологическому и экологическому надзору  (письмо от  26.01.2009  №245), 01.09.2004  проведено переоформление лицензий на право пользования названными участками нефтяных месторождении с ОАО «УПК «Недра» на Общество. При этом принципиальных изменений в технологическую схему (проектную документацию) на разработку Восточно-Рогозинского, Мастерьельского и Северо-Мастерьельского месторождений не вносилось (т.46 л.д.88, 89).

    Решением Арбитражного суда Республики Коми по  делу №А29-6683/2006А, в рамках которого обжаловалось решение налогового органа, принятого по результатам выездной налоговой проверки ОАО «УПК «Недра» за 2004, было установлено, что количество добытого полезного ископаемого (нефти) по трем месторождениям определялось Обществом расчетным путем, по данным о содержании нефти в извлекаемом из недр минеральном сырье (т.49  л.д.70-89). Данный  факт  обоснованно  принят во внимание  судом первой инстанции  при рассмотрении вопроса о применении Обществом косвенного метода определения добытого  полезного ископаемого.

     Согласно Учетной политике на 2005 (пунктом 2.7) количество добытого углеводородного сырья (нефти) определяется Обществом по Восточно-Рогозинскому месторождению прямым методом (посредством измерительных средств и устройств), по Мастерьельскому и Северо-Мастерьельскому месторождениям косвенным методом (расчетно, по данным о содержании добытого полезного ископаемого в извлекаемом из недр (отходов, потерь) минеральном сырье).

     В соответствии с технологической схемой Восточно-Рогозинского месторождения (т.21)  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  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.                     

    Из  Северо-Мастерьельского и Мастерьельского месторождений  нефтесодержащая жидкость вывозилась автоцистернами на ООО СП «Эконефть» для доведения последней до соответствия ГОСТу  Р 51858-2002 в рамках  договорных отношений между Обществом и ООО СП «Эконефть» от 01.10.2005  №27 ПН.

     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 (т.47 л.д.79-87)  подтверждается, что в 2005  Общество  не имело  возможности определить количество добытого  полезного ископаемого прямым методом.

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 и  по результатам лабораторных проб определяется содержание  нефти в нефтесодержащей жидкости.

    Таким образом, арбитражный апелляционный  суд считает, что 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.

     В  отношении  позиции Общества о том, что вне  зависимости от применяемого метода  определения количества добытого полезного ископаемого  налогоплательщик имеет право  на налогообложение нормативных потерь по ставке 0%,  арбитражный апелляционный  суд  считает необходимым указать  на  следующее.

     Согласно подпункту 1 пункта 1 статьи 342 НК РФ налогообложение производится по  ставке 0% при добыче полезных ископаемых в части нормативных потерь  полезных ископаемых.  Для целей  применения главы 26 НК РФ 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  (постановлением  от 29.12.2001  №921 приняты  Правила утверждения нормативов потерь полезных ископаемых при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки месторождения).

    В пункте 5 названных Правил установлено, что нормативы потерь углеводородного сырья, в том числе связанных с обустройством месторождения, ежегодно утверждаются Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством природных ресурсов Российской Федерации и Федеральным горным и промышленным надзором России. Министерство энергетики Российской Федерации направляет сведения об утвержденных нормативах потерь в Министерство Российской Федерации по налогам и сборам в 10-дневный срок со дня их утверждения.

     На основании пункта 3 статьи 339 НК РФ  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 завершению 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 проведенных измерений.

     При применении  прямого метода определения количества добытого полезного ископаемого, количество добытого полезного ископаемого определяется с учетом фактических потерь полезного ископаемого.

     В соответствии с пунктом 2 Постановления Госкомстата Российской Федерации от 18.06.1999  №44 «Об утверждении годовых форм федерального государственного статистического наблюдения за запасами полезных ископаемых и их рациональным использованием» юридическими лицами, их обособленными подразделениями - пользователями недр, ведущими разведку и разработку месторождений, по объектам недропользования представляется статистическая отчетность по форме 6-гр в территориальные органы Госгортехнадзора, территориальные геологические фонды, Российскому федеральному геологическому фонду МПР России для формирования Государственного баланса запасов полезных ископаемых (далее - Госбаланс).

    Министерством топлива и энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством экономики Российской Федерации 10.12.1999  №К-10439 утверждено «Положение о раздельном учете добычи нефти из введенных в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях», в соответствии с которым определены,  в том числе,  требования по ведению отчетности по добыче нефти.

     Указанным нормативным  документом  предусмотрено, что первичным документом оперативной отчетности по добыче нефти является месячный эксплуатационный рапорт, формируемый непосредственно в цехах по добыче нефти и газа на основе данных замеров дебитов жидкости, обводненности продукции и времени работы скважин.

     Как  следует из материалов дела и установлено судом первой инстанции, в  статистическом  отчете по форме №6-ГР «Сведения о состоянии и изменения запасов» отражено, что общее количество добытой нефти Обществом в 2005  составило 196,7 тыс. тонн  (том. 53, л.д. 202, 207).

     По сведениям месячных эксплутационных рапортов за 2005  количество добытой нефтесодержащей жидкости за 2005  составило 198 123 тонны; количество добытой нефти, содержащейся в нефтесодержащей жидкости, составило 196 691 тонну  (т.37).

     Названные  месячные эксплуатационные рапорты за 2005  содержат сведения   о работе  нефтяных скважин, способе добычи нефти,  сведения о количестве добытой нефтесодержащей жидкости, и сведения о содержании в данном минеральном  сырье нефти и воды.

     Суд  первой инстанции, анализируя  указанные рапорты,  обоснованно  установил, что количество добытой нефти как продукции, содержащейся в фактически добытом из недр минеральном сырье, Общество определяет расчетным методом, т.е.  Общество